Обоснование выбора компоновки ШСНУ

Вариант компоновки ШСНУ включает следующие параметры: глубину спуска скважинного штангового насоса (ШСН) L_н, диаметр D_пли тип ШСН, конструкцию колонны насосно-компрессорных труб.

Расчетный вариант компоновки ШСНУ выбираем следующим образом.

1. По одной из методик, изложенных в гл. 5, рассчитываем распределение давления в стволе скважины, начиная от забоя и до глубины, где р =0,2 - 0,5 МПа.

2. Определяем глубину спуска насоса.

Глубина спуска насоса L_н и, следовательно, давление на его приеме р_пн должны быть, с одной стороны, достаточными для обеспечения высоких коэффициентов наполнения, с другой - по возможности минимальными для предотвращения чрезмерного роста нагрузок на штанги и станок-качалку, а также увеличения затрат на оборудование и подземный ремонт.

Необходимое давление на приеме ШСН зависит в первую очередь от содержания свободного газа в потоке откачиваемой газожидкостной смеси.

Если свободного газа в откачиваемой смеси мало, что наблюдается, например, при высокой (свыше 80 %) обводненности жидкости или низком газовом факторе, то необходимое давление на приеме насоса обусловлено в первую очередь гидравлическими потерями во всасывающем клапане. Согласно практическим рекомендациям А.Н. Адонина для этого случая при дебите скважины менее 100 м³/сут и вязкости жидкости не более 10^-4 м²/с ШСН может быть погружен под динамический уровень на глубину 20 - 60 м, что соответствует давлению на приеме насоса примерно 0,15 - 0,50 МПа.

При значительном содержании свободного газа в откачиваемой смеси оказывается весьма сложным заранее обосновать оптимальное давление на приеме насоса. На основании опыта эксплуатации скважин, оборудованных ШСН, для месторождений каждого нефтяного района устанавливают конкретные пределы оптимального давления на приеме насоса. Так, для условий девонских месторождений Татарии и Башкирии оптимальное давление на приеме насоса составляет 2,0 - 2,5 МПа, для угленосных, типа Арланского, около 3,0 МПа.

Г.Н. Суханов считает целесообразным принимать:

р_пн ≈ 0,3 р_нас. (8)

Использование перечисленных практических рекомендаций для условий новых малоизученных месторождений может привести к значительным ошибкам. Поэтому при проектировании ШСНУ рекомендуется проводить расчеты для нескольких различных глубин спуска насоса.

Следует учитывать, что на конкретном месторождении возможный диапазон глубин спуска насосов может быть ограничен по тем или иным причинам технологического или технического характера, например из-за отложений солей или парафина, различной кривизны ствола скважины и т.д.

Задача 1. Выбрать компоновку ШСНУ.

Решение. В соответствии с вышеизложенными рекомендациями выбираем следующие давления на приеме насоса:

для откачки смеси с высоким газосодержанием р_пн1 ≈ 0,3 р_нас=0,3∙13≈4 МПа;

По соответствующим графикам распределения давления по стволу скважины для каждого из расчетных вариантов определяем глубину, на которой давление соответствует выбранному на приеме насоса для каждого расчетного варианта: L _н1=1200 м, L _н2=900 м.

3. Определяем расход газожидкостной смеси при давлении р_пн по (1) - (8).

Q _нд = 1,5∙10^-4(1 - 0,1)=1,35∙10^-4м³/с;

Q _ж (р_пн)=1,0819∙1,35∙10^-4/(1 - 0,1)=1,62∙10^-4 м³/с;

V _гсв ( p _пн )=(60-33)1∙0,1∙330∙1,35∙10^-4/4,0∙273=1,1∙10^-4 м³/с;

Q _см (р_пн)= 1,62∙10^-4+1,1∙10^-4=2,72∙10^-4 м³/с=23,5 м³/сут;

4. Выбираем диаметр скважинного насоса. Для этой цели используем диаграмму А.Н. Адонина.

По диаграмме для станков-качалок выбираем: Q _см (р_пн) ≈ 23,5 м³/сут и L _н=1200 м насос диаметром D _пл=43 мм.

5. Тип скважинного насоса выбираем с учетом свойств откачиваемой жидкости, наличия в ней газа и песка, дебита скважины, а также требуемой глубины спуска насоса.

При выборе типа насоса следует руководствоваться данными, приведенными в табл. 2.

Насосы НСН, НСНА, НСВ предназначены для откачки жидкости с вязкостью не более 25 мПа∙с и содержанием механических примесей не более 0,05 % по объему; насосы НСВ1В - с вязкостью не более 15 мПа∙с и механических примесей не более 0,2 % по объему; насосы НСВГ - с вязкостью 100 мПа∙с и механическими примесями не более 0,05 % по объему. Для всех типоразмеров насосов устанавливают также предельную минерализацию воды - 200 мг/л; объемное содержание сероводорода - не более 0,1 % и рН - не менее 6,8.

Для эксплуатации скважин с различной геологопромысловой характеристикой и глубиной подвески насоса выделяются следующие 4 группы посадки.

Группа посадки…………………………... 0 I II III

Зазор на сторону, мкм………………….0 - 22,5 10 - 35 35 - 60 60 - 85

Насосы с группой посадки 0 и I применяют для откачки маловязкой нефти при глубине спуска свыше 1200 м в скважинах с повышенными устьевыми давлениями; насосы II группы посадки - для откачки жидкости малой и средней вязкости с глубины до 1200 м и средней температуре; насосы III группы посадки - для откачки высоковязкой жидкости или с высокой температурой, а также с повышенным содержанием асфальто-смолопарафиновых веществ и песка.

При повышенных скоростях откачки Sn>34 м∙мин^-1 или высокой вязкости жидкости необходимо выбирать насосы с клапанными узлами увеличенного проходного сечения. Здесь S - длина хода полированного штока, м; n - число качаний балансира мин^-1. В соответствии с вышеизложенными для рассматриваемых расчетных вариантов могут быть выбраны следующие насосы.

6. Выбираем колонны насосно-компрессорных труб.

При насосной эксплуатации применяют насосно-компрессорные трубы (табл. 9.3).

Диаметр НКТ выбирают в зависимости от типа и условного размера ШСН согласно табл. 4.

В соответствии с табл. 4 для 1-го варианта выбираем НКТ с условным диаметром 60 мм.

При откачке высоковязкой жидкости для снижения гидродинамического трения штанг целесообразно выбирать НКТ с условны диаметром н 1-2 размера большим, чем рекомендуемой в табл. 4.

Во всех расчетных вариантах могут быть использованы трубы гладкие или с высаженными наружу концами из стали группы прочности Д (см. табл.3).