Поделись с друзьями

Установки скважинных штанговых насосов широко применяются для эксплуатации скважин разных категорий на различных нефтяных месторождениях страны. Одной из основных задач проектирования эксплуатации скважин СШНУ является обоснование некоторых технологических характеристик, среди которых: дебит, забойное давление, давление на приеме насоса, глубина спуска насоса. Дебит и забойное давление зависят от принятой системы разработки, ее текущего состояния, а также от объективных ограничений, о которых говорилось выше.

Расчет давления на приеме насоса Рпн представляет сложную технико-экономическую задачу, решение которой связано с определенными допущениями. Существуют различные рекомендации о величине давления на приеме насоса, связанные с газовым фактором и обводненностью продукции.

Для продукции скважин с низким газовым фактором и высокой обводненностью (свыше 80%) А.Н. Адонин рекомендует давление на приеме насоса, достаточное для компенсации гидравлических потерь во всасывающем клапане насоса и равное 0,15÷0,50 МПа.

При значительном содержании свободного газа в откачиваемой продукции оказывается достаточно сложно обосновать оптимальное давление на приеме насоса. Пределы оптимального давления на приеме устанавливаются на основании опыта эксплуатации скважин СШНУ для месторождений каждого нефтяного района. Так, для условий девонских месторождений Урало-Поволжья давление на приеме безводных скважин принимается равным 2,5 МПа; для месторождений угленосной свиты — 3 МПа (некоторое увеличение давления на приеме обусловлено большей вязкостью нефти угленосных отложений).

Г.Н. Суханов считает целесообразным принимать давление на приеме насоса таковым (вне зависимости от обводненности продукции):

где Рнас — давление насыщения, МПа.

Используя рекомендации А.Н. Адонина и Г.Н. Суханова, оценку давления на приеме с учетом обводненности продукции можно выполнить по следующей формуле:

где В— обводненность добываемой продукции, д.ед.

Использование вышеприведенных рекомендаций для условий малоизученных месторождений может привести к определенным ошибкам в проектировании эксплуатации скважин СШНУ.

Оптимальным давлением на приеме насоса будем называть такое давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины при минимальных условных приведенных затратах с учетом физико-химических свойств откачиваемой продукции и обеспечения коэффициента подачи установки η не ниже 0,8. В значительной степени вышеприведенному определению отвечают следующие формулы для расчета давления на приеме насоса:

— при содержании в газе однократного разгазирования до 30 % азота

     (Уа ≤ 30 % )

                                                        

— при содержании в газе однократного разгазирования свыше 30 %

     азота (Уа ≥ 30 %)

                                                    

где Уа — содержание в газе однократного разгазирования азота, %.

Представленные формулы можно использовать при 0≤В≤0,95, 3≤Уа≤83 %.

Глубину спуска насоса Нсп рассчитывают по формуле:

                                                           

где Рвых, Р, Рпог — соответственно давление на выходе из насоса (давление на выкиде), на устье и теряемое на преодоление гидравлических сопротивлений, МПа; ρд — средняя плотность продукции скважины в НКТ (лифте), кг/м3.

Для расчета высоты подъема продукции скважины Нп можно использовать следующую приближенную зависимость

                                                                  

или более точные зависимости

                                                                  

                                        

где ρз — плотность продукции в затрубном пространстве, кг/м3; Ндин — динамический уровень, м; Рз — давление в затрубном пространстве, МПа.

Материалы по теме: