4.2.5. Подбор штанговых насосных установок, дополнительного подземного оборудования и вспомогательных элементов

Подбор типоразмера ШГН к конкретной скважине, расчет технологи­ческого режима работы скважины и параметров погружного оборудова ния производятся ответственными специалистами с помощью существующих в акционерном обществе методик на основании данных нефтепромысло­вого комплекса «Альфа».

Ответственность за правильный подбор типоразмера насоса, опреде­ление глубины спуска, правильность компоновки и необходимость при­менения дополнительного подземного оборудования и вспомогательных элементов только заводского исполнения или изготовленных по стандартам ОАО «Сургутнефтегаз» несет ведущий инженер (ведущий технолог) ЦДНГ, ответственность за отбор расчетного дебита по жидкости при фактическом коэффициенте продуктивности и заданной депрессии на пласт несет гео­лог ЦДНГ.

Подбор типоразмера насоса производится с учетом следующих факторов:

– возможность отбора расчетного дебита по жидкости при фактичес ком коэффициенте продуктивности и заданной депрессии на пласт;

– для скважин, вскрывших чисто нефтяные пласты, депрессия должна соответствовать проекту разработки и не приводить к снижению давле­ния в призабойной зоне ниже давления насыщения (определяет геолог ЦДНГ);

– при наличии не вскрытого перфорацией водоносного или газоносного пластов выше или ниже продуктивного объекта перепад давлений на 1 метр разобщенного интервала не должен превышать 1,5 МПа;

– критические дебиты (депрессии) каждой конкретной скважины, вскрывших водоплавающие и газонефтяные залежи, определяются отде­лом разработки (геологом цеха) на основании опыта эксплуатации скважин с идентичными геолого-техническими характеристиками призабойной зоны;

– условия эксплуатации УШГН должны соответствовать гарантийным требованиям заводов-изготовителей.

Основные положения подбора скважинных штанговых насосных уста­новок приведены ниже.

1. По исходным данным (пластовые и скважинные условия, заданный дебит) определяем динамический уровень. При этом учитывается «водяная подушка», остающаяся на участке «забой скважины – прием насоса» после проведения подземного ремонта скважины, и переменная плотность смеси «вода – нефть – газ».

Плотность смеси ρ_см определяется по исходным данным (плотность нефти, газа и воды, обводненность, газовый фактор, пластовые тем­пература и давление, геотермический градиент, давление насыщения, кривая разгазирования). Кривая разгазирования характеризует со­держание свободного газа в смеси «вода – нефть – газ» и задается

выражением:

где: Г – содержание свободного газа (в долях единицы), k – степень кривой разгазирования, P – давление в данной точке, P_нас – давление насыщения.

Промысловые эксперименты позволяют определить степени кривых разгазирования для нефтей продуктивных горизонтов и пластов разных месторождений (табл. 6).

Таблица 6

Для пластов группы	Диапазон значений степени кривой разгазирования
А	2,3 - 2,5
В	2,5 - 2,7
Ю	2,7 - 3

Техника и технология добычи нефти

73

2. Используя коэффициент сепарации и допустимую величину свобод­ ного газа на приеме насоса, определяем минимально возможную глубину спуска насоса. Данная глубина индивидуально определяется регламентом нефтедобывающего предприятия, одним из критериев является содержание свободного газа на приеме насоса. Таким образом,

где: Р - давление в точке подвески насоса;

Г_мдк- максимально допустимое содержание газа на приеме насоса.

43. По заданному дебиту определяем типоразмер базового скважинного насоса. Из формулы О_ид = 1 440 ■ ti • F _эс • S • п для насосов обычного испол­нения принимаем, что среднее число качаний: п = 6,0 в мин; средняя длина хода: S = 2,5 м, коэффициент подачи нового или отремонтированного насоса: г| = 0,8. После расчета диаметра и выбора стандартного типоразмера насоса выбираем два-три соседних типоразмера (в большую и меньшую сторону) и определяем для них скорость откачки: п • S.

44. По типоразмеру насоса и глубине спуска определяем (предвари­тельно) максимальные и минимальные нагрузки в точке подвеса штанг по формулам:

Р =Р+Р+Р+Р+Р +Р

max шт ж виб ин жтр мехтр

P = P– (P + P) – P – P

min шт виб ин мех.тр. ж.тр.

где: P_шт= Σ q_i ⋅ L_i ⋅ g ⋅ K

где: q_i – масса 1-го метра штанг;

L_i – длина ступени штанг; i =1 и 2;

■^■ИУГ I jM.

Per

коэффициент Архимеда;

L = L -(1– К );

2 подв нас

L= L К ;

1 подв нас

К

коэффициент, равный диаметру рассматриваемого насоса в мм,

поделенный на 100;

Р= (р •/-/ -g + P-F

для насосов обычного исполнения;

ж ^, ж дин буф ) н

Р = (р Н • О + Р_я ) • (F

ж ^, ж пин & бгаз

F_нас ) – для насосов исполнения ННД

буф

нас 1

2

и ННГ,

где: Н_ди P

динамический уровень;

_буф буферное давление; F_нас – эффективные площади плунжеров рассматриваемого насоса;

Р_а*;=ап. Jat-A/S РилРх,

где: а и а - кинематические коэффициенты станка-качалки,

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

74

m

_■У¥

а>

2- п

ео ■

где n – частота ходов в минуту;

Лит —

Р* L

где: /₁ /₂

где ƒ

где: L

площадь поперечного сечения нижней ступени колонны штанг; площадь поперечного сечения верхней ступени колонны штанг.

площадь поперечного сечения материала колонны НКТ.

Рж. тр. = 5.472 длина подвески насоса, м;

вязкость откачиваемой жидкости;

S – длина хода, м;

n – частота ходов, 1/мин.

1_r2b^_s+10.3feE)k«'S.n,

где: P

P = P+ P ,

мех.тр. тр.пл. тр.шт.

механическое трение плунжера о цилиндр,

P

P

гр.шт.Т

rp.mr.i

X{0,25 sin[y ИР + Р )};

^ * max i^J *■ шт _i ж

^{0,25 sin[y ).[Р )},

^ * max i^J *■ шт _i

где у

телесный угол искривления ствола скважины на г-м участке.

45. По максимальной нагрузке выбираем типоразмер станка-качалки и уточняем параметры работы установки – частоту и длину ходов (выбираем ближайшие параметры работы установки из возможных).

46. По уточненным параметрам работы и кинематическим коэффици­ентам СК определяем точные значения сил при ходе вверх и вниз с учетом сил трения. Уточненные коэффициент трения и силу трения при этом рас­считываем по формуле:

Техника и технология добычи нефти

75

Ртр шт =/тр ■ N, ■ sirn,; т = yV-i-4^,

где: а - зенитный угол, р - азимутальный угол; а. = а.₊₁ -а.,

7. По величине силы трения в нижней части колонны штанг и силам сопротивления в скважинном насосе (трение в плунжерной паре и противо­давлении клапана) определяем длину «тяжелого» низа из штанг диаметром 19, 22, или 25 мм:

L =

r^-i ⁺ ^гр лл ⁺ ^V гр i ⁺ '"гр и,г I

Уточняем этот вес после округления длины «тяжелого» низа:

^pr_nxi= L8-K_aPX-q-9-

где: g - масса погонного метра выбранных штанг, кг;

L₈- длина «тяжелого низа», округленная до длины, кратной 8 метрам;

К«, = 1 - ^ - коэффициент Архимеда.

Длина «тяжелого низа» округляется в большую сторону - до числа, кратного 8.

8. По весу «тяжелого низа» и нагрузкам при ходе вверх и вниз выби­раем длину нижней секции штанговой колонны диаметром 19 мм исходя из условия о_пр = 0,7[о_п ] в верхнем сечении этой секции:

CffP^V^muU, .

где: σ_max – максимальное напряжение; σ_a – амплитудное напряжение.

0^ = ^^

Индекс «i» говорит о том, что в расчете используется не вся колонна штанг, а только ее нижняя часть, т.е.:

P = P + P+ P+ P + P+ P + P + P ;

max i тяж шт i ж виб i ин i ж.тр. i тр.пл. тр.шт. i

1

P = P + P – (P + P) – P – P + P .

min i тяж шт i виб i ин i ж.тр. i тр.пл. тр.шт. i

1

ƒ_i – площадь поперечного сечения «ι-й» cтупени штанг.

Отсюда выбирается длина нижней ступени колонны штанг (при i = 1): L₁.

9. По длинам и весам «тяжелого низа» и нижней ступени штанговой колонны выбираем длину второй секции колонны диаметром 22 мм, исходя из того же условия прочности. При этом i = 2, а вес Р_ТЯЖ = Р_ТЯЖ + Р_ШТ .

Определяем суммарную длину «тяжелого низа», перво² й и вто¹рой сту¹пени колонны штанг. Если суммарная длина превышает глубину спуска насоса или равна ей (± 5%), расчет штанг закончить, если меньше глубины спуска, то перейти к п.10.

47. Определяем длину третьей ступени штанговой колонны (диаметром 25 мм) аналогично предыдущим шагам. Проверяем длину колонны и сравниваем ее с глубиной спуска. Если длина меньше глубины спуска – перейти к п.11.

48. Определяем длину четвертой ступени колонны штанг (диаметром 28 мм). Работа аналогична пунктам 8, 9, 10.

49. Все расчеты по п.8–12 проводятся для штанг с определенным [σ_пр]. Если при принятой прочности необходимы 4 и более ступеней штанг с диа­метрами более 25 , переходим к расчету штанг из более прочной стали (20Н2М, 15Н3МА или иной) с повышенным значением [σ_пр].

50. По величине максимальной и минимальной нагрузки и типу выбран­ного СК определяется радиус уравновешивания и количество контргрузов на кривошипе станка-качалки.

Рекомендации по подбору дополнительного оборудования УШГН на месторождениях НГДУ

При работе штанговых насосных установок часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести: боль­шое газосодержание на приеме насоса; большое содержание песка в от­качиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти. Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно, и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими осложняющими факторами.

Для повышения надежности оборудования насос, как правило, ком­плектуется необходимым дополнительным оборудованием c обязательным учетом следующих факторов

51. Опыт предыдущей эксплуатации подземного оборудования: пара­метры эксплуатации; дебит жидкости; динамический уровень; давления – затрубное, линейное, буферное; содержание механических примесей в до­бываемой жидкости; обводненность продукции и т.д.

52. Кривизна и интенсивность набора кривизны по стволу скважины.

53. Осложнения, выявленные при производстве ремонтных работ на скважине.

Некоторые положения подбора дополнительного оборудования штан­говых насосных установок приведены ниже:

Подбор хвостовика

Для стабилизации низа НКТ, снижения динамических нагрузок для всех пла­стов рекомендуется минимальная длина хвостовика из НКТ 60 мм (табл. 7).

Таблица 7

Ндин	НН-57	НН, НВ-44	НВ-38	НН, НВ-32	НВ-29
	Wt	Wt	'"ХРППТ	Wt	Wt
0
50	20
100	40	24
150	59	36	26
200	79	47	35
250	99	59	44	32
300	119	71	52	39
350	139	83	61	45	36
400	159	95	70	52	41
450	178	107	78	58	46
500	198	119	87	65	52
550	218	130	96	71	57
600	238	142	105	77	62
650	258	154	113	84	67
700	278	166	122	90	72
750	297	178	131	97	77
800		190	139	103	82
850		202	148	110	88
900		213	157	116	93
950		225	166	123	98
1000		237	174	129	103
1050		249	183	136	108
1100			192	142	113
1150			200	148	119
1200			209	155	124
1250				161	139
1300				168	134
1400				174	144
1450					149
1500					155

Подбор центраторов штанги

Выбор производится по следующим параметрам, с обязательной установ­кой центраторов на каждой штанге, начиная с полированного штока (для ис­ключения интенсивного износа штанги в интервале от 1 до 30 м) (табл. 8).

Таблица 8

Интервалы колонны штанг	Интенсивность набора кривизны	Кол-во центраторов на штангу	Примечание
0-150 м	Более 2,5	1 шт.	В интервале макс. набора
150-300 м	Более 1,5	1 шт.	В интервале макс. набора
300-500 м	Более 2,0	0,2 шт.	По 1 шт. через каждые 5 штанг
500-1 000 м	Более 2,0	0,1 шт.	По 1 шт. через каждые 10 штанг
1 000-1 400 м	Более 2,0	0,1 шт.	По 1 шт. через каждые 10 штанг
Более 1400 м	Более 2,0	0,1 шт.	По 1 шт. через каждые 10 штанг

Подбор перепускного клапана

Перепускной клапан устанавливается на 200–250 метров выше насо­са в скважинах, на которых отмечалась высокая степень отложений АСПО, по следующим критериям (табл. 9).

Таблица 9

Описание осложнения при разборе неэффективного ремонта	Рекомендации
НКТ, насос забиты АСПО, по внешней стороне НКТ - слой АСПО свыше 12 мм	Установка обязательна
При разборе в насосе обнаружены песок, АСПО	Установка обязательна
В насосе и по наружной поверхности НКТ (от 4 мм до 12 мм) - АСПО	Установка по усмотрению
В контейнере НКТ - более 0,5 м отложения песка при наработке до 120 суток, АСПО нет	Не устанавливается

Подбор утяжеленного низа колонны штанг

Подбор осуществляется согласно таблице, в ячейках проставлено ко­личество штанг 1", устанавливаемых над насосом. Данные приведены для скважин с обводненностью 20%, для скважин с обводненностью свыше 50% принять одну дополнительную штангу 1" (табл. 10).

Таблица 10

Колонна штанг 22 мм	Число качаний: 6. Длина хода: 2,1 м
Глубина спуска	600	700	800	900	1 000	1 100	1 200	1 300	1 400	1 500	1 600
НН-57 НН-44, НВ-44 НВ-38 НВ-32 НВ-29	4	5	6 6	7 6		8 8 8 8 8	9 9 9 9 9	9 9 9 9	10 10 10 10	11 11 11	11 12 12
Колонна штанг 19 мм	Число качаний: 6. Длина хода: 2,1 м
Глубина спуска	600	700	800	900	1 000	1 100	1 200	1 300	1 400	1 500	1 600
НН-57 НН-44, НВ-44 НВ-38 НВ-32 НВ-29	3	4	4 4	5 5	6 5 5 5 6	6 6 6 6 6	7 6 6 7 7	7 7 7 7	7 7 8 8	8 8 8	9 9 9

Подбор скважины для установки штанговращателя

Для установки штанговращателя рекомендуется подбирать скважины: – с установленными скребками-центраторами;

– с проявившимися осложнениями, такими как отворот штанг, интен­сивный односторонний износ штанг, НКТ.

Подбор скважины для установки центрирующего фонаря

Центрирующие фонари устанавливаются:

– перед насосом, для центрирования относительно эксплуатационной колонны на скважинах с отмеченными осложнениями в результате соска­бливания парафина со стенок э/к АСПО;

– перед перепускным клапаном, при применении последнего на ко­лонне НКТ.

Подбор скважины для установки магнитного активатора

Подбор ведется по таблице подбора перепускного клапана (табл. 9).