ЭНГС Уньва 664

Строим график распределения давления:

Распределение давлений

0

500

1000

Н, м

1500

2000

2500

НКТ ЭК

31

3.6.Технико–экономическое обоснование механизированных способов эксплуатации скважины и выбор скважинного

оборудования.

Механизированные способы эксплуатации осуществляются путём искусственного

ввода энергии непосредственно в каждую скважину:

компримированным (сжатым) газом – компрессорная эксплуатация;

безкомпрессорный газлифт – для подъёма ГЖС используется газ высокого давления, добываемый либо попутно с нефтью, либо специально отбираемый из газоносных пропластков;

плунжерный лифт – подъём ГЖС происходит за счёт природной энергии сжатого газа с применением специальных плунжеров, препятствующих потерям газа в связи

сего относительным проскальзыванием;

специальными механическими приспособлениями – насосная эксплуатация.

Практикой эксплуатации установлено, что к низкодебитным скважинам относятся те,

которые имеют дебит 3 ÷ 5 м3/сут независимо от высоты подъёма жидкости. Скважины с дебитом более 100 м3/сут независимо от высоты подъёма жидкости относятся к высокодебитными. Остальные скважины, не попадающие в эти категории, относятся к среднедебитным. По высоте подъёма жидкости все скважины условно делятся на:

неглубокие – до 500 м, средней глубины – от 500 до 1500 м и глубокие – более 1500 м.

В соответствии с приведенной классификацией рассматриваемая здесь скважина (qc = 12 м3/сут и Нскв = 2186 м) относится к категории среднедебитных и глубоких;

Следовательно, рациональная эксплуатация возможна с помощью ШГН.

32

Эксплуатация скважины штанговой скважинной насосной

установкой (ШСНУ).

Глубину спуска погружного насоса в скважину выбираем исходя из допустимого газосодержания на приеме насоса 0,1.

Vгпр=Ро*Vгв/Рпр=0,1*29,07/6,7=0,434

В=Vгпр/(Vгпр+1)=0,434/(0,434+1)=0,3

Следовательно, глубина спуска насоса:

нм

Давление на приеме насоса:

пр МПа

Плотность газожидкостной смеси:

2.Определим расход газожидкостной смеси при давлении на приеме насоса по формуле:

Qж Pпн Q bн Pпн , м3 / сут,

где bн(рпн) – объёмный коэффициент нефти при давлении на приёме насоса

Следолвательно:

3. По диаграмме А. Н. Адонина [5,стр. 411] выбираем диаметр скважинного насоса и типоразмер станка-качалки:

33

На пересечении линий, проведенных от дебита скважины и глубины спуска насоса, находим диаметр плунжера – 28 мм, станок-качалка - 7СК12 –2,5 – 4000

По [1 таб. 9.2 с. 187] выбираем насос НСН2, при диаметре насоса 28 мм условный диметр НКТ – 48 мм..

4.Определение содержания свободного газа на приёме насоса[1,стр189].

Объёмное содержание свободного газа на приёме насоса при давлении Рпн = 6,7 МПа определяется по формуле

34

где Тст = 293 К, Рст = 0,101 МПа, вв, Гв – соответственно температура, давление, объёмная обводнённость и газовый фактор при стандартных условиях,

Zi – коэффициент сверхсжимаемости газа для условий на приёме насоса ,

Тпн – температура на приёме насоса,

Гпн – количество газа, растворённого в одном м3 нефти при давлении и температуре на приёме насоса; определяется по кривым разгазирования;

αв – коэффициент растворимости попутного газа в пластовой воде,

м3/ м3 МПа;

м3

в 0,5 м3 МПа .

5.Расчёт коэффициент сепарации газа [1,стр189]

Коэффициентом сепарации газа у приёма ШСН называется отношение объёма

(объёмного расхода) газа, ушедшего в затрубное пространство, к общему объёму (объёмному расходу) газа у приёма ШСН при заданных термобарических условиях. Сепарация газа у приёма ШСН приводит к изменению физических характеристик флюидов – давления насыщения нефти газом, плотности, объёмного коэффициента и др. Таким образом, коэффициент сепарации газа определяет как эффективность работы скважинного насоса, так и особенности применения оборудования – характер распределения давления в НКТ и затрубном пространстве,

необходимость применения газосепараторов, степень пульсации жидкости в работающей скважине и т.д.

Для определения коэффициента сепарации газа у приёма ШСН (σс) используется зависимость

где σсо - коэффициент сепарации газа у открытого приёма ШСН при расходе жидкости

Qж(рпн), равном нулю, определяемый по формуле

35

Vотнпр – средняя скорость пузырьков газа в жидкости у приёма насоса;

Тогда коэффициент сепарации

Таким образом, с учетом коэффициента сепарации объёмное содержание свободного газа на приёме насоса при давлении Рпн = 6,7 МПа, составит:

пн сеп

Коэффициент подачи насоса

Рассмотрим составляющие коэффициента подачи:

под= нап* деф* ут*bус, где

Коэффициент наполнения

нап=1/(1+Vг)= 1/(1+0,1)=0,91;

Коэффициент деформации

деф=Sпл/Sпш, где

Sпл – длина хода плунжера, м

Sпш – длина хода полированного штока, м

Производительность насоса, обеспечивающая запланированный объем добычи жидкости,

определяется как

нас

С другой стороны минутная производительность насоса определяется по формуле:

нас

36

под = нап* деф*bус* ут =0,91*0,83*0,94*0,99=0,71

Расчет кабеля и автотрансформатора.

Для подвода электроэнергии к электродвигателю используется кабель круглого сечения марки КПБК3 25 с площадью сечения qк = 25 мм2 и диаметром 32,1 мм; по корпусу насоса и протектора прокладывается плоский кабель марки КПБП3 16 с площадью сечения 16 мм2 - с

целью уменьшения основного размера агрегата.

Потери электроэнергии в кабеле КПБК 3 25 длиной 100 м определяются по формуле

Pk 310 3 Ic2 R,кВт,

где Ic = 24 А – сила тока в статоре электродвигателя;

R – сопротивление в кабеле длиной 100 м, которое определяется по формуле

R 100 i 1 ,Ом, qk

где I – удельное сопротивление при средней температуре в скважине, определяемое по формуле

i си 1 T 293 ,Ом мм2 ,

м

где си = 0,0175 Ом мм2/м – удельное сопротивление меди при Т = 293К; α = 0,004 1/К – температурный коэффициент для меди;

тогда I = 0,0175·(1+0,004·(290-293))=0,0177 Ом*мм2/м;

R = 100*0,0177/25=0,071 Ом;

Рк = 3*10-3*242*0,071=0,122 кВт.

Длина кабеля должна равняться глубине спуска насоса, увеличенной на 10% для учёта расстояния от скважины до станции управления

38

Lк = 1,1*(Lн) = 1,1*2186=2405 м

Общие потери электрической мощности в кабеле составят

Для выбора автотрансформатора и определения величины напряжения в его вторичной обмотке необходимо найти падение напряжения в кабеле, В

Uк 3 r0 cos x0 sin Ic 100Lk ,

где r0 = 103 i/qк = 0,71 Ом/км – активное удельное сопротивление кабеля,

x0 = 0.10 Ом/км – индуктивное удельное сопротивление кабеля,

cos = 0,85 – коэффициент мощности установки,

sin = 0,604 – коэффициент реактивной мощности.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора равно сумме напряжений электродвигателя (750 В) и потерь напряжения в кабеле, т.е. на вторичной обмотке трансформатора требуется напряжение 750 +521 =1271 В; этому требованию удовлетворяют автотрансформаторы ТМПН-100/3-73У1.

3.7.Мероприятия по борьбе с осложнениями в работе скважин.

При фонтанном способе эксплуатации скважины возможны следующие осложнения:

-Открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушения герметичности устьевой арматуры;

-Образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и

ввыкидных линиях;

-Образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ;

-Отложение солей на забое и внутри НКТ.

Мероприятия, предупреждающие и борющиеся с этими осложнениями, заключаются в следующем:

Для предотвращения открытого фонтанирования были разработаны отсекатели, спускаемые в скважину; для предупреждения фонтанирования арматура должна опрессовываться на двойное рабочее движение; причем опрессовывается как отдельные элементы, так и арматура в сборе;

Для ликвидации отложений парафинов можно применять скребки, спускаемые в скважину; извлекать запарафиненную часть колонны НКТ и очистка ее на поверхности; применять автоматические скребки; прогревать колонны труб путем закачки прогретого пара; прогревать

39

трубы путем закачки горячей нефти; можно применять трубы, имеющие внутреннее покрытие из стекла, эмали; применять растворители парафиновых отложений;

Для предотвращения солевых отложений применяются химические методы, т.е. применение различных растворителей с последующим удалением продуктов реакции; для предотвращения выпадения солей в пласте нагнетаемые воды проверяются на совместимость с пластовыми водами;

Чтобы уменьшить газосодержание на приеме насоса, нужно уменьшить вредное пространство, газовый фактор. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан, так как нужно производить правильную посадку плунжера в цилиндре насоса. Газовый фактор уменьшается за счет погружения насоса под динамический уровень, могут применяться газовые якоря.

40