12. Влияние газа на работу шсну, снижение отрицательного влияния газа на работу шсну.

Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости V_ж, поступившей в насос, ко всему объему смеси V_см, состоящему из объема жидкости V_ж и объема свободного газа V_г 

₁^=V_ж /V_см=V_ж /_{_}V_г+V_ж=_{_}1/1+(V_г/V_ж)=1/1+R,

где R-газовый фактор при температуре T_пр, и давлении p_пр на приеме насоса.

Формула не учитывает наличия в ШСНУ вредного пространства и его влияние на коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. Поэтому формула дает завышанный ₁^. Вредным пространством ШСН называют объем, заключенный между всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем положении плунжера. При ходе плунжера вниз газожидкостная смесь под ним сжимается до давления, равного давлению над плунжером, которое достаточно велико. Газ растворяется в жидкости и, в частности в той, которая находиться во вредном пространстве. При последующем ходе вверх давление под плунжером падает до давления на приеме насоса. Растворенный газ выделяется и задерживает открытие всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления приема. В результате под плунжер поступает меньшее количество смеси.

Методы для предотвращения попадания свободного газа в насос основаны на применении гравитационных газосепараторов (газовых якорей). Большинство якорей сконструировано, таким образом, чтобы направить поток жидкости на прием насоса сверху вниз, и при этом максимально снизить скорость потока. В результате, определенная доля газа будет всплывать вверх и уходить в затрубное пространство.

Методы, направленные на снижение вредного влияния газа включают в себя:

- увеличение погружения насоса под динамический уровень (повышает давление на приеме насоса)

- использование конструкций насосов с малым мертвым пространством

- увеличение длинны хода плунжера (уменьшает относительный объем мертвого пространства)

13,18. Показатели использования фонда скважин.

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации к календарному времени работы действующего фонда.К_экспл.=Т_экспл./Т_кал.ДФ

Под коэффициентом использования фонда скважин понимается отношение скважин, составляющих действующий фонд, к общему числу эксплуатационных скважин, числящемуся на объекте:

где N_дейст. – количество действующих скважин на конец года;

N_безд. – количество бездействующих скважин на объекте на конец года; N_осв. – количество скважин, находящихся в освоении после бурения.

Необходимо понимать отличие двух терминов: бездействующий и неработающий фонд. К бездействующему фонду относятся скважины, которые временно остановлены для проведения каких-либо ГТМ на срок, больше месяца. В него не входят: скважины в освоении после бурения, находящиеся в консервации, в ожидании консервации, контрольные и пьезометрические, ожидающие ликвидации и ликвидированные. Но они, наряду с бездействующими, учитываются в неработающем фонде скважин.

Под дебитом нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) понимается отношение суммарно добытой всеми добывающими скважинами нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) за определенный период, к продолжительности данного периода в скважино-сутках:

где q – дебит, т/сут. (м³/сут); Q – суммарная добыча нефти, т (м³); Т – среднее время работы одной добывающей скважины, сут.

N_скв – количество добывающих скважин, шт.

Соответственно, добыча нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) определяется произведением среднего дебита нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) добывающей скважины и суммарного отработанного времени всех добывающих скважин в скважино-сутках:

Q = q  T  N_скв.

Обводненность продукции – отношение объема добываемой воды к общему объему добытой жидкости. Различают массовую (весовую) и объемную обводненность продукции. Массовая (весовая) обводненность определяет долю воды в общем количестве добытой жидкости в тоннах, весовая – в кубических метрах. Обводненность определяется по формуле:

где f_в, f_н – соответственно доля воды (обводненность) и нефти в потоке жидкости; Q_н, Q_в – добыча нефти и воды (т или м³);

Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин – показатель, характеризующий степень производственного использования всего эксплуатационного фонда скважин, определяется как отношение времени эксплуатации (наработки) к календарному времени работы эксплуатационного фонда. К_исп.=Т_экспл./Т_кал.ЭФ

Календарное время работы действующего фонда скважин – характеризует общее время эксплуатации и простоев всех скважин, пребывавших в течение отчетного периода в действующем фонде. Состоит из времени эксплуатации, времени ремонтных работ, времени ликвидации аварий, времени простоя скважин.

Календарное время эксплуатационного фонда – показатель, характеризующий время пребывания скважин в эксплуатационном фонде.

Баланс календарного времени эксплуатационного фонда скважин складывается из календарного времени действующего фонда скважин, бездействующего фонда скважин, нахождения скважин в освоении и ожидания освоения.

МРП (межремонтный период) – средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.

Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:

Т – календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366 ) ;

Ф – среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года ;

k _экспл – коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год ;

N – число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата, для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.; для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.