Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

    При решении практических и научных задач советскими исследованиями используются зависимости, приведенные в работах. В настоящее время наиболее полная расчетная схема процессов, протекающих в цилиндре скважинного насоса, разработана М.М.Глоговским и И.И.Дунюшкиным. Она включает 6 предельных случаев изменения характеристик газожидкостной смеси в цилиндре при работе насоса в зависимости от предполагаемого течения процессов фазовых переходов и сегрегации фаз.

    В дальнейшем изложении индекс і соответствует номеру рассматриваемого случая схемы (і=0 - 5), а индекс j - номеру расчетного варианта (см. табл. 1).

    Расчет  коэффициента наполнения в соответствии с этой схемой рекомендуется выполнять  в следующем порядке.

1. і=0. При р_{вс ц} ≥ р_нас свободный газ в цилиндре насоса отсутствует и коэффициент наполнения определяют по формуле

 

                                                                                         (27)

                                                                            (28) 

Множитель 2 в знаменателе (28) обусловлен тем, что утечка жидкости в зазоре плунжерной пары происходит только при ходе плунжера вверх, т.е. в течение половины времени работы насоса.

2. При , где - давление насыщения, определенное с учетом сепарации газа у приема насоса, в цилиндре насоса в течение по крайней мере части хода всасывания имеется свободный газ.

В общем  случае зависимость для расчета  коэффициента наполнения η_нап имеет следующий вид для і=1, . . . 5:

                     η_напij= (1 - l_ут)/(1+R) - δη_ij ,                                                (29)

где

                                                                           (30) 

                                                                          (31) 

                                                                                (32)  

m_вр - отношение объема вредного пространства насоса к объему, описываемому плунжером; коэффициент К_ηij зависит от характера фазовых переходов и сегрегационных процессов. Ниже рассмотрены возможные предельные варианты поведения газожидкостной смеси в цилиндре насоса при его работе согласно [24].

3. і=1. Процесс растворения газа неравновесный, т.е. растворимостью газа в нефти при увеличении давления в цилиндре от р_{вс ц}  до р_нц можно пренебречь. Скорость сегрегации фаз такова, что к концу хода плунжера вниз вредное пространство насоса заполнено только жидкостью.

 

                    К_η1j=0, , η_нап1j=(1 - l_ут)/(1+R).                                (33)

Величина  η_нап1j определяет верхнюю границу значений коэффициента наполнения, когда снижение объемной подачи насоса по жидкости обусловлено только наличием свободного газа в откачиваемой газожидкостной смеси.

4. і=2. Процесс растворения газа - неравновесный. Одновременно отсутствует сегрегация фаз, т.е. нефть, свободный газ и вода равномерно распределены в объеме цилиндра насоса.

В этом случае

                               К_η2j=(1+R)/[1+Rp_{вс ц}/ρ_нц]-1.                                       (34)     

5. і=3. Процессы растворения и выделения газа - равновесные, т.е. количество растворенного в нефти газа при произвольном давлении в цилиндре р определяется зависимость (1), и сегрегация фаз отсутствует. В этом случае при р_нц≥р_нас к моменту открытия нагнетательного клапана весь газ растворится в нефти и коэффициент

 

                                                (35) 

6. і=4. Если в (9.29) и (9.35) принять соответственно l_ут=0; =0; то получим общеизвестную формулу [1, 11]

 

                                        .                                       (36)

7. і=5. Если р_нц< , то это означает, что за время нагнетания не весь свободный газ растворился в нефти. В этом случае

 

     .                      (37) 

    Выше  рассмотрены предельные случаи поведения  газожидкостной смеси. Однако реальные процессы, протекающие в цилиндре насоса, им редко соответствуют.

    Используя методику [24], можно с достаточной степенью достоверности указать интервала значений, в которых должен находиться фактический коэффициент наполнения. Как было указано ранее, верхней границей для всех возможных случаев будет значение η_нап1j , а нижняя граница будет изменяться в зависимости от того, к какому процессу - равновесному или неравновесному - будет ближе реальное поведение газожидкостной смеси в насосе. Для каждого из рассмотренныхслучаев можно определить средний вероятный коэффициент наполнения , а также максимальное абсолютное отклонение δ_i реального коэффициента от вероятного среднего  

                                                                               (38) 

                                                                                                   (39)

    где і=2, . . . , 5.

    Задача  5. Рассчитать коэффициент наполнения для выбранных вариантов.

    Решение.

    При р_{вс ц}= 3,99 МПа, =9,6 МПа, т.е. р_{вс ц}< и в цилиндре насоса при всасывании имеется свободный газ.

    Для заданных давлений р_{вс ц} , р_нц и по (9.1) - (9.6) предварительно рассчитаем:

    b_н(р_{вс ц})=1,091;   b_ж(р_{вс ц})=1,0819;     Г₀(р_{вс ц})=33 м³/м³;    

    V'_гв(р_{вс ц})=0,8∙10^-4;   м³/с; 

    Q_ж(р_{вс ц})=2,2∙10^-4 м³/c;  

    Q_cм(р_{вс ц})= 1,9∙10^-4 м³/c; 

    b_н(р_нц)=1,43;   b_ж(р_нц)=1,3;     Г₀(р_нц)=48,3 м³/м³; 

    Затем расчет выполняем в следующем  порядке:

    l_ут=0,22∙10^-5/(2∙1,9∙10^-4)=0,058;

    R=0,8∙10^-4/(2,2∙10^-4)=0,36;

    η_нап11=(1-0,058)/(1+0,36)=0,693;

    К_η21=(1+0,36)/(1+0,36∙3,99/9,608)-1=0,95. 

    Для всех вариантов принимаем m_вр=0,2. 

    

    η_нап21=0,693-0,14=0,553.

    При р_нц=9,608 МПа, а =9,61 МПа, т.е. р_нц< и не весь газ растворяется в нефти в течение хода нагнетания. Для этого случая  

      

η_нап51=0,693-0,045=0,648. 

Следовательно, фактический коэффициент наполнения заключен в интервале: 0,648≤η_нап≤0,693.

Средний коэффициент наполнения для рассматриваемого варианта равен а максимальное относительное отклонение от вычисленного среднего .

        Окончательно принимаем для 1-го варианта η_нап=0,6. 

Расчет  коэффициента усадки нефти

    Коэффициент η_рг, учитывающий уменьшение объема нефти при снижении давления р_всц до давления в сепарирующем устройстве за счет выделения растворенного газа, рассчитывают по следующей формуле: 

                                                            (9.40)

    Задача  6.  Рассчитать коэффициент усадки нефти.

    Решение. Для рассматриваемых расчетных  вариантов этот коэффициент равен  соответственно: 

                            

 

Расчет  требуемой подачи насоса и скорости откачки

    Подача  насоса W_нас для обеспечения запланированного отбора жидкости при получившемся коэффициенте наполнения определяется по формуле

                                                                                        (9.41)

    С другой стороны, требуемая подача насоса равна

                                                                                             (9.42)

    где  F_пл, S_пл, N - соответственно площадь поперечного сечения плунжера, м²; длина его хода, м; число двойных ходов, с^-1. При известном диаметре насоса необходимую скорость откачки определяют по формуле

                                                                                             (43)

    после чего, задаваясь одним из сомножителей (S_пл и N), можно вычислить второй.

    Задача  7. Рассчитать подачу насоса и скорость откачки.

    Решение. Для рассматриваемых расчетных вариантов по (41) - (43) получим.

                      

    При D_пл=55 мм и  

                                  

    В качестве первого приближения задаем: S_пл=2,1 м, тогда N=0,33/2,1=0,157 1/с или n=N∙60=9,42 кач/мин. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Литература: 

И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров, В.Г.Грон, Г.И.Богомольный  – «Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи»