Способы регулирования подачи УШСН

Билет №2.

Назначение систем поддержания пластового давления.

По мере извлечения углеводородов из залежи ее естественная энергия уменьшается, как и дебиты добывающих скважин. Количество добываемой нефти зависит от физических свойств пород и флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин и их расположения и т.д.

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. На новых месторождениях обеспечивается заданная динамика отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения.

Законтурное – нагн. скв. располагают за внешним контуром нефтеносности. При небольшом давлении на контуре питания или при большой удаленности контура применив законтурное заводнение можно приблизить контур к залежи и поддерживать в нем достаточное давление, тем самым повысить темп отбора.

Внутриконтурное – разрезание залежи рядами нагн. скважин на отдельные площади, тем самым более полно ввести залежь в разработку, увеличить текущий дебит и сократить срок разработки залежи. Благоприятными условиями для внутриконтурного заводнения является наличие подошвенной воды и монолитность пласта.

Блоковое - на крупных м-ях, создают несколько рядов нагн. скважин, разрезая залежь на блоки, в которых по несколько рядов доб. скв. (до 4-5 рядов). Ширина блоков при плохой проницаемости меньше. Блоковое з. часто применяют совместно с законтурным. В западной Сибири с начала раз-ки применяют в основном блоковое заводнение.

Площадное - на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи.

а) Линейное – скважины в шахматном порядке; б) Четырехточечное; в) Пятиточечное; г) Семиточечное; д) Девятиточечная.

Избирательное. м-ебурится по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД.

Очаговое. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение м-я и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. нагн. скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков.

Барьерное. На м-ях с газовой шапкой нагн. скв. располагают по внутреннему контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной, что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.

Билет №3

Способы регулирования подачи УШСН

Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. Таким образом, коэффициент подачи

Где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); S-величина хода;n-количество ходов плунжера

Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65.

Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и тем не менее откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться самым эффективным способом эксплуатации.

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.

К постоянным факторам можно отнести

• влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

• уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;

• уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

• утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;

• утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;

• утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах.

Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:

где η1 - коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η2—коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η3 - коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η4 - коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.

Рассмотрим схему плунжерного насоса. Перемещение плунжера осуществляется между нижней мертвой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характеризуется величиной, называемой длиной хода плунжера Sпл. Наружный диаметр плунжера Dпл принимается равным внутреннему диаметру цилиндра (хотя фактически между этими величинами имеется определенная разница 2δ; δ — зазор между плунжером и цилиндром). При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 4 закрывается под действием веса столба продукции скважины, находящейся в колонне НКТ 5. В цилиндре насоса 1 давление снижается и в определенный момент всасывающий клапан 3 открывается; продукция скважины поступает в цилиндр насоса (в подплунжерное пространство, которое увеличивается до тех пор, пока плунжер не придет в ВМТ). Ход плунжера из НМТ до ВМТ называется тактом всасывания.

Объем продукции скважины, поступившей в цилиндр насоса при такте всасывания, равен объему, описанному плунжером от НМТ до ВМТ V:

V = SплF,[м3], где F — площадь поперечного сечения цилиндра (м2), равная: F=πD2пл/4, Dпл – диаметр плунжера, равный внутреннему диаметру цилиндра, м.

При ходе плунжера вниз (от ВМТ до НМТ) давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан 3 закрывается, и в определенный момент времени открывается нагнетательный клапан 4. Продукция из цилиндра насоса 1 перетекает через плунжер 2 в надплунжерное пространство. Ход плунжера из ВМТ до НМТ называется тактом нагнетания. Таким образом, за один насосный цикл «ход вверх–ход вниз» объем продукции, откачиваемый из скважины, составляет:

V = Sпл πD2пл/4, [м3]

Обозначим число двойных ходов плунжера в мин через n. Тогда теоретическая минутная подача насоса составит Q'т: Q'т= Sпл πD2пл/4n [м3/мин].

Переходя к суточной подаче установки, умножим последнюю формулу на 1440 (число минут в сутках) и получим суточную теоретическую подачу установки Qт

Qт =1440 Sпл πD2пл/4n = 1440• F• Sпл • n,[м3/сут],

где n — число двойных ходов плунжера в мин (число качаний балансира в мин). Обозначая длину хода полированного штока (на поверхности) через S, введем понятие условно теоретической подачи Qт.усл.:

Qт.усл = 1440• F• S • n,[м3/сут]

Введение условно теоретической подачи связано с тем, что длина хода плунжера Sпл в каждом конкретном случае является неизвестной величиной и может существенно отличаться от известной длины хода полированного штока S. Разница в указанных параметрах связана не только с упругими деформациями штанг и труб под действием статических нагрузок, но также и с влиянием на упругие деформации инерционных нагрузок, возникающих в насосной установке при определенных режимах ее работы. Таким образом, условно теоретическая подача установки может быть легко рассчитана в любой момент времени, для чего достаточно измерить (знать) длину хода полированного штока S. Фактическая суточная подача установки, измеряемая на поверхности по жидкости (после процесса сепарации) Qф может не совпадать с Qт.усл по целому ряду причин. Отношение фактической подачи установки Qф к условно теоретической подаче ее Qт.усл назовем коэффициентом подачи установки и обозначим его через η:

η= Qф / Qт.усл

Обобщая вышесказанное получим, что регулирование работы скважины, оборудованной ШСНУ сводится к изменению числа двойных ходов плунжера и длины хода плунжера.