Головна

Проектування, діагностика та оптимізація роботи установок свердловинних штангових насосів. Технологічний режим роботи свердловин. Дослідження роботи УСШН.

  1. C АРВ ПД В НОРМАЛЬНОМУ РЕЖИМІ
  2. C АРВ ПД у післяаварійний РЕЖИМІ
  3. I Лабораторне дослідження функції нирок
  4. I. Завдання для самостійної роботи
  5. I. Завдання для самостійної роботи
  6. I. Основні рекомендації і вимоги до виконання контрольної роботи
  7. I. Цілі і завдання курсової роботи.

Відмітна особливість штанговий свердловини-насосної установки (ШСНУ) полягає в тому, що в свердловині встановлюють плунжерний (поршневий) насос, який приводиться в дію поверхневим приводом за допомогою колони штанг.

Проектування.

Варіант компонування штанговий насосної установки і режиму її роботи, що забезпечує заданий плановий відбір нафти, вибирається в такий спосіб:

1. Задаються набором вихідних даних для розрахунку залежностей об'ємного коефіцієнта нафти і кількості розчиненого в нафті газу від тиску.

2. Будується крива розподілу тиску по стовбуру свердловини, починаючи від забою і до глибини, де тиск стає мінімально допустимим або газосодержание досягає максимально допустимої величини.

3. Вибирається глибина спуску насоса. З одного боку, глибина спуску насоса повинна бути достатньою для забезпечення високих значень коефіцієнта наповнення, з іншого - по можливості мінімальною, щоб не сталося надмірного зростання навантажень на штанги і верстат-качалку, а також збільшення витрат на обладнання і підземний ремонт.

4. Вибір свердловинного штангового насоса. Вибирати тип і розмір насоса слід відповідно до діючої Інструкції по експлуатації свердловинних штангових насосів, згідно з якою при виборі враховуються склад откачиваемой рідини (наявність піску, газу та води) і її властивості, дебіт свердловини і висота підйому рідини.

5. Вибір колони насосно-компресорних труб. НКТ, що застосовуються при насосної експлуатації свердловин, випускаються з гладкими і висадженими кінцями. Діаметр НКТ вибирається залежно від типу і умовного розміру свердловинного штангового насоса.

6. За кривої розподілу тиску по стовбуру свердловини для обраної глибини спуску насоса визначаються тиск Рпр і газосодержание bпрна його прийомі.

7.Обчислюється коефіцієнт сепарації газу і трубний газовий фактор. Коефіцієнт сепарації газу у прийому погружного обладнання kс, Характеризується ставленням обсягу вільного газу, який іде у міжтрубний простір Qг між до загального обсягу вільного газу Qг у прийому (при даних термодинамічних умовах): kс = Qг між/ Qг

8. За методикою Ф. Поеттмана і П. Карпентера розраховується тиск на виході з насоса Рвих.

9. Визначається максимальний перепад тиску, обумовлений рухом продукції через всмоктуючий і нагнітальний клапани насоса, а також оцінюється мінімально необхідний тиск на прийомі насоса при відкачці дегазованої рідини.

10. Обчислюються витоку в зазорі плунжерній пари qут, Коефіцієнт наповнення насоса hнап і коефіцієнт hг, Що враховує кількість розчиненого в нафті газу; потім підбираються довжина ходу плунжера Sпл і число ходів N, які б забезпечували необхідну подачу насоса по газорідинної суміші Wнас;

11. Підбирається конструкція штанговий колони. Потім визначаються: втрати ходу плунжера від пружних деформацій штанг lшт і труб lтр і довжина ходу полірованого штока S,

12. Екстремальні навантаження Рмах і Рхв і наведене напруга ?пр в точці підвісу штанг;

13. Сили опору, що діють при роботі установки;

14. Максимальний крутний момент на кривошипному валу редуктора верстата-качалки Мкр мах.

15. Вибирається верстат-качалка.

16. Розраховуються такі енергетичні показники роботи штанговий насосної установки, як потужність, що витрачається на підйом рідини, повна і корисна, втрати енергії в підземній і наземній частинах установки, питома витрата енергії і к. П. Д. установки.

17. Проводиться оцінка показників надійності установки (ймовірна частота обриву штанг l і загальне число підземних ремонтів Nрем), І визначається коефіцієнт її експлуатації.

18. Розраховуються економічні показники: капітальні та експлуатаційні витрати, собівартість підйому нафти з свердловини і умовні наведені витрати, обумовлені типорозміром і режимом роботи насосної установки. При цьому враховуються вартість повного комплекту насосного обладнання, витрати на електроенергію, ПРС і амортизаційні відрахування.

оптимізація

При експлуатації свердловин ШГН максимально можливий дебіт свердловини забезпечується певним поєднанням параметрів експлуатації глубіннонасосной обладнання та геолого-технічної характеристики свердловини. Подача ШГН при інших рівних умовах в основному залежить від його діаметра.

Як оптимальний вибирають діаметр насоса, який в умовах експлуатації даної свердловини забезпечує максимальний дебіт.

Конструкцію колони штанг і допустиме навантаження визначають виходячи з допустимого наведеної напруги в найбільш небезпечному перерізі штанг кожного ступеня.

Якщо відбір рідини з свердловини обмежений, то оптимізацію проводять за критерієм мінімального навантаження на колону штанг, що забезпечує мінімальні експлуатаційні витрати через збільшення міжремонтного періоду експлуатації свердловин.

діагностика

Існуюча методика динамометруванні дозволяє якісно правильно оцінювати умови роботи насосів.

Визначення тиску у прийому насоса виконують наступним чином. Динамограф знімають дінамограмми роботи ШГН, на якій записується лінія ваги штанг в рідини при крайньому нижньому положенні балансира верстата-качалки і лінія ваги штанг плюс рідини при крайньому верхньому положенні балансира.

Для підвищення точності визначення тиску у прийому насоса рекомендується записувати кілька дінамограмми зі зміною положення динамограф на канатній підвісці, щоб зменшити або виключити помилку, що виникає за рахунок можливого ексцентричного положення динамограф.

Знявши дінамограмми роботи глубіннонасосной установки, приступають до її розшифровці, однак спочатку треба визначити справність глибинного насоса. Якщо по дінамограмми виявлені пропуски в нагнітальному вузлі наосу (наприклад, в приймальному або нагнітальному клапанах), то такі дінамограмми непридатні для визначення тиску у прийому насоса.

Технологічний режим роботи ШНГ:

Подача насоса: Q = 1440FSnкп

Коефіцієнт подачі (доп) - Може зміняться 0 до 1, робота насоса нормальна, якщо доп = 0,6 - 0,8. На нього впливають: деформація штанг і труб, усадка рідини, ступінь наповнення насоса рідиною, витоку рідини.

дослідження роботи

Свердловини, обладнані ШСНУ, досліджують в основному при сталих режимах з метою отримання індикаторної лінії Q (? Р) і залежно Q від режимних параметрів роботи установки. Відповідно до рівняння добова подача Q = 1440FSn, дебіт задають величинами S і n, змінюючи одну з них при переході до іншого режиму відбору рідини.

Сутність ехометріі полягає в наступному. В затрубний простір за допомогою датчика імпульсу звуковий

хвилі (пороховий хлопавки) надсилається звуковий імпульс. Звукова хвиля, пройшовши по стовбуру свердловини, відбивається від рівня рідини, повертається до гирла свердловини і вловлюється кварцовим чутливим мікрофоном. Мікрофон з'єднаний через підсилювач з реєструючим пристроєм, який записує всі сигнали (вихідний і відбиті) на паперовій стрічці у вигляді діаграми. Вимірюючи довжину запису між імпульсами сигналів на ехограмі, визначаємо час проходження звукового сигналу від гирла до рівня і назад. Ехометрірованіе глубіннонасосной свердловин, що застосовується для відбиття рівня газованої рідини (нафти) в затрубному просторі, може бути здійснено на свердловинах, де можливо підбурювання тиску з затрубного простору до атмосферного без нефтепроявленій. Задовільні результати виходять на свердловинах з порівняно невеликими газовими факторами. Чим менше газовий фактор, тим більш точно відбивається становище динамічного рівня.

Для дослідження свердловин ехометрірованіем в останніх встановлюють репера, що служать для визначення швидкості звуку в затрубному просторі, трохи вище передбачуваного статичного рівня рідини в свердловині. Для підвищення точності вимірів рекомендується встановлювати два репера: один трохи вище динамічного рівня, другий - на 100 м вище першого. Репер, який представляє собою патрубок довжиною 300-400 мм, встановлюють на НКТ концентрично.

 



Причини, що знижують проникність привибійної зони пласта в видобувних і нагнітальних свердловинах. Вибір методу впливу на ПЗП. | Фонтанний спосіб видобутку нафти. Умова фонтанування. Освоєння фонтанних свердловин. Дослідження фонтанних свердловин і встановлення оптимального технологічного режиму їх роботи.

Проектування СКО. | Дослідження фонтанних свердловин і встановлення технологічного режиму їх роботи | Наземне обладнання-Колонна головка, фонтанна арматура, викидна лінія. | Періодична експлуатація малодебітних свердловин. Причини і вибір режиму періодичної експлуатації свердловин. | Причини відкладення асфальтенов, смол і парафінів в свердловинах та наземні комунікації. Методи видалення АСПО. | Газліфтна експлуатація, переваги і недоліки. Види газліфтних методів експлуатації. | Переваги та недоліки газліфтного способу експлуатації нафтових свердловин | Вибір методу впливу на ПЗП. | комплексні впливу | Виклик припливу і освоєння свердловин. Методи виклику припливу. Критерії вибору, умови ефективного застосування. |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати