close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Гиматудинова Справочная книга по добыче нефти

код для вставкиСкачать
СПРАВОЧНОЕ
РУКОВОДСТВО
ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ
РАЗРАБОТКИ
И ЭКСПЛУАТАЦИИ
НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ДОБЫЧА НЕФТИ
Под редакцией д-ра техн. наук Ш. К. ГИМАТУДИНОВА
МОСКВА « Н Е Д Р А » 1983
УДК 622.276(031)
Справочное руководство по проектированию разработки и экс-
плуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ.
ред. Ш. К. Гиматудинова/ Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко,
А. И. Петров и др. М., Недра, 1983, 455 с.
Приведены основные данные по технологии добычи нефти
и оборудованию скважин при различных способах эксплуатации
нефтяных месторождений; описаны основные методы воздейст-
вия на призабойную зону и нефтесодержащии пласт. Описана
методика выбора систем промыслового обустройства.
Для инженерно-технических работников нефтяной промыш-
ленности, а также студентов нефтяных вузов и факультетов.
Табл. 92, ил. 158, список лит. — 45 назв.
2504030300-085
С043(01)-83 1 7 2"8 2
© Издательство «Недра», 1983
ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящая книга «Справочного руководства по проектированию раз-
работки и эксплуатации нефтяных месторождений» посвящен технологии экс-
плуатации скважин различными способами и обустройству промыслового хо-
зяйства. Основное внимание при компоновке материалов уделялось методам
расчета технологических процессов добычи нефти, выбору оборудования и
режима его работы. По всем этим вопросам в нефтепромысловой литературе
опубликован обширный материал, содержащий различные методики решения
задач проектирования. В Справочном руководстве помещены установившие-
ся и, как правило, опробованные методы расчета технологических процессов
или же последние разработки в этой области, выполненные научно-исследо-
вательскими центрами и ведущими специалистами нашей страны. Особо важ-
ное значение при проектировании технологических процессов, применяемых
при извлечении нефти из недр, имеют полнота и точность информации о свой-
ствах продуктивных пластов и их строении. Неполный объем этой информа-
ции — одна из причин недостаточной обоснованности принимаемых решений
при проектировании технологических процессов и, как следствие этого, не-
удач при их практическом осуществлении. В Справочном руководстве изло-
жены основы стандартных гидродинамических исследований скважин и пла-
стов, применяемых, в основном, на промыслах в настоящее время. Особо
важные проблемы стоят в области изучения строения коллекторов и неодно-
родности их свойств на ранних стадиях разбуривания залежи. Достаточный
объем информации о строении пластов в начальный период позволяет с вы-
сокой эффективностью решить многие сложные задачи разработки нефтяных
месторождений (расстановка окважин на залежи с учетом неоднородности
его строения, увеличение коэффициента охвата пластов воздействием, сущест-
венное повышение конечной нефтеотдачи, сокращение числа резервных сква-
жин и т. д.). Одним из средств ранней диагностики строения коллекторов
может служить изучение волновых процессов, генерируемых в пласте и на-
блюдаемых в скважинах. Для этого необходимы приборы, позволяющие улав-
ливать слабые импульсы, распространяющиеся в пористых средах, в связи
с тем, что даже интенсивные волновые процессы, возбуждаемые скважина-
ми, быстро затухают в пласте. Для уверенного выделения основных сигналов
среди многочисленных шумов, интенсивность которых сравнима с величиной
изучаемого сигнала, необходимо активно развивать теоретические основы
специальных методов распознавания образов.
Большое значение при проектировании технологии эксплуатации скважин
различными методами имеет учет работы газа при движении газожидкост-
ных смесей в вертикальных трубах. В той или иной степени «газлифтный
эффект» проявляется при эксплуатации нефтяных скважин всеми способами.
В связи с введением в разработку большого числа месторождений, раз-
бросанных на обширных пространствах Западной Сибири, Севера европей-
ской части страны и Среднеазиатских республик, возникла необходимость
комплексного решения стратегических вопросов промыслового обустройства,
3
транспортных и энергетических коммуникаций с учетом планов развития всего
региона. Поэтому в Справочном руководстве, кроме традиционных методов
проектирования объектов сбора нефти и газа, приведены материалы по си-
стеме проектирования генеральных схем промыслового обусгройства (СПГСО)
с использованием экономико-математических моделей, позволяющих исполь-
зовать ЭВМ для поиска оптимальных проектных решений. Система проекти-
рования генеральных схем обустройства разработана вычислительным цент-
ром АН СССР в содружестве с Министерством нефтяной промышленности
и успешно применяется на практике.
Все предложения и замечания по книге следует направлять по адресу:
103633, Москва, Третьяковский проезд, 1/19, издательство «Недра».
ЧАСТЬ I
ТЕХНОЛОГИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
ГЛАВА I
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
ВИДЫ ИССЛЕДОВАНИИ И ИХ НАЗНАЧЕНИЕ
Для оценки продуктивности скважин и свойств призабойной зоны
коллектора наиболее широко применяют метод установившихся отборов (за-
качек), технология которого разработана как для фильтрации однородной
жидкости гари водонапорных режимах, так и для фильтрации в пористой
среде газированной жидкости при режиме растворенного газа. В условиях
упруго-водонапорного режима эксплуатации коллекторские свойства и строе-
ние пластов в удаленных от забоя зонах изучают методом восстановления
(падения) забойного давления при прекращении отбора (нагнетания) жидко-
сти из скважины или изменении режима ее работы ('метод КВД). Этот ме-
тод исследования скважин в условиях режима растворенного газа в настоя-
щее время находится в стадии разработки.
Для исследования строения пластов в условиях упруго-водонапорного-
режима применяют метод гидропрослушивания, основанный на изучении про-
цессов взаимодействия скважин при изменении режимов их работы.
Быстро развиваются термогидродинамичеокие методы исследования кол-
лекторов призабойной зоны, основанные на изучении тепловых эффектов, на-
блюдающихся при истечении жидкостей и газов из пористой среды в сква-
жину вследствие проявления эффектов Джоуля — Томсона.
Для изучения строения пласта и призабойной зоны в промысловой прак-
тике широко используют методы глубинной дебитометрии. Профили притока
и поглощения, построенные по данным скважинных дебитомеров, позволяют
судить о степени загрязнения пород в процессе вскрытия пластов и об усло-
виях притока жидкостей и газов в окважины.
Упомянутые методы имеют ряд модификаций. Для сокращения времени
исследования скважин на приток методом установившихся отборов предло-
жены экспресс-методы снятия индикаторных диаграмм, которые позволяют
получить продуктивную характеристику пластя и оценить свойства пород
призабойной зоны, не ожидая на каждом режиме установившейся работы
скважины. Теоретически они основаны на использовании элементов теории
упругого режима и стационарного притока жидкости в скважины.
Экопресс-методы разработаны также для исследования скважин методом
КВД. При этом изменение давления в пласте осуществляется путем кратко-
временного отбора или закачки в скважину некоторого количества жидко-
стей (как правило, не более одного ее объема). Эти методы обычно приме
няют для исследования длительно простаивающих скважин.
Предложены также различные модификации 'методов гидропрослушива-
пия, которые отличаются по характеру возбуждаемых в пласте волн давле-
ния— в виде импульсов, гар-моничеоких колебаний и др.
При гидродинамических исследованиях скважин получают ценную инфор-
мацию о свойствах и строении коллекторов для определения свойств пород,
изучения строения пласта внутри и вне контура нефтеносности, определения
типа коллекторов, строения и свойств призабойной зоны скважин. Гидроди-
намические методы исследования позволяют оценить трещинную пористость
и проницаемость, ориентацию трещин, их среднюю раскрытость, разморы бло-
•5
ков, слагающих трещиноватый коллектор. Успешно используются эти методы
для изучения геологической неоднородности пластов, определения текущего
положения водонефтяного контакта (ВНК) между исследуемыми скважина-
ми, а также для определения нефтенасыщенности пластов и других целей.
Поэтому наряду с различными методами оценки остаточной нефтенасы-
щенности пород (удельные отборы нефти из скважин, геофизические измере-
ния и другие) целесообразно использовать результаты исследований, позво-
ляющих судить о степени неоднородности коллекторских свойств пласта в зо-
не (расположения скважин как об одном из свойств, имеющих связь с оста-
точной нефтенасыщенностью. По результатам исследований неоднородность
Свойств пород больше в зоне тех скважин, профили притока в которых ха-
оактеризуются значительной амплитудой колебаний притоков из различных
пропластков. Кроме того, следует учитывать, что кривые восстановления дав-
ления скважин, эксплуатирующих неоднородные участки пласта, в коорди-
натах Ар—In t обычно имеют вид ломаных линий. Результаты гидродина-
мических исследований скважин позволяют более обоснованно выбрать, на-
пример, технологию кислотной обработки, поскольку существенное значение
при этом имеют тип коллектора, строение и свойства призабойной зоны пла-
ста. Точно так же и состав кислотной смеси необходимо выбирать, кроме
всего прочего, с учетом строения и свойств призабойной зоны пласта. Если,
например, окажется, что тоещиноватый карбонатный коллектор сложен неф-
тенасыщенными блоками малой проницаемости и плохо отдающими нефть,
то целесообразен состав кислоты, обладающей высокой способностью капил-
лярного впитывания в блоки и замедленной реакцией взаимодействия с по-
родой. При этом вероятность более глубокого охвата блоков кислотной
обработкой возрастает. Однако следует отметить, что необходимо выбивать
методы и объем исследований, дающие достаточную и необходимую инфор-
мацию для обоснованного проектирования технологии избранного метода
воздействия на пласт. Например, недостаточно исследовать неоднородное
строение пласта методами математической статистики для проектирования
форсированного отбора жидкости из пласта с целью увеличения нефтеотдачи
обводненного пласта. Как известно, при форсировании отбора жидкости по
некоторым избранным скважинам происходит перераспределение пластовоге
давления и линий тока жидкостей, сопровождающееся включением в разра-
ботку ранее слабо дренированных участков пласта. Остаточная нефть в об-
водненных пластах залегает в тупиковых зонах, у непроницаемых границ и
на участках с уменьшенной проницаемостью пород. Поэтому выбирать оква-
жины для форсирования отбора и очередность их перевода на новый режим
работы следует с учетом геометрии расположения участков, насыщенных
нефтью, т. е. необходимо гидропрослушивание пласта.
Хорошие результаты определения параметров пласта получены при обра-
ботке импульсного гидропрослушивания «методом площадей». Сравнительный
анализ точности различных методов обработки кривых восстановления дав-
ления по гипотетическим скважинам показал, что наибольшей точност'мо
в определении параметров пласта по КВД обладают дифференциальные ме-
тоды Ю. П. Борисова, И. А. Чарного и И. Д. Умрихина и интегральные
И. Д. Умрихина, И. А. Чарного и Б. А. Богачева, Ю. А. Медведева. При
высоких темпах падения интенсивности притока жидкости в скважину после
ее остановки удовлетворительные результаты дает дифференциальный метод
Ф. А. Требина, Г. В. Щербакова, а "при средних и малых темпах падения
притока хорошие результаты получены при обработке КВД универсальным
методом Э. Б. Чекалюка.
УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИИ
Ме т о д у с т а н о в и в ши х с я о т б о р о в используется для изучения
гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств план-
етов в условиях, когда процесс фильтрации в районе скважин с достаточной
точностью можно описать уравнениями установившейся фильтрации и,
6
в частности, формулой Дюпюи (для однофазной фильтрации)
y In —
где Q —дебит жидкости в пластовых условиях, см3/с; р п л — среднее давле-
ние на некотором условном круговом контуре с радиусом R* (пластовое
давление), МПа; р3аб — давление на забое скважины, МПа; г — приведен-
ный радиус скважины; к — усредненная фазовая проницаемость пласта для.
данной жидкости, мкм2; h — эффективная (работающая) толщина пласта, м;
ц—-вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа-с; е — коэффициент гид-
рояроводности пласта, мкм2-м/(мПа>с).
Зависимость (1.1), т. е. Q=f(Ap), не линейна, так как параметры к, Л,
ц, ЯК И Г0 могут неявно зависеть от |Др. Поэтому параметр K—Q/Ap, кото,-
рый принято называть коэффициентом продуктивности скважины, строго го-
воря, не является константой. Однако при фильтрации однофазной жидкости
или смеси нефти и воды величина К практически постоянна и при обработ-
ке результатов исследований может рассматриваться как константа. Процесс.
исследовакия сводится тогда к получению в промысловых условиях зави-
симости Q=f(Ap), т. е. к определению К-
Если К — существенно переменная величина (фильтрация газированной
жидкости; трещиноватый пласт-коллектор, в котором проницаемость заметно
зависит от давления; проявление неньютоновских свойств пластовой жидко-
сти; многоллаетовый об-кект эксплуатации, в котором пластовые давления
по отдельным пластам различны, и др.), процесс исследований также сво-
дится к получению экспериментальной зависимости Q=f(Ap), но дополняет-
ся работами по установлению количественной взаимосвязи между перепадом
давления и величинами, которые от него зависят (например, ц(р), h(Ap)r
К(р) и др.).
Зависимость Q=f(Ap), графическое изображение которой принято назы-
вать индикаторной диаграммой скважины, получают по данным непосредст-
венного измерения дебита добывающей скважины (или приемистости нагне-
тательной) и соответствующих значений забойного и пластового давлений
последовательно на нескольких (трех или более) достаточно близких к уста-
новившимся режимах эксплуатации скважины. Время установления нового
режима должно быть достаточным, чтобы в районе данной скважини в ра-
диусе, не меньшем среднего расстояния до ее окружающих соседних, дав-
ление в пласте практически не изменялось. Это время, которое ориентиро-
вочно можно определить по формулам неустановившейся фильтрации или
опытным путем (для каждого объекта), может составлять от нескольких
часов до нескольких суток или даже недель. В то же время на весь про-
цесс исследования скважины методам установившихся отборов должно за-
трачиваться время, в течение которого распределение иефтвводогазвнасы-
щенности пласта в районе скважины существенно не изменяется.
Теория метода достаточно полно разработана для фильтрации однофаз-
ной жидкости и смеси двух жидкостей (нефти и воды), фильтрации газа к
газожидкостной смеси.
В результате исследований методом установившихся отборов можно
определить только коэффициент продуктивности К добывающей скважины
(коэффициент приемистости для нагнетательной) или его зависимость от пе-
репада давления.
Для установления гидропроводности пласта е необходимо независимо
оценить RK и г. Значение RK без существенного ущерба для точности обычно
принимают равным половине среднего расстояния между данной скважиной
и соседними окружающими.
Приведенный радиус г, зависящий одновременно от способа вскрытия
пластов в скважине и свойств пластов непосредственно в призабойной зоне
скважины в первом приближении можно определить одним из известных
7
аналитических или корреляционных методов (например, методом
В. И. Щурова).
Принципиально более точные оценки параметров г и е можно получить
при совместном исследовании скважин методом установившихся отборов и
методом восстановления давления.
Для установления фазовой проницаемости необходимо независимыми спо-
собами определить вязкость жидкости в пластовых условиях (специальные
исследования) и толщину пласта (по данным геофизических исследований).
Ме т о д в о с с т а н о в л е н и я д а в л е н и я используется для изучения
гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пла-
стов в их районе, но в условиях ярко выраженной неустановившейся филь-
трации жидкости и газа.
К наиболее простым по технологии исследований и обработки их резуль-
татов относится остановка скважины, достаточно длительное время рабо-
тавшей с постоянным дебитом жидкости. Если при ее остановке дебит прак-
тически мгновенно изменился до нулевого значения, то процесс восстановле-
ния давления на забое скважины достаточно точно описывается следующей
формулой:
f ( £ )
где Ар=р—Рзаб; р — давление на забое скважины в момент t после ее оста-
новки, МПа; Рзаб — забойное давление до остановки скважины (установив-
шееся), МПа; х— коэффициент пьезопроводности пласта в районе скважины
(усредненный), м2/с.
Тот же процесс с хорошим приближением описывается другой фор-
мулой:
Формула (1.3) используется при обработке результатов исследований
для указанных условий. Формулы (1.2) и (1.3) в одинаковой мере описывают
процесс изменения давления на забое скважины не только при ее остановке,
но и при любом скачкообразном изменении дебита. Тогда в правые части
формул следует подставить AQ (изменение дебита скважины) вместо Q.
Процесс промысловых исследований при скачкообразном изменении де-
бита сводится к измерению дебита до остановки (или до и после его изме-
нения) и регистрации изменения давления на забое скважины.
Однако, если значительная часть объема ствола работающей скважины
заполнена газом, на практике условие мгновенного (скачкообразного) пере-
хода с одного установившегося дебита на другой не соблюдается (напри-
мер, после остановки насосной скважины в ее ствол продолжает поступать
жидкость и приток из пласта затухает лишь постепенно). В таких случаях
для обработки материалов исследований применяют более сложные по сравне-
нию с (1.2) и (1.3) соотношения, а сам процесс исследований сводится к по-
лучению экспериментальных зависимостей Ap(t) и Q(t).
В результате обработки материалов исследований скважины методом
восстановления давления определяются комплексные параметры е и х/г2.
Параметр х можно оценить по формуле
где т — пористость пласта; h — толщина пласта, м; §ж — коэффициент сжи-
маемости пластовой жидкости, МПа-1; ($п — коэффициент сжимаемости по-
роды-коллектора, МПа-1.
Величины т, Л, р ж и рп определяют по данным независимых исследо-
ваний (лабораторных и геофизических), а г — по известным х/r2 и х.
Несмотря на то что относительная ошибка определения пьезопроводно-
сти по формуле (1.4) может быть весьма значительной (главным образом, за
8
счет погрешностей оценки ($ж и рп ), указанный метод расчета т с практи-
ческой точки зрения вполне приемлем.
Кроме того, следует заметить, что приведенный радиус г с достаточной
для практики точностью допустимо определять с погрешностью, достигаю-
щей даже нескольких десятков процентов, так как основные параметры, ко-
торые в конечном итоге интересуют специалистов (Q, К и др.), зависят
от In г.
Ме т о д и с с л е д о в а н и я в з а и м о д е й с т в и я с к в а жи н (гидро-
прослушивание) используется для определения усредненных значений гидро-
проводности е и пьезопроводности у. пластов на участках между исследуе-
мыми скважинами в условиях неустановившейся фильтрации жидкости.
Для исследований выбирают минимум две скважины. Одна из них, по
которой контролируется изменение дебита (в большинстве случаев скачко-
образное), называется возмущающей, другая, в которой наблюдается изме-
нение забойного давления, вызванное данным возмущением, — реагирующей.
В качестве возмущающей может быть использована любая добывающая или
нагнетательная скважина, в качестве реагирующей — простаивающая или спе-
циально остановленная (до начала исследований) скважина. В одном иссле-
довании может одновременно участвовать несколько реагирующих скважин.
При скачкообразном изменении дебита возмущающей скважины процесс
изменения забойного давления в реагирующей скважине описывается форму-
лой (1.2) с той лишь разницей, что под знаком функции Ei(—х) вместо -
следует подставить R — расстояние между реагирующей и возмущающей
скважинами.
Имеются решения и для периодического и произвольного изменения де-
бита возмущающей скважины, а также для работающей реагирующей сква-
жины, в которой фиксируется изменение во времени не только забойного
давления, но и дебита.
При исследованиях методом гидропрослушивания важно выполнение сле-
дующих технологических требований:
1) по реагирующим скважинам до измене-
ния дебита возмущающей скважины должно
быть прослежено изменение забойного давления
в течение времени, в 1,5 раза и более !февы-
шающего предполагаемый период наблюдений
после начала возмущения (последний предвари-
тельно оценивается расчетным путем по фор
муле (1.2));
2) для наблюдений за забойным давлением
после изменения дебита возмущающей скважи-
ны используются лишь те реагирующие скважи-
ны, по которым возможна, достаточно надежная
экстраполяция на этот период динамики забой-
ного давления, зафиксированной до начала воз-
мущения;
3) исследования должны проводиться в об-
становке, исключающей в данный период посто-
ронние возмущения, обусловливающие изменение
забойных давлений в реагирующих скважинах
(пуски или остановки других близко располо-
женных скважин и т. п.).
ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН МЕТОДОМ
УСТАНОВИВШИХСЯ ОТБОРОВ
Основные типы возможных индикаторных
диаграмм для скважин, эксплуатирующих одно-
пластовые объекты, приведены на рис. 1.1.
Рие. 1.1. Характерные
типы индикаторных диа-
грамм:
/, 2, 3, 4 — для добываю-
щих скважин; /', 2', 3' —
для нагнетательных сква-
жин
9
200 400 fiOO
800
О
10
3
Прямолинейная диаграмма / ха-
рактерна для ламинарной фильтра-
ции однофазной жидкости или во-
донефтяной смеси, диаграмма 2
(прямолинейная в диапазоне забой-
ных давлений выше давления насы-
щения нефти газом—Рэа6>Рнас—
и криволинейная, с выпуклостью к
оси дебитов, в диапазоне р3 аб<
<Рнас) — для фильтрации газирован-
ной жидкости на участке р3аб<рНас
Диаграммы типа 3 (криволи-
нейные при рзаб>Рнас) указывают
на зависимость проницаемости пла-
ста от давления (деформируемые
трещины), нарушение ламинарности
фильтрационного потока или на со-
вместную зависимость от этих фа-
кторов; диаграмма 4 — на проявле-
ние указанных факторов при ско-
ростях фильтрации или перепадах
давления, превышающих определен-
ные критические значения.
Проявление деформации тре-
щинных каналов при нагнетании в
пласт рабочих агентов характеризу-
ется кривой 3', а фильтрация, не со-
ответствующая линейному закону
(выпуклость кривой обращена к оси
дебитов), — диаграммой 2'.
Для скважин, эксплуатирующих
многопластовые объекты, возможны
более сложные формы индикаторных кривых. Это зависит от подключения
пли отключения отдельных пластов при определенных забойных давлениях,
перетоков жидкости между пластами, различных характеров фильтрации
жидкости в них и т. п.
с D
Ч г пл
\
\
V
\)
К
\
1-
<i
\ е."
ЛЯ.МПа
Рис. 1.2. Обработка индикаторной
диаграммы при фильтрации в пласте
газированной нефти
Обработка прямолинейных индикаторных диаграмм
При эксплуатации скважиной однопластового объекта данные исследо-
ваний представляются в табличной форме (данные о забойных давлениях,
приведенных к середине интервала перфорации, и дебитах на нескольких ре-
жимах) или в виде индикаторной диаграммы, построенной в координатах
Q — р3аб или Q—Арзаб.
В данном случае коэффициент продуктивности скважины — величина по-
стоянная | А = "XT' = tg 9 = const)
(1.5)
Здесь К имеет размерность см3/(с-МПа).
По формуле (1.5) определяется коэффициент гидропроводности пласта
в районе скважины, если предварительно независимыми способами оценены
Як и г.
Расстояние RK в практических расчетах принимается равным половине
среднего расстояния между данной скважиной и соседними, ее окружающи-
10
Из формулы (1.1) следует, что
-f-V2 я.
ми. Значение т можно определить по одному из известных методов (напри-
мер, по методу В. И. Щурова).
Пр име р. В результате исследований скважины установлено, что К=
= 2370 см3/(с-МПа). Среднее расстояние между данной скважиной и бли-
жайшими окружающими /?к=250 мм; приведенный радиус г=2,48-10-5 м.
По формуле (1.5)
10-3-2370-1п
248-10-» м к м *.м
Если скважиной эксплуатируется многопластовый объект и индикатор-
ные диаграммы прямолинейны по каждому работающему пласту, последние
обрабатываются так же, как и при однояластовом объекте. При этом зна-
чения г и RK предварительно определяют раздельно для каждого пласта.
Чтобы найти усредненную проницаемость пласта в районе скважины по
известному значению гидропроводности, необходима независимая оценка вяз-
кости жидкости в пластовых условиях (по лабораторным данным) и рабо-
тающей толщины пласта (по геофизическим данным).
ОБРАБОТКА ДАННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ В ПЛАСТЕ ГАЗИРОВАННОЙ НЕФТИ
Установившийся приток газированной нефти к скважине (когда филь-
трация происходит в соответствии с линейным законом) можно описать
формулой, аналогичной (1.1):
2- 10'rcfe,, к а Л \(рк -
где Q — дебит жидкости в поверхноетных условиях, см3/с; 6Нас, &ннас,
Цн нас — соответственно объемный коэффициент, проницаемость и вязкость
нефти при давлении, равном давлению насыщения; А# •— преобразованная
фуикция давления Христиановича, имеющая размерность давления,
^нас
= I —д-Г,
J ° нН" н
А//= I —д-Г, dp, (1.7)
где FH(SH)—относительная проницаемость для нефти (сложная функция
давления); 6'я(р) и |х'в(р)—соответственно объемный коэффициент и вяз-
кость при давлении р<рв&с.
Формула (1.6) справедлива, когда Рк>Рвас>Рэав (смешанный поток).
Если Ркй=Рнас (нефтегазовая залежь или нефтяная залежь, пластовое дав-
ление в которой снижено ниже начального давления насыщения), то в квад-
ратных скобках формулы (1.6) остается только величина ЛЯ, а верхний пре-
дел интеграла (1.7) заменяется на рк(рпп).
Аналогом коэффициента продуктивности тогда будет
Численно величина Ко равна тангенсу утла ф между индикаторной ли-
нией 2, построенной в координатах Q—AH или Q—[(р„л—Рааб)-|-АЯ], и
осью ординат (рис. 1.2).
11
Если рПл>Рнас>Рзаб, индикаторная диаграмма в координатах Q—Ар
прямолинейна в диапазоне Рпл>Рза<ь>рнас и криволинейна при р3аб<Рнас-
На прямолинейном участке Ко=К, поэтому коэффициент гидропроводности
определяется так же, как и при обычных прямолинейных диаграммах. При
Рпл^Рнас начальная гидропроводность пласта определяется исходя из по-
лученного значения Ко (по той же методике).
Интегрирование (1.7) производится численным методом.
Подынтегральная функция
dAH FH (SH)
dp
(1.9)
для каждого объекта эксплуатации может быть представлена в виде табли-
цы или графика. Для ее построения используются результаты исследований
зависимостей Ца(р), Ья(р), растворимости газа в нефти а(р) и диаграмма
относительных проницаемостей FB(SH) И Fr(SB), где SH — нефтенасыщен-
ность.
Величина FB, зависящая от SH, предварительно должна быть представ-
лена в функции давления (также в виде таблицы или графика). При этом
существенно важно учитывать то обстоятельство, что выделяющийся в пла-
сте свободный газ может оставаться неподвижным до достижения равновес-
ной газонасыщенности (о проявлении этого фактора можно судить по нали-
чию петли гистерезиса на индикаторных диаграммах, по резкому изменению
их формы при переходе из области Рзаб>Рнас в область Рзас<Ршас и по
форме диаграмм относительных проницаемостей). Связь между FB и давле-
нием в области газонасыщенности, превышающей равновесную, можно уста-
новить при помощи уравнения
(Г - ар)
(1.10)
где Г — газовый фактор (общее количество газа в кубометрах растворен-
ного в 1 м3 нефти при давлении, равном давлению насыщения), м3/м3; а —
коэффициент растворимости, МПа~'; р — давление, МПа; цг—вязкость га-
за, мГТа-с.
Левая часть уравнения (1.10)—однозначная функция давления, пра-
вая — функция нефтенасыщенности (эту функцию легко можно получить из
диаграмм относительных проницаемостей). Задаваясь последовательно раз-
личными значениями р, определяя для каждого из них (по эксперименталь-
dAH
dp
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
<м
0,3
\
\
V
\
у
Л
\
ч
J
ft
/
i
Д/-АЯГ, МПа
28
20
ным данным) величины а, 6„, Цн и | i r
и в целом левую часть уравнения, по-
лучим значения FT/Ft,.
По зависимости }(SB)=F?/Fn
2* определяют значения SH, а по 5Я, поль-
зуясь диаграммой относительных про-
ницаемостей, — F«.
В области газонасыщенности, не
превышающей равновесную, величину
SB при заданном давлении р прибли-
зительно можно определить по следую-
щей формуле:
Sn — •
2 3
Рис. 1.3. Зависимость подынтег-
ральной функции dAH/dp и по-
правки (Ар'—АН) от Давления
12
(U1)
X Г, Mi l l
где Ьв и а определяются по имеющим-
ся зависимостям Ьв(р) и а(р).
ТАБЛИЦА 1.1
РАСЧЕТ ФУНКЦИИ ДЯ
Номера
точек
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Рзаб'
МПа
9,6
9
8
7,5
7
6,5
6
5
4
3
ДР'=Рнас-
-Рзаб' М П а
0,6
1,6
2,1
2,6
3,1
3,6
4,6
5,6
6,6
Р-Рп
пмш '
0,6
1
0,5
0,5
0,5
0,5
1
1
1
<*дя
dp
1
0,89
0,715
0,66
0,55
0,4
0,46
0,41
0,375
0,335
dp { п Pn-i)
0,567
0,802
0,344
0,302
0,260
0,238
0,435
0,392
0,355
дя,
МПа
0,567
1,37
1,71
2,02
2,27
2,51
2,95
3,34
3,69
Др'—ДЯ,
МПа
0,043
0,23
0,39
0,58
0,83
1,09
1,65
2,26
2,91
Пр име р. Полученная при исследовании скважины индикаторная диа-
грамма в координатах Q—р3аб приведена на рис. 1.2 (кривая /). Пласто-
вое давление рп л =10,8 МПа, давление насыщения нефти газом рНас =
= 9,6 МПа. Зависимость подынтегральной функции d&H/dp от давления, по-
строенная по данным исследования продесса разгазирования нефти и иссле-
дований относительных пронииаемостей, приведена на рис. 1.3 (кривая /).
Проведем интегрирование для точек, соответствующих забойным давле-
ниям 9; 8; 7; 7,5; 6; 6,5; 5; 4 и 3 МПа.
Значения подынтегральной функции d^H/dp=F^/(b'm\i'B) для этих то-
чек, взятые по графику рис. 1.3 (кривая /), приведены в пятой графе
табл. 1.1. Интегрирование проводится методом трапеций. Расчетные данные
приведены в табл. 1.1.
В последней графе даны величины (Др'—ДЯ), характеризующие допол-
нительный перепад между пластовым и забойным давлениями, обусловлен-
ный разгазированием нефти в пласте.
График зависимости (Др'—ДЯ) от давления (рис. 1.3, кривая 2)
универсален для скважин данного объекта, эксплуатируемых при
Рпл>Рнас>Рэаб и дающих нефть с идентичными характеристиками.
Если Рпл<Рнас, можно построить универсальные для данного объекта
палетки аналогичных графиков для различных значений рп л -
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
НА УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ИХ РАБОТЫ
Оп р е д е л е н и е п а р а м е т р о в т р е щи н о в а т о - п о р и с т ых пла-
с т о в с у ч е т о м и з ме н е н и я п р о н и ц а е м о с т и от д а в л е н и я
в пл а с т е. Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено,
что в трещиноватых коллекторах при изменениях пластового давления про-
исходит изменение проницаемости пород, особенно трещинной проницаемости.
Изменение трещинной проницаемости k{ и проницаемости пористой среды <г2
можно представить соответственно следующими зависимостями:
fei = fcoi ехр [—ai(p0—p)];
(1.12)
*г==*02 ехр [—а2(Ро—р)]-
Здесь k\, k2 — соответственно коэффициенты проницаемости трещиноватой и
пористой сред блоков при текущем пластовом давлении р; kol, &02 — то же,
при начальном пластовом давлении р0; щ, а2 — коэффициенты изменения
проницаемости от давления соответственно трещиноватой и пористой сред.
13
Дебит скважины, вскрывшей трещиновато-пористую ореду, состоит из
двух составляющих: из дебита <?ь получаемого по трещинам породы, и из
дебита Q2, получаемого по парам. После подстановки зависимостей прони-
цаемостей (1.12) от давления в закон Дарси в дифференциальной форме и
интегрирования в известных пределах получим формулы притока к скважине,
вскрывшей трещиновато-пористый пласт, с учетом зависимостей проницаемо-
стей сред от давления:
2rcfeol/i ехр [ — а. {р0 — рк)]— ехр [ — а, (р„ — рс) ]
?,= — .,1п(Лк/гс )
ехр [ — at(pc — Рк)] — ехр [—аа(р0 — рс)]
('Л З )
Здесь ра, Рк, Рс — соответственно начальное пластовое, текущее контур-
ное и забойное давления; |х, h — соответственно вязкость нефти и толщина
пласта.
По данным промысловых исследований скважин на установившихся ре-
жимах стреится индикаторная линия, по которой определяются параметры
в целом для пласта. Раздельное определение параметров трещин и пористых
блоков по суммарной индикаторной линии затруднительно. Это возможно,
если сочетать результаты промысловых испытаний с лабораторными иссле-
дованиями. Однако в этом часто и нет необходимости, поскольку трещинная
проницаемость значительно превосходит по своей величине проницаемость
пористой ореды породы. При этом суммарный дебит Q скважины примерно
равен дебиту, получаемому по трещинам q\, т. е. Q—<7i. Тогда формула
притока однородной жидкости к скважине представится в следующем виде:
К. In (Як/гс) >
q = #Ди, Kt = '
й, = ft01 ехр [ — о, (р0 —,
1 —ехр [ — а, (р0 — ре ) ]
Д Ц =
(1.14)
Здесь Ki — текущий коэффициент продуктивности, функция пластового
давления, независимая от изменений забойного давления.
Для сопоставления коэффициентов продуктивности Ki, полученных в од-
ной и той же скважине в разное время, необходимо сводить их к условному
коэффициенту продуктивности, соответствующему начальному пластовому
давлению:
Koi=Kiexp[a,.(p,,—p«)I. ( I I 5 )
Если определенные таким образом значения коэффициентов продуктив-
иостей на различные даты будут различны, то это будет свидетельствовать
о наличии необратимых процессов, происшедших в призабойной зоне (не-
обратимая деформация пласта, засорение механическими примесями, выпа-
дение парафина и т. д.).
Таким образом, процесс притока или расхода в трещиноватом пласте
при изменении проницаемости обусловлен коэффициентом продуктивности
Koi (а следовательно, и проницаемости) при начальном пластовом давлении
и коэффициентом изменения проницаемости ai.
Для определения этих параметров применяется графоаналитический
способ.
На фактической индикаторной диаграмме определяются две площааи
/i и fs".
ДА
f,= J Qd(Ap), ft = <}№, ЬР1 = РК-РЫ- ( 1 Л 6 >
о
14
ТАБЛИЦА 1.2
ЗНАЧЕНИЯ ФУНКЦИИ z
0,509
0,517
0,533
0,549
0,566
0,582
0,598
0,613
0,628
0,642
0,656
а,Др
0,1
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
г н
0,491
0,483
0,467
0,451
0,434
0,418
0,402
0,387
0,372
0,358
0,344
—а,Др
0,1
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
г э
0,670
0,683
0,696
0,708
0,719
0,730
0,740
0,750
0,760
0,769
а,Др
2,2
2,4
2,6
2,8
3,0
3,2
3,4
3,6
3,8
4,0
0,330
0,317
0,304
0,292
0,281
0,270
0,260
0,250
0,240
0,231
—ctiAp
2 9
2,4
2,6
2,8
3,0
3,2
3,4
3,6
3,8
4,0
Примечание. г_—-относится к добызающим скважинам, г„—к нагнетательным.
Отношение этих площадей z зависит только от одной безразмерной ве-
личины а\Ар:
1
1 —ехр [ —
аД р'
(117)
Результаты табулирования функции г представлены в таблице 1.2. Здесь
интеграл U — площадь, ограниченная индикаторной линией и осью перепа-
дов, и определяется численно, например, по формуле трапеций для соответ-
ствующей точки индикаторной линии. Площадь /г представляет собой п.ю
щадь прямоугольника, равную произведению координат также соответствую-
щей точки индикаторной линии.
Для каждой точки индикаторной линии определяются площади f\ и f2,
затем функция z, а потом из табл. 1.2 определяются безразмерные значе-
ния величины dikp. Далее, зная фактические значения перепадов Ар, опре-
деляют величины коэффициента О|. Окончательно коэффициент <ii прини-
мается как средняя величина из всех его значений.
ТАБЛИЦА 1.3
К ПРИМЕРУ ОБРАБОТКИ ИНДИКАТОРНОЙ ДИАГРАММЫ ПО СКВАЖИНЕ,
ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙ ТРЕЩИНОВАТЫЙ КОЛЛЕКТОР
Номера
точек
1
2
3
4
5
Дебит
жидко-
сти в
пласт.
усл. Q,
СМ3/С
280
560
840
1122
1402
ЗаВой-
ная
депрес-
сия
МПа
0,6
1,14
1,84
2,68
3,72
ft
86,7
333
820
1650
2970
f,=
168
638
1546
3007
5215
f.
fa
0,516
0,522
0,530
0,549
0,570
(Х,Др
0,14
0,26
0,4
0,6
0,9
(МПа)"'
0,233
0,228
0,217
0,244
0,242
=0,23
МПа
0,55
1,0
1,52
2,01
2,46
Ко.
см»/(с-МПа)
509
560
553
558
570
/(„=550
15
500
1000
О,-!
\
Для определения начального коэф-
фициента продуктивности Ко предвари-
тельно рассчитываются для нескольких
точек величины Лрь
j е—«iAp
Ьр, МПа
Рис. 1.4. Обработка индикаторной
диаграммы для трещиноватого
коллектора
Начальный коэффициент продук-
тивности для каждой точки определя-
ется из соотношения
Результаты определения Ко по не-
скольким точкам осредняются.
Пр и ме р *. Результаты исследова-
ний представлены в табличной форме
(см. табл. 1.3 графы вторая и третья)
и на рис. 1.4.
Порядок обработки покажем на
примере 2-й точки.
1. Численным интегрированием определяем площадь f\. В данном случае
/i = 333.
2. Определяем /2=560X1,14=638.
3. Олределяем 22=/,//2=333/638=0,522.
4. Для z2=0,522 по табл. 1.2 находим a'iAp=0,26.
5. Определяем а",=0,26/1,14=0,228.
6. Определяем Др2 =( 1— е-°-2в)/0,228=1.
7. Определяем
/(02=560/1=560 ом3/(с-МПа).
Аналогичные вычисления производятся для всех точек (см. табл. 1.3).
В рассмотренном примере ai<=0,23, Яо=55О см3/(с-МПа).
Определение параметров трещиновато-пористых пластов
с учетом возникновения инерционных сопротивлений
Фильтрация в соответствии с линейным законом может нарушаться
вследствие возникновения существенных инерционных сопротивлений, осо-
бенно в призабойной зоне скважин. Прямые свидетельства возникновения
инерционных сопротивлений получены при исследовании скважин дебитоме-
рами и расходомерами. Показано, что хотя пласт дренируется весь, тем не
менее приток или отток жидкости через стенку скважины происходит по
узкой полоске пласта (часто по интервалу менее 5% от всей толщины его).
Первые индикаторные линии, снятые по новым скважинам, вскрывшим тре-
щиноватые карбонатные пласты, бывают резко искривленными к оси пере-
падов давлений. Затем после кислотных обработок индикаторные линии ча-
сто становятся или прямолинейными, или существенно «выпрямленными». Это
свидетельствует о том, что инерционные сопротивления во многом умень-
шены вследствие расширения каналов течения в призабойной зоне.
Здесь следует отметить, что фильтрация не по линейному закону про-
исходит только при притоке по трещинам, а к фильтрации по пористым
блокам это не относится. Следовательно, формулы притока и расхода со-
ответственно для трещин и пористых блоков имеют вид
Ap=Aql+Bq1\q1
(1.18)
• Пример В. Н. Васильевского.
16
где Ки К2 — коэффициенты продуктивности соответственно для трещинова-
той и пористой сред; В— параметр, характеризующий инерционные сопро-
тивления. По данным исследования скважины, очевидно, получается «сум-
марная» индикаторная линия как за счет притока из трещин, так и за счег
притока из пористых блоков. Как и в предыдущем случае, по данным лабо-
раторных измерений определяются проницаемость пород пласта и другие па-
раметры, что позволяет определить расчетный коэффициент продуктивности
Кг за счет фильтрации по пористым блокам. Зная расчетный Кг и суммар-
ный К коэффициенты продуктивности, легко установить коэффициент про-
дуктивности за счет фильтрации по трещинам К\ и индикаторную линию
характеризующую процесс притока жидкости к скважине по трещинам.
Процесс определения параметров пласта существенно упрощается, когда
дебит скважины за счет течения по трещинам q\ значительно превосходит
дебит за счет течения по порам блоков q2 (<71><7г)- Тогда формула для
определения притока жидкости имеет следующий вид:
qi\
(1.19)
A=l/K, Др=<(рк—рс).
Из формулы (1.19) видно, что индикаторная линия должна быть загну-
та к оси перепадов давления как при отборе жидкости, так и при нагне-
тании.
Параметры К\ и В можно определить путем расшифровки индикаторных
линий способом Е. М. Минского. Для этого индикаторная линия перестраи-
вается в координатах Ap/<7i—Q\. Эта зависимость должна быть прямоли-
нейной:
&p/-ql=A+B\ql\. (1.20)
По наклону прямой определяется параметр В, а по отсекаемому на осиг
ординат отрезку — величина А, а следовательно, и коэффициент продуктив-
ности скважины Ki.
Определение параметров трещиновато-пористых пластов
с учетом одновременного наличия изменения проницаемости
от давления и возникновения инерционных сопротивлений
На практике трудно выделить какой-либо из этих двух факторов, осо-
бенно если имеется индикаторная линия, полученная лишь на режиме отбо-
ра. Тогда изменение проницаемости в зависимости от давления и возникно-
вение существенных инерционных сопротивлений приводят к тому, что инди-
каторная линия оказывается загнутой к оси перепадов давления. При нагне-
тании же оба фактора действуют в противоположных направлениях. Поэто-
му, если при исследовании на режиме нагнетания индикаторная линия по-
лучается загнутой к оси перепадов давления, как и на режиме отбора, то
можно предположить, что преобладают инерционные сопротивления. Если же
направления кривизны различны при отборе и нагнетании, то можно пред-
положить, что изменение проницаемости пласта зависит преимущественно от
давления.
Параметры трещиновато-пористых пластов также определяем по форму-
ле (1.19), с той лишь разницей, что вместо перепада давления Ар следует
иметь в виду функцию давления
Дй = {ехр[ — а, ( Л — Л ) ] — ехр[ — «,(/><> — /><.)]}«-•. (1.21)
Здесь также для расшифровки индикаторных линий рекомендуется вое
пользоваться результатами лабораторных определений величины проницае-
мости пористых блоков. Расшифровка индикаторных линий трещиноватой
среды осуществляется следующим образом.
Принимается, что параметр В изменяется в зависимости от давления по
экспоненциальному закону. Формула притока будет иметь тогда следую-
17
щии вид:
(1.22)
ехр [— а, (рв — рк) ] — ехр [ — at (p. — рс)}
В формуле (1.22) три неизвестных параметра: ai, Ki, В, которые также
легко определяются по данным расшифровки индикаторных линий. Для этого
лредложен следующий метод. Процесс отбора или закачки на трех режимах
на основании (1.22) описывается следующими формулами:
{ехр [ — о, (р0 — рк) ] — ехр [ — а, (д, — рС1) ]} а"1 = Aqt + Bqt \qt\
{ехр[— a, (pt — Рк)]— ехр[ — а, (р„— р с Ша ] - 1 = Aq, + Bq2 \qt\. (1.23)
{ехр [ — а, (р0 — рк) I — ехр [ — а, (ра — рсз) ]} а"1 = Aq3 + Bq3 \q3\.
Значения забойных давлений рС\, Ра, Ра и соответствующих им дебитов
Я\, 92, 9з определяются непосредственными измерениями на екважине. Та-
ким образом, в системе из трех уравнений (1.23) три неизвестных парамет-
ра: К, а и В, которые легко определяются.
Определение параметров пластов
при зависимости проницаемости от давления
в призабойной зоне нагнетательных скважин
Все нефтяные коллекторы, которые мы считаем пористыми, имеют сеть
естественных трещин. При пластовых и забойных давлениях ниже критиче-
ского р. эти естественные трещины находятся в сомкнутом состоянии и про-
ницаемость пласта в основном обусловливается проницаемостью пористой
среды. Индикаторная линия при этом — прямая, для ее расшифровки исполь-
зуется обычная формула Дкмдаи. Коэффициент приемистости здесь опреде-
ляется как угловой коэффициент индикаторной линии.
При пластовых и забойных давлениях выше критического проницаемость
•пласта обусловливается как проницаемостью пористой среды, так и прони-
цаемостью раскрытых трещин, которая зависит от давления. Критическое
давление находится на уровне начального или на 10—25% выше его и опре-
Рис. 1.5. Характерные зоны фильтрации вокруг скважины
18
деляется по излому индикаторной линии в сторону оси приемистостей, т. е.
пластовое (контурное) давление меньше критического, а критическое меньше
забойного (Po^sP«sSPc)- При этом в пласте образуются две зоны (рис. 1.5,а)
фильтрации: зона / — от линии с критическим давлением до контура пита-
ния окважин, зона // — от стенки скважины до линии с радиусом, где дав-
ление равно критическому. В зоне // проницаемость зависит от давления,
а в зоне / не зависит:
Q =
' — junior) '
(1.24)
1 — exp [ — а (р„ — pc) ]
где К*, kt — коэффициенты приемистости и проницаемости пористой породы
коллектора без образования трещин, т. е. до критического давления р*
в пласте; си — коэффициент изменения трещинной проницаемости породы.
Индикаторная линия для таких условий прямая в начале координат и-
искривляется к оси дебитов в последующем. Здесь коэффициент приемисто-
сти определяется как угловой коэффициент начального участка индикатор-
ной линии. Для определения коэффициента изменения проницаемости ai здесь
также можно воспользоваться способами, изложенными ранее, с той лишь
разницей, что индикаторная линия для ее расшифровки строится также и
в координатах (Q—Q.)— (Ар—р.)-
Однако характер индикаторной линии одновременно может зависеть от
раскрытия трещин и инерционных сопротивлений. Следовательно, будем
иметь три зоны фильтрации (рис. 1.5,6). В зоне I проницаемость пласта т
изменяется от давления и инерционные сопротивления отсутствуют. В зоне II
проницаемость пласта изменяется от давления, а инерционные сопротивления
отсутствуют. В зоне /// в непосредственной близости от стенки скважины
проницаемость пласта изменяется от давления, а также возникают сущест-
венные инерционные сопротивления. Тогда
u=AQ + BQ \Q\;
(1.25)
Д«= —[exp [ — a, (р, — рс)]]«Г* +Рк~ Р*-
Определение параметров К., а,\ и В усложняется, хотя и возможно по
способу, изложенному в предыдущем разделе. Следует иметь в виду, что
форма индикаторной кривой может быть любой в зависимости от превали-
рования того или иного фактора.
ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН
НА НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ИХ РАБОТЫ
Обработка результатов без учета
дополнительного притока жидкости в ствол скважины
Без учета дополнительного притока обрабатываются: данные исследова-
ний методом восстановления давления по нагнетательным скважинам, в ко-
торых в процессе исследований ствол остается полностью заполненным за-
качиваемой жидкостью; данные исследований добывающих скважин с высо-
ким давлением в пространстве между колоннами НКТ и обсадной и незна-
чительным объемом свободного газа в этом пространстве; при всех других
условиях (кроме насосной скважины, эксплуатируемой с открытым межтруб-
ным пространством) для первичной приближенной оценки характеристик
пласта и скважины.
19
При обработке используется формула (1.3), представляющая уравнение
прямой в полулогарифмических координатах:
(1.26)
Д/7 =
где
А
1 —
--A + i\gt,
10-3Q}A2,3
4nkh
10-3Q(x2,3
2,25x
2,3-Ю"3
2,3-10"3Q 2,25x
4S '8-?!—
(1.27)
(1.28)
Величина А численно равна отрезку, отсекаемому прямой на оси орди-
нат (Др), величина i (уклон) равна тангенсу угла между прямой и осью
абсцисс.
Результаты исследований представляются в виде табличной зависимости
Дрзаб—t, где Д/Эзаб—приращение забойного давления по отношению к его
установившемуся значению до остановки скважины, МПа; t — время с мо-
мента остановки скважины, с.
Обработка результатов сводится к построению кривой в координатах
АРзаб—lg<, определению величин А и (', расчету параметров е и г по фор-
мулам (1.27), (1.28) и (1.4), а также к определению коэффициента продук-
тивности скважины К и коэффициента гидродинамического совершенства г\.
Из формулы (1.28)
где Q—дебит скважины до останввки (в пластовых условиях), см3/с; е —
мкм2-м/(адПа-с).
По формуле (1.27) можно определить комплексный параметр В=к/г2:
10*"
2,25
(1.30)
Для определения коэффициента гидродинамического совершенства сква-
жины т| предварительно оценивается г.
r = Vx/B. (I.31)
Т А Б ЛИЦА 1.4
К ПРИМЕРУ ОБРАБОТКИ КРИЮЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ БЕЗ УЧЕТА
ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ПРИТОКА
Номера
точек
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Время, отсчи-
тываемое с
момента оста-
новки сква-
жины, с
60
120
180
300
600
1200
1800
2400
3000
3600
4200
ig t
1,78
2,08
2,26
2,48
2,78
3,08
3,26
3,38
3,48
3,56
3,62
МПа
0,041
0,082
0,147
0,231
0,352
0,495
0,530
0,560
0,575
0,580
0,590
Номера
точек
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
Время, отсчи-
тываемое с
момента оста-
новки скважи-
ны, с
4800
5400
6000
6600
7200
7800
8400
9000
9600
1', 200
10800
ig<
3,68
3,73
3,78
3,82
3,86
3,89
3,92
3,95
3,93
4,01
4,03
д n j -
МПа
0,595
0,598
0,605
0,607
0,608
0,610
0,612
0,615
0,618
0,620
0,621
20
Коэффициент продуктивности скважины
К= 2 1 о;* е. (1.32)
1п- ^-
Здесь К имеет размерность см3/(с-МПа)
(в пластовых условиях), RK и г—м. Вели-
чина RK принимается равной половине сред-
него расстояния между исследуемой скважи-
ной и соседними, ее окружающими.
Коэффициент гидродинамического совер-
шенства скважины
(1.33)
лр,мги
о,г
= 1 8 7 7 /'в-г.
In'
Рис. 1.6. Обработка кривой
восстановления давления
без учета дополнительного
притока:
1 — кривая восстановления дав-
ления; 2 — линия экстраполяции
прямолинейного участка
где гс — действительный радиус скважины,
принимаемый равным радиусу долота, кото-
рым вскрывался продуктивный пласт.
Фактические зависимости Ар3ав—lg^KaK
правило, прямолинейны не на всем протяже-
нии, а лишь на конечном участке. Именно
по этому участку и определяются значения i
и А (путем экстраполяции).
В практике исследований часто встреча-
ется, что на графике Др—lg t выделяются два
или три прямолинейных участка, свидетель-
ствующие о наличии значительных неоднород-
постей в пласте (непроницаемые границы или резкое изменение свойств
пласта).
Приме р. Результаты исследования скважины методом восстановления
давления представлены в табл. 1.4.
Дебит скважины до остановки составлял 1035,5 см3/с (в Пластовых усло-
виях); работающая толщина пласта Л=8 м; пористость /л=0,2, рж = 9,42х
ХЮ-' МПа-1, Рп=3,6-10-4 МПа-1, #„=100 м, гс=0,15 м.
1. По данным табл. 1.4 строится график Лрзаб—lg t (рис. 1.6).
2. Экстраполяция конечного прямолинейного участка дает значение Л =
= 0,331 МПа.
3. По точкам lg<i = l, Api=0,403 и lg<2=2, Дрг=0,475 определим уклол
0,475 — 0,403
= tgo = gi r l =0,072.
4. По формуле (1.29)
0,183ХЮ-3Х1Р35,5
0,072
5. По формуле (1.30)
]Q0,331/0,072
=2,64
мкмг-м
и = 2^5 = 1 7 5 8 0 с ~'-
6. По формуле (1.4)
2,64ХЮ~3
Е ~ 8 (О,2Х9,42Х'О-4 + 3,6X10-")
7. По формуле (1.31)
• = Ко,6018/17580 = 0,00583 м.
= 0,6018 м'.'с.
21
8. По формуле (1.32)
100
= 1702 см»/(с-МПа).
ш 0,00583
9. По формуле (1.33)
100 / ЮО
71 = l g 0,15 / g 0,00583
= 0,667.
Обработка результатов исследований
методом восстановления давления с учетом
дополнительного притока жидкости в ствол скважины
Если в процессе нормальной эксплуатации значительная часть ствола
скважины (как в колонне НКТ, так и особенно в пространстве между ко-
лонной НКТ и обсадной) заполнена свободным газом, форма кривой восста-
новления давления (КВД) существенно зависит от продолжающегося прито-
ка жидкости из пласта. Разработан и в практике исследований применяется
ряд методов обработки КВД с учетом этого фактора.
Информация о затухании притока может быть получена как путем пря-
мых измерений, так и косвенным путем, в частности, по данным об измене-
нии буферного и межтрубного давлений, регистрируемом одновременно с кри-
вой восстановления забойного давления.
Дифференциальный метод предложен Ю. П. Борисовым и упрощен
Г. В. Щербаковым и Ф. А. Требиным в варианте, когда приток учитывается
по данным регистрации забойного, межтрубного и буферного давлений.
Метод предусматривает внесение поправок в ординаты фактической кри-
вой восстановления давления с таким расчетом, чтобы получить точки, со-
ответствующие условиям, когда нет дополнительного притока.
Исходные материалы исследований представляются в табличной форме
и в виде графиков восстановления забойного, межтрубного и буферного дав-
ления (рис. 1.7). Время отсчитывается с момента остановки скважины. В таб-
лице указываются значения Др через равные, сравнительно небольшие интер-
валы времени (5—10 мин).
Поправочный коэффициент г для каждой ординаты вычисляется по сле-
дующей формуле:
1
1 —-
4/>,МПа
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
ОРпл
(Л
)
. '
-——'
-—'
—Л/
п
(1.34)
где Q — установившийся дебит сква-
жины до ее остановки в пластовых
условиях, см3/с; рПл — плотность по-
ступающей из пласта жидкости (в
пластовых условиях), кг/м3.
Величина /Др' определяется по фор-
муле
, f (Ap)n+i — f (A/>)r,-i
600 ,200 180024О0з оооЗ<>00«0О4800
Рис. 1.7. Промысловые графики из-
менения забойного, межтрубного и
буферного давления
22
где
f (*Р)п= Ы (-Рзабп — '
- f f T (Арзабгг — А/>буфл).
(1.35)
(1.36)
Т А Б Л ИЦА 1.5
К ПРИМЕРУ ОБРАБОТКИ КРИВЫХ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ С УЧЕТОМ
ПРИТОКА ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫМ МЕТОДОМ
Измеренные и вычисленные
величины
Номера точек
Данные наблюдений:
t, с
МПа . . .
, МПа . . .
ДРбуф. МПа . . .
Вычисленные данные:
fAp, МПа-см2 . .
fAp', МПа-см2 с-'
2 (безразмерный) .
МПа . . .
600
0,224
0,041
0,199
25,091
0,0336
2,285
0,6686
2,778
1200
0,360
0.G82
0,249
40,315
0,0174
1,527
0,5497
3,079
1800
0,423
0,103
0,308
46,022
0,0083
1,196
0,5059
3,255
2400
0,461
0,113
0,327
50,317
0,0056
1,125
0,5189
3,380
0,478
0,113
, 339
52,730
0.49
1.18
0,5296
3,477
Измеренные и вычисленные
величины
Данные наблюдений:
t с . ...
Д р з а б. М П а ....
Д/'м е ж. М П а ....
Д/> б у ф, М П а ....
Вычисленные данные:
fAp, МПа-см2 . . .
fAp', МПа-см2 с"1
г (безразмерный) . .
гАрза^, МПа ....
Номера точек
6
3600
0,493
0,103
0,349
56,240
0,0046
1,100
0,5423
3,556
4200
0,503
0,099
0,354
58,217
0,0036
1,076
0,5412
3,623
s
4800
0,513
0,093
0,359
60,495
0,0042
1,091
0,5597
3,681
9
5400
0,521
0,082
0,359
63,263
0,0052
1,115
0,5809
3,732
10
6000
0,532
0,074
0,339
66,723
0,002
1,042
0,5543
3,778
где п — номер точки, ограничивающей интервал времени (точке, соответст-
вующей началу отсчета, присваивается № 0); /к — площадь поперечного се-
чения кольцевого (межтрубного) пространства, см2; /т — площадь внутренне-
го сечения насосно-компрессорных труб, см2; Д/ — выбранный временной
интервал разбиения периода исследований, с; Др3абп, Дриежп, АрвуФ» —
соответственно приращения забойного, межтрубного и буферного давлений
по отношению к их установившимся значениям до начала исследований, мПа.
Для каждой точки определяется скорректированное значение забойного
давления, и по последним строится зависимость Дрзабг—Igt.
Обработка этой зависимости осуществляется изложенным или каким-
либо другим методам без учета дополнительного притока.
Пр име р. Результаты исследований по фонтанной скважине представ-
лены в виде графиков изменения Дрзаб, Дрмеж и Лрбуф (см. рис. 1.7); f K=
= 133 см2, /т=30,1 см2, дебит скважины до остановки Q=635 см3/с в пла-
стовых условиях, плотность пластовой жидкости рПл=794 кг/м', общее вре-
мя исследований составляет 1,7 ч (6000 с).
Примем интервал разбиения Д/=600 с. Значения приращений давления
на концах интервалов приведены в табл. 1.5.
23
По формуле (1.36) определим для каждой точки значения /Др. Для точ-
ки 1 (/=600 с)
ДА = 133 (0,224 — 0,041) +30,1 (0,224 — 0,199) = 25,1 МПа-см*.
Для точки 2 (t— 1200 с)
fApa= 133 (0,36 — 0,082) +30,1 (0.,36 — 0,249) = 40,315 МПа-см*
и т. д.
По формуле (1.35) определим значения fAp'. Для точки 1
, , 40,315-
•О
^ ' — 2X600
Для точки 2
, , 46,022 — 25,091
=0.0336 МПа-см2/с
— 2X600 = 0,0174 МПа-см2/с и т. д.
По формуле (1.34) определим поправочный коэффициент:
1
z. = •
1 —
J
107Х0.0336
635X794
1
10^X0,0174
635X794
•=2,975;
• = 1,527
и т. д.
Скорректированные величины при-
ращений забойных давлений составят:
•к'.с z,A/?3a6i = 2,985X0,224 = 0,6686,
Рис. 1.8. К примеру обработки гЛРзяб.= 1 527X0,36 = 0 5497
кривой восстановления давления г •г з а о! ^
с учетом дополнительного прито- и Т - д.
ка дифференциальным методом:
/ — гДраа„—]g t\ 2 —Дрзав—lg/ (фак- Результаты расчетов приведены в
тическая кривая) табл. 1.5 (рис. 1.8).
Обработка кривых восстановления уровня
в насосных скважинах, эксплуатируемых
с открытым межтрубным пространством
Для насосных скважин, работающих с открытым пространством между
колоннами НКТ и обсадкой, результаты исследований по прослеживанию
уровня с целью их обработки представляются в виде таблицы зависимости
лриращения динамического уровня АН от времени /, отсчитываемого с мо-
мента остановки скважины:
ДЯ=Я- Яд „н. (1.37)
Весь период прослеживания уровня разбивается на небольшие равные
интервалы времени At (10—15 интервалов), и для конца каждого из них
выписывается значение прироста динамического уровня (см. вторую и
третью графы табл. 1.6). Для каждой точки определяется скорость подъема
уровня:
д „, ДЯ;+1 —ДЯг _,
где индекс i обозначает номер точки.
24
Определяются
ные коэффициенты
дующей формуле:
Рпл',10-3
z,- =
1—-
Q
поправоч-
^ ° c - 6 o o o M 4 P l M I l a
(1.39) 5000
4000
где рпл — плотность добывае-
мой жидкости в пластовых
условиях, кг/м3; Q — дебит зооо
жидкости в пластовых услови-
ях до остановки скважины,
см3/с; fK — площадь попереч- гооо
ного сечения кольцевого (меж-
трубного) пространства, см2.
Определяются (также для юос
каждой точки) значения при-
веденного приращения запой-
ного давления Др%:
0,5
0,4
0,3
0,2
0,
2
F —
1
" 5 2,(> 7 2,8 2,9 3,0
—
• •
—«
V
1 - * -
i,l 3,2 3,3 3,4 3,5 S.blgl
МПа.
(1.40)
Рис. 1.9. Обработка результатов прослежи-
вания уровня в насосной скважине
Рассчитываются значения lg /, и строится график зависимости Др' от
lg/ (см. рис. 1.9, линия 2).
Дальнейшая обработка осуществляется в изложенной ранее последова-
тельности (определяются отрезок А на оси ординат, уклон i, параметры е
и В, К, г, ц).
Пр име р. Определить параметр гидропроводности е по результатам
прослеживания уровня в насосной скважине, эксплуатируемой с открытым
межтрубным пространством при следующих исходных данных.
Дебит скважины до остановки Q= 177,6 см3/с, плотность добываемой
жидкости в пластовых условиях р п л =800 кг/м3, площадь кольцевого (меж-
трубного) пространства /к=133 см2.
Данные прослеживания уровня приведены во второй и третьей графах
табл. 1.6.
Определяются ДЯ', z и Др'.
Для точки 1
по формуле (1.38) ДЯ'1=(ДЯ2—ДЯ0)/2Д/= (1200—0) /2X500=1,2 см/с;
по формуле (1.39)
/ / 133 1 2 \
г, = 8 0 0 - 1 0 -'/[ 1 - :77 • ) = 7,874;
по формуле (1.40)
7,874-600
bp'
10000
0,473 МПа.
Для точки 2
ДЯ2= (ДЯз—ДЯ,) /2Д/= 1680—600/1000 = 1,08 см /с
и т. д.
Результаты расчетов приведены в пятой — седьмой графах табл. 1.6.
График функции Др' от lg/ приведен на рис. 1.9 (линия 2). На этом же
рисунке показана зависимость ДЯ от \gt (линия /).
Для определения уклона ( выберем точки lg /,=2,5 и lg /2=3,5. На гра-
фике им соответствуют величины Др'| =0,49 МПа и Др'2=0,515 МПа.
t = (0,515—0,49) /(3,5—2,5) =0,0225;
е=0,183Х10-3Х 177,6/0,0225= 1,44 (мкм2-м)/(мПа-с).
25
ТАБЛИЦА 1.6
К ПРИМЕРУ ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ПГОСЛЕЖИВАНИЯ УРОВНЯ В НАСОСНЫХ
СКВАЖИНАХ С ОТКРЫТЫМ ЗАТРУБНЫМ ПРОСТРАНСТВОМ
Номера
точек
0
2
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Измеренные
Время с мо-
мента оста-
новки сква-
жины t, с
0
5С0
1000
1500
20СО
2500
2000
3500
3400
45С0
50G0
величины
Изменение
уровня в
скважине АН,
см
0
6С0
1200
1680
2160
2500
2960
3290
3620
3890
•1160
Вычисленные величины
lg t
2,бс:э
3,000
3,176
3,301
3,398
3,478
3,544
3,602
3,653
Скорость
подъема уров-
ня в точке
АН', см/с
1,20
1,08
0,98
0,88
0,80
0,73
0,66
0,60
0,54
Поправочный
коэффициент 2
7,874
4,184
З.СОЗ
2,347
1,996
1,764
1,582
1,453
1,342
Приведенное
значение при-
роста забойно
го давления
Ар', МПа
0,473
0,502
0,505
0,507
0,511
0,522
0,55
0,^26
0,522
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПО КРИВЫМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
В СКВАЖИНАХ ПАРАМЕТРОВ ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Определение параметров
при линейно-упругом режиме фильтрации
Переток жидкости из блоков в трещины принимается пропорциональным
разности давлений в блоках и трещинах:
(I.4I)
Система уравнений фильтрации жидкости в трещиновато-пористой среде
при пренебрежении проницаемостью блоков и пористостью трещин имеет
следующий вид:
*l\pl = •
Pi —Pi
dt
= 0,
(1.42)
*.
(Ее
(к
(1.43)
где pi, P2 — соответственно давление в трещинах и в порах; т — характерное
время запаздывания; g — параметр, характеризующий линейный размер бло-
ков; у,\—коэффициент пьезопроводности трещиновато-пористой среды, соот-
ветствующий проницаемости трещин и упругоемкости пористых блоков; (JC2,
Р ж — коэффициенты сжимаемости среды и жидкости; й,—коэффициент про-
ницаемости трещин; тог — коэффициент пористости блоков; ц — вязкость
жидкости.
На основе решения упрощенной системы уравнений (1.42) А. Баном была
предложена формула для расшифровки кривой восстановления давления при
26
линейно-упругом режиме фильтрации в трещиновато-пористом пласте:
f Л (0 - Р (0) е-'"" Л
оо
- J -
>dt
( U 4 )
Упрощенная система уравнений (1.42) справедлива при временах, сравни-
мых с т. Так как формула (144) получена на основе решения этой системы
уравнений, то она также справедлива для не слишком малых значений па-
раметра to (параметра размерности времени, обратного параметру Лапла-
са). Оценка времени U, при которых справедлива формула (1.44), связана
с соотношением радиуса скважины и характерного размера блока. На основе
решения задачи о восстановлении давления в трещиновато-пористом пласте
с учетам упругоемкости трещин и проницаемости блоков были выведены
условия, при которых справедлива формула (1.44), полученная для скважи-
ны малого радиуса:
пр ,л — <£ 1, если
V Х21
max
при
1, если te/t^> max
/ х2г' \
(1.45)
(1.46)
Если эти условия не удовлетворяются, то необходимо учитывать упруго-
емкость системы трещин и проницаемость блоков. Тогда параметры фильтра-
ции следует определить из сложной системы трансцендентных уравнений.
Кривые восстановления давления в трещиновато-пористых пластах в по-
лулогарифмических координатах имеют «двуслойный» характер (рис. 1.10,а).
Начальный участок кривой, близкий к прямолинейному, соответствует интер-
валу времени, когда не удовлетворяются условия (1.45) и (1.46). Для случая
(1.45) сделана оценка поправок к формуле (1.44) и показано, что они могут
быть существенными. Если исключить из рассмотрения указанный малый
интервал времен, то кривая восстановления давления должна иметь вид, изо-
браженный на рис. 1.10,6, и может быть расшифрована согласно формул?
(1.44) с целью определения величин т и Гс/х. Гидропроводность fei/i/ц опре-
деляется либо по наклону прямолинейной асимптоты кривой восстановления
давления, построенной в координатах
[pc(t)—Рс(0)]—\nt, либо по индика- т ц
торной кривой. Пусть наклон асимпто-
ты кривой Ap(\nt) равен i=Q]i./4nkth.
Этот же наклон имеет асимптота 4 Р
кривой ij)(lnfo)- Зная величину i, ха-
рактерное время запаздывания т, вели-
чину г2с/х можно определить способом
А. Бана. Для этого по фактической
кривой восстановления - давления вы-
числяется сначала функция 'ф('о).
Это можно сделать, например, по фор- tot
муле для приближенного вычисления
изображения по Лапласу. Затем эта Рис. 1.10. Формы кривых восста-
кривая перестраивается в координа- новления давления для трещино-
тах ip—In (to-\-i) для различных знач^- ватых коллекторов
27
ний т. Получится серия кривых, зависящих от параметра т. Из них выби-
рается прямая линия с наклоном i. Параметр т, соответствующий этой к>ри-
вой, и будет искомым характерным временем запаздывания. Величина г2с/х
определяется по отрезку, отсекаемому прямой if (In (ta-\-t)) на оси ординат.
Если обозначить его через а, то
i 4 х
Отсюда можно определить комплекс х/г2с.
Коэффициент пьезопроводности у. можно определить методом гидропро-
слушпвания. Для этого можно воспользоваться приближенной формулой
R 3 2R R2
I (t) = V24*(t + t), (1.48)
где R — расстояние между возмущенной и возмущающей скважинами; Q —
дебит возмущающей скважины; ро — начальное давление в пласте. Для опре-
деления коэффициента к используем точку t=t\ кривой гидропрослушива-
ния, в которой dp/dt=O;
P(t!)Jr2Rl(ti)—R2 = 0. (I.49)
Из (1.49) и (1.48) имеем формулу для определения коэффициента пьезопро-
водности:
х=0,007Л2/(^Ч-т)- (1.50)
Момент времени t определяется по фактической кривой гидропрослу-
шивания (экстремум), а характерное время запаздывания т — по кривой вос-
становления давления.
Определение параметров
при нелинейно-упругом режиме фильтрации
С учетом того, что параметры пласта и жидкости экспоненциально за-
висят от давления, формула для расшифровки кривых восстановления давле-
ния имеет следующий вид:
с»
j [exp [a, (pc (t) -рс (0))] - 1] е-'"« dt
. _ о _^
> ар< х
Go — постоянный массовый дебит скважины перед остановкой; fic, klc, рс —
значения параметров при давлении на стенке скважины в момент начала
восстановления. Параметр aj определяется по индикаторной кривой.
Параметры т. и х/г2с определяются так же, как и в предыдущем пара-
графе, с той только разницей, что вычисляется изображение по Лапласу не
как разность давленый рс (0—Рс(0), а как функция /=exp [ ( ( 0
- Ре ( 0 ) ] - 1.
28
Следует отметить, что при нелинейно-упругом режиме фильтрации пря-
молинейную асимптоту имеет кривая г|з(1п/о), описанная формулой (1.51),.
а не сама кривая восстановления давления в полулогарифмических коорди-
натах Ар (In to).
Определение параметров при упругом режиме
с учетом двучленного квадратичного закона
сопротивления в трещинах
Если предположить, что фильтрация в трещинах подчиняется двучлен-
ному закону
k '
а в остальном сохраняются предположения теории линейно-упругого режима
фильтрации в трещиновато-пористой среде, то система уравнений фильтра-
ции в такой среде с учетом того, что фильтрация в трещинах происходит-
в соответствии с двучленным квадратичным законом, имеет следующий вид:
1 д (rv,) g (р2 — р.)
г ' дг (х .»
(1.53)
dp* , g(pt — Pi) п
dp, _ j * _
~~ дг ~ kx Vl "*" Р'"'' v'~
Задача о восстановлении давления в такой среде решается при упро-
щающем предположении. В последнем соотношении модуль скорости филь-
трации заменяется его стационарным распределением перед остановкой сква
жины \vt\ =Qo/2nhr.
Тогда система уравнений фильтрации станет линейной, и задача решает-
ся методом преобразования Лапласа.
На скважине изображение Карсона — Лапласа разности текущего и на-
чального давлений представляется в следующем виде:
lPc(t)-Pc
+ X)
4х
\
IX
где с* = —.' —логарифмическая гамма-функция. Отсюда при малых значе-
(О
ниях параметра ,/• <^ 1 получаем
V к Uo + i)
00
\ \Рс (0 — Рс
29
(1.54)
6pfe,Q,
Г А е m = = nfejx "• Э т а Ф0РмУла верна при условии, что
Параметр Ь определяется по индикаторной кривой. Проницаемость k,
можно определить или по индикаторной кривой или по наклону ппямоли
неинои асимптоты J=(Q^)/(4nfe,ft) кривой Y (In/„). Зная Г Д
4 х
Лр.МПа
10,0
5,0
(
^
0 100 200
• i *
t.UM*
Рис. 1.11. Кривая вос;тановле-
ния давления
Рис. 1.12. Индикаторная линия
0,827 г/см3, объемный коэффициент T) = l,81, ВЯЗКОСТЬ нефти и=19 мПа-с
радиус скважины гс =0,075 м, дебит скважины до остановки G=78 т/сут'
Кривая восстановления давления приведена на рис. 1.11. Индикаторная
кривая (рис. I.U) сильно изогнута к оси падения давления. Вид этих кри-
вых свидетельствует о том, что режим фильтрации нелинейно-упругий.
_ Коэффициент изменения гидропроводности а, определяем по индикатор-
ной диаграмме, как описано выше (см. стр. 10), ai,-=0,0014 МПа"1.
Характерное время запаздывания т определяем по формуле (151) При
вычислении левой части равенства следует иметь в виду, что при восстанов-
лении давления в трещиновато^порнстом пласте наблюдается резкое его изме-
нение в начале восстановления. Поэтому начальный участок интервала вре-
мени восстановления должен быть разбит на более мелкие части Например
30
можно весь интервал разбить на несколько равных участков, л первый иэ
них еще на п равных частей. Тогда
1Л^
f f (0
dt
ф=^
О -
Af (m)
Л/-1
Af(«)e
m=0
( _ (m—n + 1)
(1.56)
где Af(m)=f(m-\-l)AT—f(mAT); N — общее число разбиений; п — число раз-
биений начального участка; AT — интервал разбиения начального участка;
AT' — интервал разбиения оставшегося участка.
Принимаем л=5, N=&, ДГ=10 мин, Д7'/=30 мин. Тогда формула (1.56)
будет иметь следующий вид:
т—0
7
(т-4)
(1.57)
т=-5
В данном случае f(t)=exip [pc(t)—p(O)]—\. В качестве примера в таб-
лице 1.7 приведен расчет функции ф для <о=Ю мин. В таблице приняты
обозначения:
а= У] Л
т=0
7
а' = 2
т=5
{_
6 =
(от)
1,0
т=0
,), нин.
Рис. 1.13. Кривая восстановления
давления в координатах V—1п(<о+т)
31
Т А Б Л ИЦА 1.7
К ПРИМЕРУ ОБРАЮТКИ КРИВОЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В ТРЕЩИНОВАТОМ
"КОЛЛЕКТОРЕ
тп
0
1
2
3
4
тдГ
~п~
0
1
2
3
4
е—тдГДо
1
0,3679
0,1353
0,0498
0,0183
Af(m)e—тДГ/^о
0,7023
0,1043
0,0276
0,0071
0,0021
а
0,8434
0,6321
<fi
0,5331
ч>
0,5331
т
5
6
7
(m—л+ПдГ'
to
5
10
15
о
Е
0,0067
о
<J
С
I
Т"
0,003
а'
0,003
ь>
0,01987
0,0006
Ф2 ="д?т ( 1- е -
») V Af (m) е- <m-4> д г'/?о.
m=5
(1.58)
После того как определена зависимость ф(^о), строим график i|)(ln<o)
(рис. 1.13), по которому определяем наклон асимптоты i=0,469. Затем гра-
фик ф(1п/о) перестраиваем в координатах r|>—In {t^\-i), задавая для т раз-
личные значения. Искомое значение будет то, которое дает прямую с накло-
ном, равным 0,469, т. е. т =3 мин. Прямая 1|>{1п (<о+3)] изображена на
рис. 1.13.
ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ
ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СКВАЖИН
Изменение дебита возмущающей скважины
однократное и скачкообразное
В специальной литературе описан широкий круг методов обработки ре-
зультатов исследования взаимодействия скважин (кривых реагирования)
с целью определения осредненных значений параметров пластов е и х
в районе исследуемых скважин и оценок некоторых видов неоднород-
ностей.
Выбор того или иного метода обработки определяется характером воз-
буждения возмущающей скважины (скачкообразное или плавное, однократ-
ное или периодическое изменение дебита) и видом полученных кривых реаги-
рования Ap(t). Например, если на кривых четко устанавливаются координа-
ты (Др и /) характерных точек (точки касания прямой, проведенной из на-
чала координат, или точки максимума), то возможно применение наиболее
простых методов «характерных точек».
32
При скачкообразном, однократном изменении дебита возмущающей сква-
жины наиболее удобен метод' «эталонных кривых», однако он не всегда
дает хорошие результаты (вследствие влияния различного рода помех и по-
грешностей измерений). Более универсальными следует считать интегральные
методы.
Формула, лежащая в основе метода, имеет следующий вид:
10-*AQx R*
l *« l С5 9 )
где R — расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами, м;
t — время, отсчитываемое с момента изменения дебита возмущающей сква-
жины, с; AQ— изменение дебита возмущающей скважины (в пластовых
см3
условиях), ——; размерность е (мкм2-м)/(мПа-с)
Ь.р (О
г
р (
= ю J
(
J
Ар (0)
где Ар — изменение давления в реагирующей скважине, вызванное измене-
нием дебита возмущающей скважины (отсчитывается от «фона»), МПа.
Интеграл (1.60) для каждой выбранной точки на кривой реагирования
определяется численным методом.
Формула (1.59) является уравнением прямой линии в координатах
10"S AQK
—l/t, в которой д=1п—j ^s—численно равна отрезку, отсекаемо-
му прямой на оси ординат, а величина (/?2/4х< характеризует уклон прямой.
Определив В и t ga, параметры х и е можно определить по следующим
формулам:
х = — R*/4tga, м»/с; (1.61)
10-'ДО
• =
i {мкм'-м)/(мПа-с)> (1.62)
Результаты лромысловых наблюдений представляются в виде графика из-
менения во времени забойного давления в реагирующей скважине (см.
рис. 1.14). Линия ВА' «а графике строится как продолжение линии АВ фак-
тического графика изменения давления в реагирующей скважине до начала
исследования.
Для последующей обработки период наблюдений разбивается на неболь-
шие (равные) интервалы времени с таким расчетом, чтобы шаг разбивки At
удовлетворял соотношению tav5*2At, где *Пр — время начала реагирования.
Значения / и Ар, соответствующие началу каждого интервала, записыва-
ются в таблице (см. графы 2—4 табл. 1.8).
Для вычисления функции Ф (t) в каждом интервале определяются значения
dAp 1
~—^ №п— bPn-i) у »
где
1 Метод предложен Ю. П. Борисовым и В. П. Яковлевым.
33
Т А БЛИЦА 1.8
К ПРИМЕРУ ОБРАБОТКИ КРИВОЙ РЕАГИРОВАНИЯ ИНТЕГРАЧЬНЫМ МЕТОДОМ ПРИ ОДНОКРАТНОМ СКАЧКООБРАЗНОМ ИЗМЕНЕНИИ
ДЕБИТА ВОЗМУЩАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ
п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
t. ч
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
t. с
25 200
28 800
32 400
36 000
39 600
43 200
46 800
50 400
54 000
57 600
61 200
64 800
63 400
72 000
75 600
79 200
82 800
86 400
90 000
АР (0.
МПа
0
0,0003
0,0005
0,0010
0,0014
0,0021
0,0032
0,0041
0,0054
0,0066
0,0081
0,0096
.0,0111
0,0125
0,0140
0,0158
0,0174
0,0196
0,0217
Ар
Ар
0,
0,
0,
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0003
0002
0005
0004
0007
ООП
0009
0013
0012
0015
0015
,0015
,0014
,0015
,0018
,0016
,0022
,0021
3
3
3
2
2
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
4t.
,97-
,47-
,08-
,78-
,53.
,31
,14-
,98-
,85
,74
,64
,54
,46
,39
,32
,26
,21
,16
,П
С"'
10"»
10"»
ю-»
ю-»
ю-»
10"»
10"»
10"»
ю-»
10"»
10"»
ю-»
ю-»
ю-»
• ю-»
•10"»
ю-»
• ю-»
-ю-»
2
3,72-10"»
3,28-10"»
2,93-10"»
2,66-10"»
2,42-10"»
2,22-10"»
2,11-10-»
1,92-10"»
1,80.10"»
1,69-10"»
1,59-10"»
1,50-10-»
1,42-10"»
1,36-10"»
1,29.10"»
1,24-10"»
1,19-10-*
1,14-10-»
| 5| X 17|
11,2.10-»
6,6-10-"
14,610"»
10,6-10"»
16,9-Ю"8
24,5.10-»
19,0-10-»
24,9-10-»
21,5-10-»
25,4-10-»
23,8-Ю-8
22,5-10"»
20,0-10-»
20,3-10-»
23,2-10-»
19,8-10-»
26,2-10-"
23,8-10-»
п
<р=10 \\ |8/
п=\
11,2-10-»
17,8-10-»
32,4.10-»
43,0-10-»
59,9.10-»
84,4-10-»
103,4-10-»
128,3-10-»
149,8-10-"
175,2-10-»
199,0-10-»
221,5-Ю-8
241,5-10-»
261,8-Ю-8
285,0-10-«
304,8.10-»
331,0-Ю-8
354,8-10-»
1Пф
-16,00
— 15,55
— 15,00
—14,67
— 14,33
— 13,99
— 13,79
— 13,57
— 13,41
— 13,26
—13,13
— 13,02
— 12,94
— 12,85
— 12,77
-12,70
— 12,62
— 12,55
Значения i|>(f) в каждой точке определяются суммированием значений
dS.plt по всем предшествующим интервалам и умножением полученной сум-
мы на 10.
Затем вычисляют значения 11тф и строят прямолинейный график In -ф—1/г
(при разбросе точек график сглаживается).
По графику определяют величины В и tg a, a затем по формулам (1.61)
и (1.62) определяют х и в.
Пр име р. Результаты наблюдений за изменением давления в реагирую-
щей скважине представлены графиком (рис. 1.14) и табличными данными
(графы 1—4 табл. 1.8).
7,05
£7,02
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 2(i
Время с момента остановки возмущающей скважины ( , ч
12 16 20 24
Календарное время (, ч
8
12
Рис. 1.14. Изменение давления в реагирующей скважине при
скачкообразном однократном изменении дебита возмущающей
скважины
Э
p{ \
-12
—14
-16
-18
-
i :
г
t ga —1,42
В—И
1 1/ Г -10 5, с —1
Рис. 1.15. Обработка кривой реагирования при однократ-
ном скачкообразном изменении дебита возмущающей сква-
жины интегральным методом
35
Возмущение создано остановкой фонтанной скважины, эксплуатировав-
шейся на установившемся режиме с дебитом Q=5165 смэ/с. Расстояние меж-
ду возмущающей и реагирующей скважинами Л=570 м.
При обработке выбран шаг разбивки At=l ч=3600 с.
Соответствующие значения Ар и 1/7 записаны в четвертой и шестой гра-
фах табл. 1.8.
Для определения ip(t) воспользуемся методом трапеций (порядок вычис-
лений виден из табл. 1.8).
По данным вычислений (графы 6 и 10) строится график (см. рис. 1.15)
(t)—l/t.
По графику определяем tga=l,42-105, B=—11.
По формуле (1.61)
5702
х = 4X1,42X10"
По формуле (1.62)
10-*Х5165
е =г
= 0,572 мг/с.
мкм'-м
! 5,50
Календарное время
18.VI 19.VI 20.VI 21.VI 22.VI 23.VI 24.VI
Обработка результатов исследований
при периодическом скачкообразном изменении дебита
возмущающей скважины
Результаты первичных исследований представляются в виде графиков из-
менения во времени давления в реагирующей скважине и дебита возмущаю-
щей скважины (рис. 1.16).
Давление в реагирующей скважине изменяется по гармоническому закону;
каждому импульсу дебита возмущающей скважины соответствует импульс
давления — максимум или мини-
мум на кривой изменения дав-
ления.
Момент первого изменения
дебита возмущающей скважины,
работавшей на постоянном режи-
ме, принимается за начало от-
счета времени исследования t.
Через два — три импульса с
начала исследования период ко-
лебания давления становится
равным периоду изменения деби-
та Т. По величине сдвига фаз се
между гармониками дебита и
давления и по значениям импуль-
сов давления Ар(а) рассчитыва-
ются фильтрационные характери-
стики пласта.
Величины Ар (а) измеряются
на графике от точек максимума
и минимума на кривой давления
до линии А А'—«фона» давления,
характеризующего изменение дав-
ления в реагирующей скважине
Время с момента начала исследования /,, Д° изменения режима работы
возмущающей скважины.
Рис. 1.16. Обработка кривой реагирова- Фильтрационные характери-
ния при периодическом изменении деби- стики пласта в зоне между ис-
та возмущающей скважины следуемыми скважинами опреде-
36
г
-.3,45 •
А
1
IjjjJ
в
\
\
«"Г
1/2 Т
1
24
3~
«.,
• &
т
1
48
т
&р
\
\
О
'« 3
3/2 Т
•
72
hP
А'
—- —
•*•
«4
\
2Т
1
36 12
ляются для экстремальных точек из следующих соотношений:
10-' Г Д<2
(1.64)
где Др(а,) —импульс давления, МПа; at — сдвиг фаз, радиан; AQ — величина
периодического изменения дебита возмущающей скважины, см3/с; /,• — время
с момента начала исследования, с; Г — период изменения дебита возмущаю-
щей скважины, с; R — расстояние между исследуемыми скважинами, м.
В формуле (1.64) знак плюс соответствует значениям минимумов давле-
ний на кривой реагирования, т. е. точкам Ар(а{) и Др(а3) на рис. 1.16, а знак
минус — значениям максимумов давления, т. е. точкам Др(а2) и Ар(аь).
Сдвиг фаз <Zi определяется по формуле
(1.65)
где Д/i — время, отсчитываемое от экстремальной точки на кривой давления
до середины соответствующего импульса дебита, с.
Для определения фильтрационных характеристик пласта по формулам
(1.63) и (1.64) следует использовать третий и последующие импульсы давле-
ния Ар(а), так как результаты расчетов для более ранних моментов могут
искажаться влиянием начальных условий.
Последовательность обработки данных исследований взаимодействия сква-
жин при периодическом изменении дебита возмущающей скважины дается
в следующем примере.
Пр име р. На реагирующей скважине зафиксирована кривая изменения
давления (см. рис. 1.16) при периодическом изменении дебита возмущающей
(нагнетательной) скважины, производительность которой при работе на уста-
новившемся режиме составляет 10066 см3/с, расстояние между реагирующей
и возмущающей скважиной Я=435 м.
В момент, принимаемый за начало отсчета (/=0), скважина была останов-
лена, а через 24 ч вновь пущена с той же производительностью. После 24 ч
работы скважина была вновь остановлена, а затем цикл был повторен.
Полный период изменения дебита Т=48 ч= 17,28-104 с.
Проведя на графике прямую линию «фона», экстраполирующую изменение
давления до начала исследования, определим координаты Др(а() и t точек
минимумов и максимумов на кривой реагирования.
В нашем примере:
/, = 21 4 = 7,55-10* с; Ар (а,) = 0,039 МПа, /, = 30 ч = 10,8-10-* с;
&Р(аг) = 0,034 МПа, /, = 41,4 ч = 14,9-10* с; Д/> (аэ) = 0,065 МПа,
/4 = 57 ч = 20,5.10* с; Ар (о4) = 0,062 МПа.
Определим по графику At{ и по формуле (1.65) сдвиг фаз:
At, = 30 ч = 10,8-10* с; Д/, = Д/, = Д/4 = 23 ч = 8,28-10* с.
10,8-10*
"1 =
17,28-ю*
8,28-10*
= а3 = а, = 17>28-10* = 0 > 9 6 Ра д *
37
По формуле (1.63) определим значения и:
= 0,55 м*/с,
17,28-10*
. .а
(1,25--g-J
Х2 = Х 3 = Х4 = 1 М2/С
По формуле (1.64) определим значения г для каждого Ap(ai);
10' Г 10066 / 435' \ ,
е'~ 0,039 [~~ 8п E t \ ~~ 4-0,55-7,55-Ю4 / +
,10066 _/ 0,55тс -4351/" * 1 0 о
+ —^ Г - у 8.^ 3 5 > е К 0.55-7.5510* I =2,22 (мкм«-м)/(мПа.с),
е г = 6,23 (мкм!-м)/(мПа-с), а, = 6,10 (мкмг • м) / (мПа • с),
е4 = 6,43 (мкм*-м)/(мПа-с).
Средняя гидропроводность
М!-М
_
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ С АНОМАЛЬНЫМИ СВОЙСТВАМИ НЕФТИ
Наличие в залежи нефти с аномальными свойствами может быть установ-
лено (кроме лабораторных исследований состава и реологических свойств
нефти) по данным гидродинамических исследований скважин и анализа пока-
зателей, характеризующих работу скважин уже на стадии разведки и пробной
эксплуатации, а в последующем по данным анализа показателей разработки
пласта. Как показывает опыт эксплуатации месторождения Узень (нефти кото-
рого в пластовых условиях проявляют себя как неньютоновские жидкости
вследствие высокого содержания парафина и смолоасфальтеновых веществ),
при исследовании скважин на приток иногда наблюдаются нелинейные зави-
симости дебита от депрессии давления, а индикаторные линии при экстраполя-
ции отсекают на оси давлений отрезок Ар, соответствующий начальной депрес-
сии сдвига в пласте нефти с определенными структурно-механическими свойст-
вами (CMC). Некоторые скважины, несмотря на благоприятные условия вскры-
тия пласта и его коллекторские свойства, не фонтанируют.
Установлено, что чем выше в нефти содержание асфальтосмолистых ком-
понентов, тем больше отличается предельное пластовое давление, восстанавли-
вающееся в закрытой скважине, от среднего пластового р по залежи при оди-
наковых сроках остановки скважины. Иногда оно не достигает величины р на
1,5—2 МПа.
Конкретные данные о структурно-механических свойствах аномальных
нефтей в пласте и условия их притока к скважинам можно получить по дан-
ным их гидродинамических исследований. Успешно испытана на промыслах
методика исследования пластов с аномальными нефтями по «двусторонним»
кривым восстановления (падения) давления и индикаторным диаграммам.
Теоретические основы исследований обычно строятся исходя из следующей
схематизации притока к скзажинам нефти с аномальными свойствами.
При эксплуатации скважиной однородного пласта вокруг нее образуются
зоны, которые можно условно разделить по характеру и степени проявления
структурных механических свойств нефти '. В прилегающей к скважине зоне
радиусом R фильтруется нефть с разрушенной структурой с наименьшей
1 Методика излагается по схеме, предложенной А. X. Мирзаджанзаде, М. Н. Гал-
лямовым, Р. Г. Шагиевым, К. С. Фаэлутдиновым и Ф. Р. Билаловым.
38
вязкостью Ць В следующей зоне с радиусом, большим R, движется нефть
с частично разрушенной структурой с повышенной вязкостью Цг-
При остановке скважины, работавшей с установившимся дебитом Q, из-
менение давления на забое скважины приближенно может быть описано с уче-
том свойств этих двух зон следующей формулой (аналогичной 1.2):
г д е Е' =
Формула (1.66) справедлива для моментов времени />1000 с.
В начальной стадии кривая восстановления давления определяется свой-
ствами первой зоны, и формула (1.66) сводится к следующей:
(..«)
Через большие промежутки времени характер КВД определяется свойст-
вами второй зоны, т. е.
Точка пересечения прямолинейных участков КВД в полулогарифмических
координатах, описываемых формулами (1.67) и (1.68), дает значение радиуса
зоны:
Г «2 Чп. (1.69)
где Bi=e2/ei, tm — время, соответствующее точке пересечения прямолинейных
участков КВД, построенных в координатах Ap(t) —I n/.
Для оценки параметров пласта и структурно-механических свойств нефти
рекомендуется регистрировать серии кривых восстановления давления после
остановок скважины, работавшей с различными установившимися отборами,
и кривых падения давления после закачки нефти в пласт с различными режи-
мами. Качественные результаты получаются при снятии трех — четырех КВД
и не менее двух кривых ладения давления в одной и той же скважине.
Гидропроводность зон оценивается, как обычно, по уклону соответствую-
щих прямолинейных участков КВД, построенных в полулогарифмических ко-
ординатах.
Поскольку форма кривых восстановления давления зависит от многих
факторов, трудно на КВД визуально выделить прямолинейные участки. Тогда
для выделения искомых сигналов, обусловленных структурно-механическими
свойствами, применяются специальные методы математической статистики (на-
пример, метод корреляционного сжатия).
При обработке кривых падения давления, полученных после закачки
в пласт нефти, рекомендуется использовать следующие формулы распределе-
ния давления pi(t) в зоне закачки нефти и в более удаленных частях пла-
ста pt(t):
А (0 = А—§§ГР (1п ~ЁГ- °'577).
39
где ро — начальное давление в пласте; щ— вязкость нагнетаемой жидкости;
ц2 — вязкость пластовой нефти (в удаленной зоне); Q — расход нагнетаемой
жидкости; г — расстояние от скважины;
; с7 2 )
т — пористость.
Процесс нарастания давления на забое скважины при нагнетании жидко-
сти описывается следующим уравнением:
Л ( Os А—35ЕГ [ мп - § - + mP (in ^ - + 0,577)j. (1.73)
Снижение давления после прекращения закачки жидкости в пласт описы-
вается следующим уравнением:
(ОSA-0.1832-^^lgJL + lgf—g-^18-^+0,251)], (1.74)
где га — радиус скважины.
Как следует из (1.74), кривая падения давления в координатах lg/, pc ( 0
имеет уклон
i = 0,1832- ^- (1.75)
п отсекает на оси ординат отрезок, равный
По уклону i определяются параметры пласта. По величине отрезка А —
вязкость |Х2 аномальной нефти с неразрушенной структурой в пластовых
условиях.
Для этого в формулу (1.76) подставляется значение коэффициента пьезо-
проводности
к
а расчетную формулу представляют в следующем виде:
(1-77)
где Ci и Сг — постоянные величины.
Величина вязкости us определяется графическим решением уравнения
(1.77).
Регистрация серии кривых восстановления и падения давления позволяет
уверенно судить о структурно-механических свойствах нефти в пласте, о гео-
метрических размерах зон с различным состоянием нефти и их изменениях в за-
висимости от режима работы скважины. «Двусторонние» кривые восстановле-
ния давления позволяют оценить степень проявления структурно-механических
свойств нефти. Изменение фильтрационных характеристик пласта и геометриче-
ских размеров зон в зависимости от дебита скважины до ее остановки свиде-
тельствует о залегании в пласте нефти с неньютоновскими реологическими
свойствами.
Для повышения качества исследований разработаны специальные устрой-
ства, позволяющие закрывать приток жидкости на забое скважины как фон-
танных, так и насосных скважин.
Для исследований рекомендуется выбирать безводные скважины с высокой
продуктивностью, чтобы при эксплуатации их на различных режимах получать
серию КВД и точек на индикаторных диаграммах при фильтрации однород-
ной нефти в пласте. Скважина должна быть удалена от линии нагнетания во-
ды и находиться в зоне с однородными по возможности свойствами пласта.
40
ИЗУЧЕНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ СВОЙСТВ
И СТРОЕНИЯ ПЛАСТОВ ПО ДАННЫМ
ИХ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯ
Для изучения строения пластов и степени неоднородности их свойств ис-
пользуются комплексные геологические, геофизические и гидродинамические
методы исследования. Последние основаны на регистрации и анализе харак-
тера и амплитуды аномалий кривых восстановления давления и кривых гид-
ропрослушивания, обусловленных неоднородностью коллекторов. По виду
аномалий, по данным геологических и геофизических исследований строится
'С
Igt
Igt
"•I
fcl k\
_L>l;t g«1 e[ gaJ — <
k2 "2
t ga2 >t ga,
&
/
1»!
1
Рис. 1.17. Схематические КВД скважин, эксплуатирующих пласты с различ-
ными типовыми видами неоднородности:
a — скважина эксплуатирует пласт, состоящий из двух зон с разными параметрами,
разделенными прямолинейной границей, протяженностью сравнимой с размерами иссле-
дуемой области при различных свойствах границы раздела; б —в области исследуемой
скважины имеется ограниченная зона с иными параметрами; в —скважина эксплуати-
рует клиновидный пласт; г — область фильтрации в виде круговой линзы.
41
схема-модель изучаемой части пласта, которая используется для выбора тео-
ретических уравнений, описывающих изменение давления в реагирующей
скважине в условиях принятой схемы:
Ap=f[R, t, Q(t), a], (1.78)
где Q(t)—дебит скважины; Я — расстояние от возмущающей скважины до
реагирующей; t — время; а — параметр, характеризующий геометрические и
фильтрационные свойства изучаемой части пласта.
Это уравнение, конкретное выражение которого известно для различных
видов моделей пластов, используется для определения свойств и строения
изучаемого участка коллектора. При этом используются различные методы
обработки результатов промысловых исследований. При оценке пьезопровод-
ности к и проводимости е—£/г/ц различных участков пласта результаты
исследований обычно приводят к уравнениям (1.78) прямой линии
Ap=A-\-i lg t,
где А и угловой коэффициент i представляют собой величины, по фактиче-
ским значениям которых вычисляются пьезопроводность и проводимость
пласта.
При решении более сложных задач изучения пласта (определения его
геометрии, видов неоднородности строения и т. д.) не удается использовать
упомянутую прямолинейную анаморфозу. При этом для расшифровки резуль-
татов исследований применяют метод эталонных кривых, методы совмещения
фактической и расчетной кривой прослеживания изменений давления и др.
В основе этих методов лежит сравнение (совмещение) фактических кривых
прослеживания с теоретическими, построенными для модели пласта известно-
го строения. Свойства реального пласта оцениваются по той теоретической
кривой прослеживания, которая наилучшим образом совпала с фактической.
Предварительный выбор модели может быть осуществлен по данным геоло-
гических и геофизических исследований пласта и по внешнему виду опытных
кривых прослеживания. Для неоднородных пластов зависимость Ар—lg t не-
линейна, причем величина и вид отклонений кривой определяются геометрией
зон неоднородности, их природой. При малом размере включений (рис. 1.17,6)
в отличие от условий рис. 1.17,а при длительной регистрации КВД кривая
имеет прямолинейный вид и параллельна начальному участку кривой. Длина
промежуточной части КВД зависит от размеров включений. При замкнутой
непроницаемой границе КВД отклоняется вверх от начального прямолиней-
ного участка с возрастающей интенсивностью (рис. 1.17,в). При наличии
вблизи границы газовой шапки КВД отклоняется вниз (рис. 1.17,г) и быстро
выполаживается.
Сложность интерпретации упомянутых результатов исследований заклю-
чается в том, что даже при рассмотренных простейших схемах строения пла-
ста КВД оказываются схожими. Поэтому необходимо привлекать к анализу
результатов исследований другие методы изучения пласта (геологические,
геофизические и др.).
Определение по КВД свойств пласта,
состоящего из двух зон,
разделенных прямолинейной границей раздела
Допустим, что по данным геологических исследований и гидроразведки
скважина эксплуатирует пласт, состоящий из двух зон с разными коллектор-
скими свойствами (en=fenft/[i, Xn, я=1, 2), скважина расположена в первой
из них. Тогда уравнение (1.78) имеет вид:
р (*) = _ * \Е1 {- -Ь.) + }=±Б1 ( - -L)] + 8 (г. *), (1.79)
42
где
v ~ k2 '' ?с~ 4хД/ ' Р— 4Ш >
x=t/At—безразмерное время; г — расстояние от скважины до границы;
i=Q/(4neip0); Q — дебит скважины до остановки; Д* и ро—масштабы вре-
мени и давления; Ei — символ интегральной экспоненциальной функции (та-
булирована во многих справочниках).
Функция б (г, т) мала по сравнению с другими слагаемыми, и б (г, т ) =
=0 при Xi=5<2. Для случая непроницаемой границы раздела (v—l)/(v-| -l)=
= 1, и формула (1.79) примет вид
,м--,[«(-*•) + «, (--£•)].
(1.80)
В начальный период восстановления давления, -когда граница раздела
еще не ощущается, процесс описывается известной формулой (1.26) Др(т)=
=А-\4 In т, т. е. КВД в координатах Ар—In т имеет прямолинейный харак-
тер. В дальнейшем под влиянием границы раздела КВД отклоняется вверх
(если k2<k,) шли вниз (при k2>k\).
По величине А и уклону t начального участка фактической КВД оцени-
ваются параметры & и х. Далее находят отклонение КВД от начального
прямолинейного участка:
н(т)=А/>(т)— Ппт—А. (1.81)
Очевидно, что
Преобразования (1.82) приводят к следующим соотношениям:
р/т + Л, = <р (х), (1.83)
Л. = !п "Г • Jr=7, (I-84)
, С du dz
у(т) == _l n j -5 _._> (I.85)
to
где то — время начала отклонения р(т) от прямой.
Из (1.83) следует, что график этой функции в координатах 1/т—<р пред-
ставляет собой прямую (с уклоном р), отсекающую на оси ф отрезок А\.
По этим величинам оцениваются параметры ej и rz/x:
1 — 6
ег = ci 1 + 8' (1.86)
где e = - j - e -'\
— =рДЛ (1.87)
Формула (1.86) действительна .при в <1. При в > 1 может быть, что
граница раздела областей нелинейна (вогнута).
43
При известных значениях х (по керновому материалу, по данным иссле-
дований другими методами) из (1.87) можно оценить расстояние до гра-
ницы:
г=У"£Ш. (1.88)
Интеграл в формуле (1.85) вычисляют по одному из приближенных ме-
тодов, аппроксимируя кривую и(х) ломаной линией.
При близком расположении границы раздела р/т=г2/ч<</ (меньше 0,1)
и формула (1.79) перепишется в следующем виде:
2v
{) i\ A
(1.89)
In Л
т. е. исчезает первый прямолинейный участок. При непроницаемой границе
величина v-»-oo, ix—2i.
Из сказанного следует, что при непроницаемой границе второй прямоли-
нейный участок при достаточно длительной его регистрации имеет уклон
вдвое больший, чем первый.
Опыт показывает, что на результатах определений параметров пласта по
изложенной схеме оказываются многочисленные возмущения, обусловленные
строением и свойствами пластов. К более универсальным относятся расчет-
ные методы сравнения фактической и расчетной кривых прослеживания дав-
ления. Сущность метода заключается в том, что при выбранной модели
строения пласта и, следовательно, при известном виде уравнения, описываю-
щего изменение давления в скважине, искомые его параметры подбираются
таким образом, чтобы оно наилучшим образом аппроксимировало фактиче-
скую КВД. Для этого, например, достаточно, чтобы сумма квадратов откло-
нений в выбранных точках теоретической фактической кривой имела мини-
мальное значение. Для рассмотренного случая теоретическое уравнение имеет
следующий вид:
F (в„ аг... alt t) = - * [£i (- -f + J^{) El (_ -f
где П\, а2, ..., о,-, t — искомые параметры пласта, значения которых оценива-
ются по уравнению, наилучшим образом описывающему фактическую кривую
прослеживания давления.
Определение расстояния от скважины
до границы раздела по данным гидропрослушивания
К одним из простых методов оценки расстояния от скважины до прямо-
линейного экрана по данным гидропрослушивания относится метод «эталон-
ных кривых» Ю. П. Борисова и В. П. Яковлева.
При изменении отбора жидкости из возмущающей скважины на AQ и
при длительной эксплуатации ее с новым дебитом изменение давления в реа-
гирующей скважине в зависимости от времени и определяется формулой
где R — расстояние реагирующей скважины от возмущающей.
В связи с влиянием границы раздела фактическая кривая изменения дав-
ления будет отклоняться от теоретической, описываемой формулой (1.90).
Для расшифровки полученных данных используется эталонная кривая
Ю. П. Борисова, построенная по формуле (1.90) для различных значений R.
44
Свойства формулы (1.90) таковы, что зависимости, построенные в координа-
тах l gAp— Igt или Ар—\gt для различных R, имеют одну и ту же форму
(при постоянстве других величин), но они смещаются вдоль оси времени
(рис. 1.18). При разных значениях гидропроводности khj\i и постоянстве дру-
гих величин (AQ, R, х) кривые будут иметь также одинаковую форму, но
смещаться вдоль оси ординат. Эталонная кривая обычно строится для зна-
чений
При этом Д/?(0=1, если /?2/к=1 и /=1, так как при /=1
Промысловая кривая предварительно наносится на билогарифмическую
сетку \gAp(t) —\gt и сравнивается с эталонной кривой, также вычерченной
в билогарифмическом одинаковом масштабе. В результате сравнения нахо-
дится соотношение ординат <р=Ар\/Ар этих кривых, где Др — ордината про-
мысловой кривой. Последняя преобразовывается путем умножения точек ее
ординат на величину отношения Ар/Ари Преобразованная таким способом
промысловая кривая, вычерченная в полулогарифмических координатах
Ap(t)—\gt, накладывается на точно такую же эталонную диаграмму (рис. 1.18)
для совмещения ее с эталонной кривой для данного расстояния R между
скважинами. Допустим, что при сравнении установлено, что фактическая
д-Ю-3, Па
1 1,5 2 3 4 5 6
30 4050 80Ш0 200 300 /,мин
tp(t)
Рис. 1.18. Эталонные кривые Ap(t)—t
для различных расстояний R между
возмущающей и реагирующей скважи-
2 нами
Рис. 1.19. Кривые изменения давления
Д(/)
/ — эталонная кривая для расстояния R меж-
ду скважинами; 2 — фактическая (промысло-
вая) кривая: 3 — разностная кривая
45
'l " "" 3 ~ 10 30 100 "" • 300 '" 1,чня
Рис. 1.20. Вспомогательный график для определения величины <р
кривая на конечном участке расположилась выше эталонной (рис. 1.19). Это
может быть обусловлено наличием непроницаемой границы или зоны с ухуд-
шенной проницаемостью. Для определения расстояния до границы раздела
строится кривая, ординаты которой равны разнице между этими кривыми
(рис. 1.19). Полученная разностная кривая уточняется путем уменьшения ее
ординат на один и тот же поправочный коэффициент ф, величина которого
оценивается по вспомогательным графикам (рис. 1.20), соответствующим раз-
личным значениям ф (слева и справа даны различные масштабы оси орди-
нат). На диаграмме имеется также эталонная кривая, для которой поправоч-
ный коэффициент ф равен единице. Величина ф находится путем наложения
разностной кривой (выполненной в одном из указанных для оси ординат
масштабов) на вспомогательный график по ее положению между ближайши-
ми кривыми на рис. 1.20. Исправленные ординаты вычисляют по формуле.
До^=фЛ/?1, ('-У!)
где Ар2 и Ар\ — ординаты соответственно исправленные и фактические раз-
ностной кривой. Исправленная кривая наносится на диаграмму (см. рис. 1.19,
кривая 3) и используется для определения вероятного расстояния до гра-
ницы, влияющей на кривую изменения давления в реагирующей скважине.
При этом исходят из теоретического положения о том, что влияние прямоли-
нейной непроницаемой границы на реагирующую скважину можно заменить
влиянием условной (действующей с дебитом AQ) скважины С, место кото-
рой соответствует точке зеркального отображения за линией границы возму-
щающей скважины (рис. 1.21). При этом пройденный путь ВС волны воз-
действия, создаваемой условной скважиной, равен сумме отрезков AD-\-DB,
где AD и £>В — радиусы-векторы эллипса, на касательной к которому лежит
искомая граница раздела. Возмущающая А и реагирующая В скважины ле-
жат в фокусах этого эллипса. Сумма радиусов векторов AD-\-DB—BC=Ri
может быть найдена следующим образом. По рис. 1.19 находят tt и Т, соот-
ветствующие одинаковым значениям изменения давления Ар' (ординат) на
46
разностной и промысловой кривых. Величина tt соответствует времени изме-
нения давления на Ар' в реагирующей скважине под влиянием условной
скважины, находящейся на расстоянии Ri от реагирующей, а величине t —
времени прихода прямой волны аналогичной интенсивности (Ар') от возму-
щающей скважины, расположенной на известном расстоянии R от реагирую-
щей. Согласно (1.90) получим
*; Rl = RVtlftt.
Рис. 1.21. Схема распро-
странения волны давле-
ния от возмущающей
скважины
(1.92)
Рис. 1.22. Схема ориен-
тации непроницаемой
границы раздела в плас-
те
По найденной сумме радиусов векторов Ri строят эллипс, используя
в качестве фокусов исследуемые скважины А к В. Искомая граница может
быть касательной к любой точке этого эллипса. Для ориентации границы не-
обходимы дополнительные аналогичные исследования с использованием дру-
гих скважин участка. При наличии второго эллипса, построенного по изло-
женной методике, удается установить ориентацию непроницаемой границы
раздела в пласте (рис. 1.22).
ГЛАВА II
ТЕХНИКА ИЗМЕРЕНИЙ И ПРИБОРЫ
ДЛЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Основные задачи глубинных измерений:
измерение значения физической величины на определенной глубине в дан-
ный момент времени (исследования при установившихся процессах филь-
трации) ;
регистрация изменения величины во времени (исследования при неуста-
новившихся режимах фильтрации);
регистрация изменения величины по стволу скважины по глубине (опре-
деление геотермического градиента и температурных аномалий, послойное
исследование и др.).
Скважинные приборы по способу выдачи сигнала измерительной инфор-
мации разделяются на две категории:
автономные, в которых сигналы регистрируются (запоминаются) непо-
средственно в скважинном приборе;
дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала по кабелю на поверх-
ность и регистрацию показаний в наземной аппаратуре.
Автономные скважинные приборы широко применяют при измерении и
регистрации давления и температуры во времени, а также при опробовании
47
ТАБЛИЦА 11.1
ХАРАКТЕРИСТИКА ЧАСОВЫХ ПРИВОДОВ
Показатели
Продолжительность хо-
да, ч
Время одного оборота
вала, мин
Момент на валу, Н.см
Область рабочей темпе-
ратуры, °С
Погрешность хода при
<=20°С, %
Тип ЧП
26
15
60
-20
+150
3
27
15
240
1,5
—20
+150
3
233
2
7,5
229
4
15
2,
+1
0,
230
8
30
0
20
50
5
231
16
60
232
32
120
211
4
60
25
—20
+ 150
8
скважин с помощью испытателей пластов. Дистанционные измерительные
устройства используют в основном для измерения расходов, температуры,
состава жидкости, а также для одновременного измерения нескольких па-
раметров, связанных с регистрацией их изменения по стволу скважины.
Автономные приборы содержат измерительные преобразователи и реги-
стрирующие устройства. Показания регистрируются пишущим пером на диа-
граммном бланке, перемещаемом с помощью специальных часовых приводов
разных типов или усиленных часовых приводов (табл. II.1).
Записи на диаграммных бланках обрабатывают с помощью различных
приспособлений для линейных измерений: микроскопов, компараторов и от-
счетных столиков. Наиболее широко применяют полевые компараторы типа
К-7, предназначенные для обработки диаграмм автономных приборов клас-
са 0,4. При градуировке приборов диаграммы записи обрабатывают на уни-
версальных микроскопах или лабораторных компараторах.
Полевые компараторы (рис. II.1) снабжены лупами часового типа с че-
тырех- или десятикратным увеличением. Поле измерения составляет 200Х
Х70 мм или 130X130 мм. Для расшифровки записи на бланке лимб 11
устанавливают предварительно на нуль. После этого бланк закрепляют на
столике так, чтобы нулевая линия по всей длине совпадала с нулевым деле-
нием линейки 5, по которой определяют длину ординаты в целых миллиме-
трах. Вращением лимба 11 определяют сотые доли миллиметра до совмеще-
ния выбранной точки на кривой записи с ближайшей риской на линейке 5.
Дистанционные измерительные устройства состоят из одного или не-
скольких датчиков (скважинных преобразователей) и наземной аппаратуры,
соединенных между собой кабелем. В состав наземной аппаратуры входят
преобразователи, показывающие и регистрирующие приборы, а также блок
питания. Выходной сигнал датчиков большинства дистанционных измеритель-
ных устройств — это частота переменного тока.
Питание скважинного датчика осуществляется от блока питания назем-
ной аппаратуры через одножильный кабель, который служит не только ли-
нией связи, но и грузонесущим. В некоторых случаях в качестве линии связи
используют служебные жилы силовых кабелей, например, опробователей
пластов.
Для спуска приборов в скважины с избыточным давлением на устье
применяют специальные устройства — лубрикаторы, устанавливаемые на фон-
танной арматуре (рис. II.2). Лубрикатор обычно представляет собой трубу,
имеющую на одном конце сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на
котором прибор спускается в скважину. Перед началом спуска прибор по-
мещают в лубрикатор, а затем открывают буферную задвижку и начинают
спуск.
48
Рис. II.I. Полевой компара-
тор К-7:
/ — предметный столик; 2 и 9 —
прижимы для закрепления диаг-
раммного бланка; 3— лупа; 4—
штатив; 5 — измерительная линей-
ка; 6 — каретка; 7 — продольная:
линейка; 8 — кронштейн; 10 — план-
ка; // — лимб
Рис. II.2. Оборудование устья фонтанной
скважины для проведения глубинных измере-
ний:
/ — кран; 2 — манометр; 3 — лубрикатор; 4 — ролики;
5 — проволока; 6 — лебедка; 7 — при<5ор
После окончания измерений прибор поднимают в лубрикатор и закры-
вают задвижку. Избыточное давление в лубрикаторе понижают до атмосфер-
ного открытием крана, после чего прибор извлекают из лубрикатора.
Для спуска автономных приборов применяют лаборатории Азинмаш.
Приборы спускают на кабеле с помощью станции типа АПЭЛ или АИСТ,
в которых, кроме каротажной лебедки, смонтирована наземная измерительная
аппаратура, а также аппаратура для контроля управления спуско-подъемны-
ми операциями.
Глубину спуска автономных приборов контролируют по показаниям ме-
ханического счетчика, вал которого кинематически соединен с мерным роли-
ком, установленным на лебедке. При спуске датчиков дистанционных прибо-
ров счетчик глубины устанавливают на устье скважины. Вращение мерного
шкива передается на электрический тахометр для определения скорости
спуска кабеля и его длины, а также для привода лентопротяжного механиз-
ма самопишущего потенциометра при регистрации показаний скважинного
прибора по глубине. Кроме счетчика глубины спуска, для контроля исполь-
зуют магнитные метки, нанесенные на кабель через равные расстояния. Про-
хождение магнитной метки отмечается прибором, расположенным перед опе-
ратором на панели блока контроля каротажа.
Для предотвращения аварийных ситуаций, связанных с повреждением
брони кабеля или образованием узлов на проволоке, применяют устройства,
устанавливаемые между лубрикатором и фонтанной арматурой. Это устрой-
ство УЛА-1 (рис. П.З) состоит из корпуса /, гидроцилиндров 2, поршней 3
Рис. П.З. Устройство для пре-
дотвращения и ликвидации
аварий
12
Рис. II.4. Схема оборудования
устья насосной скважины для спус-
ка приборов в межтрубное простран-
ство:
1 — обсадная колонна; 2 — насосные тру-
бы; 3 — планшайба; 4 — сальники; 5 — тя-
га; 6 — ролик; 7— сальники; 8, 9 — венти-
ли для выпуска газа; 10 — прибор; // —
погружной лубрикатор; 12 — клапан
50
с обратными клапанами 4 и каналами 5, эластичных уплотнителей 6 и ме-
таллических вкладышей 7. На штоке одного из поршней 3 установлена
пружина 8. Корпус снабжен отводным каналом 9 с иглой 10. В рабочие
полости гидроцилиндров 2 подается давление, под действием которого порш-
ни 3 начинают сближаться. При соприкосновении торцов эластичных уплот-
нителей 6 обратные клапаны 4 открываются и рабочая жидкость через
каналы 5 поступает в зазор между торцами поршней и эластичным уплот-
нителем, который надежно зажимает проволоку или кабель 12 и обеспечи-
вает герметизацию полости лубрикатора 11.
С помощью этого устройства можно также проводить ловильные работы
в скважине, не прибегая к ее глушению. Ловильный инструмент вместе
с пойманной проволокой (кабелем) подтягивают до упора в лубрикатор. За-
тем, уплотнив оставшуюся часть проволоки, снижают давление в лубрикаторе
до атмосферного и продолжают подъем проволоки (кабеля), устранив пред-
варительно причины аварийных ситуаций.
Насосные скважины исследуют либо с помощью лифтовых манометров,
устанавливаемых под приемом насоса, либо спуском приборов в затрубное
пространство. Для этого на устье скважины устанавливают эксцентричную
планшайбу, а на конце насосно-компрессорных труб — специальный отклони-
тель. При наличии давления в затрубном пространстве применяются лубри-
каторы, оборудованные клапаном 12 (рис. II.4), открывающимся и закрываю-
щиеся с помощью тяги 5. Для исследования скважин, оборудованных по-
гружными центробежными электронасосами, применяют так называемые
«суфлеры», устанавливаемые под выкидом насоса. При посадке скважинного
манометра на «суфлер» открывается отверстие, через которое чувствительный
элемент прибора сообщается с затрубным пространством.
ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ
Для прямых измерений давления применяют скважинные манометры ге-
ликсного и пружинно-поршневого типов, а также газонаполненные дифма-
иометры.
Автономные манометры геликсного типа применяют для
измерения высоких давлений (до 150 МПа) при повышенных
температурах в скважине (160—400°С). В настоящее время
для исследования скважин выпускают нормальный ряд re- i-
ликсных манометров типа МГН-2, а также манометры
МГИ-1М, и МГИ-3, предназначенные для опробования сква-
жин с помощью трубных испытателей пластов. Принципиаль-
ная схема манометра приведена на рис. II.5. 2-
Измеряемое давление в скважине передается через раз- 4.
делительный сильфон 9 жидкости, заполняющей внутреннюю 3
полость системы — сильфон •— геликс. Под действием этого
давления свободный конец геликса 7 поворачивается на
угол, пропорциональный измеряемому давлению. Угол пово- 6
рота конца пружины регистрируется на специальном бланке,
вставленном в каретку 2, которая перемещается поступатель- 7-
но по ходовому винту 4, вращаемому часовым приводом /.
Манометры МГН-2 снабжены двумя сменными ходовыми вин-
тами с разным шагом и редуктором, что обеспечивает полу-
чение четырех масштабов записи времени без смены часово-
го привода. Манометры МГИ-1М и МГИ-3 енабжеиы гидро- *
выключателями, предназначенными для включения часовых
приводов после спуска испытателя пластов на заданную глу-
бину. Поэтому во время продолжительного спуска испытате-
ля пластов давление во времени может не регистрироваться.
I.
Рис. II.5. Схема геликсного манометра:
/ — часовой привод; 2 —каретка; 3 — направляющая; 4—ходовой винт;
5—бланк; в—пишущее перо; 7 — геликс; « — корпус прибора- 9 —
сильфон; 10 — термометр
А БЛИЦА II.2
ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МАНОМЕТРОВ
Показатели
Верхние пределы измере-
ний, МПа
Область рабочих темпе-
ратур, е С
Приведенная погреш-
ность, о/о
Длина записи давления,
мм
Длина хода каретки, мм
Диаметр корпуса, мм
Длина, мм
Масса, кг
МГН-2
10—80
от —10 до
+160
0,25; 0,6
50
120
32-36
1500—1800
8-10
МГИ-1М
16—80
от —10 до
+ 160
0,25; 0,6;
1,0
50
190
36
2280
10,8
МГИ-3
16—100
от —10 до
+160
0,25
85
190
56
2240
16,5
МГТ-1
25
от —10 до
+4С0
2,0
50
—
36
1700
8,0
Это позволяет использовать большую часть диаграммного бланка для реги-
страции кривых притока жидкости и кривых восстановления давления в про-
цессе испытания скважины.
Для контроля давления при процессах паротепловой обработки забоя
применяют геликсный манометр МГТ-1, у которого вместо часового привода
применен инерционный отметчик времени. Действие отметчика в перемещении
каретки на 5 мм при резком подъеме или спуске прибора.
Таким образом, на бланке можно получить 10—12 точек, характеризую-
щих изменение давления через произвольно выбранные периоды.
Техническая характеристика выпускаемых манометров приведена
в табл. II.2.
Автономные манометры с вращающимся поршнем применяют для точной
регистрации забойных давлений при температурах не более 100°С. Принцип
действия манометров этого типа состоит в том, что измеряемое давление
воспринимается уплотненным поршнем и уравновешивается натяжением
винтовой цилиндрической пружины. Для устранения трения в уплотненном
поршне он приводится во вращение с помощью двигателя (рис. II.6.
рис. II.7).
Т А БЛИЦА П.З
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АВТОНОМНЫХ МАНОМЕТРОВ
С ВРАЩАЮЩИМСЯ ПОРШНЕМ
Показатели
Верхние пределы измерения, МПа
Область рабочих температур, °С
Приведенная погрешность, %
Длина записи, мм
Диаметр корпуса, мм
Длина, мм
Масса, кг
МГН-1
4—30
от —10 до
+100
0,25
110
32
1800
8,0
МПМ4
12
от —10 до
+60
1,0
110
25
1460
2,9
МСО-6
40
от —10 до
+100
0,6
ПО
32
1600
7,0
52
В манометрах МГН-1 и МПМ-4 вращение поршня осуществляется элек-
тродвигателем, питаемым от батареи сухих элементов. Поршень манометра
МСО-5, предназначенный для бросаемых опробователеи пластов, приводят во
вращение усиленным часовым приводом 211-ЧП.
Рис. 11.6. Автономный манометр рИс. II.7. Автономный манометр
МПМ-4 с вращающимся поршнем
МГН-1 с вращающимся поршнем:
1 — гидровключатель; 2 — блок питания;
3 — электронный прерыватель; 4 — элект-
родвигатель; 5 — цилиндрическая пружи-
на; 6 — поршень; 7 — уплотнительное коль-
цо; 8 — пишущее перо; 9 — барабан с диа-
граммным бланком; 10 — часовой привод.
В манометрах нормального ряда МГН-1 поршень соединен шарнирно
с пишущим пером. Для увеличения продолжительности работы с одним
комплектом сухих элементов поршень вращают периодически через равные
промежутки времени. В манометре установлен электронный блок, автомати-
чески размыкающий цепь питания электродвигателя. Периодически режим
вращения поршня позволяет уменьшить энергию, потребляемую электродви-
53
гателем, и увеличить продолжительность работы прибора до 200 ч вместо
4 ч при режиме непрерывного вращения поршня.
Соотношение между временем остановки (паузы) ta и временем враще-
ния tB должно находиться в зависимости от соотношения скоростей движе-
ния уплотненного поршня:
f-0.43^-1.
'в ^п
где ип — скорость поступательного перемещения поршня; vB — линейная
скорость поршня.
Автономный манометр с вращающимся поршнем МПМ-4 (рис. II.7)
предназначен для исследования насосных скважин через затрубное простран-
ство. В этом манометре поршень непрерывно вращается электродвигателем
через понижающий редуктор с передаточным отношением 1 : 25000. Запись
ведется на неподвижном диаграммном бланке, так как двигатель при мед-
ленном вращении одновременно выполняет функцию часового привода. В ма-
нометре М.СО-6 диаграммный бланк также устанавливают неподвижно,
а поршень вращается непрерывно с помощью усиленного часового привода.
Поэтому в отличие от манометров МГН-1 пишущее перо манометров МПМ-4
и МСО-6 жестко соединено с поршнем и совершает движение по винтовой
линии при поступательном и вращательном движениях поршня.
Манометры МПМ-4 и МСО-5 (см. табл. П.З) в основном используют для
измерения установившихся давлений ввиду сравнительно небольшой скорости
вращения поршня. При измерении неустановившихся давлений возникает
дополнительная динамическая погрешность, обусловленная трением в уплот-
нении поршня. Ее значение можно приближенно оценить (для v9^>vn) по
формуле
где бтр — приведенная погрешность манометра с невращающимся поршнем.
Кроме того, погрешность по оси времени, обусловленная неравномер-
ностью вращения, может существенно исказить действительный характер из-
менения давления, т. е. значение угла наклона кривой восстановления дав-
ления, тангенс которого входит в расчетные формулы по определению пара-
метров пласта.
Давление, измеренное автономными манометрами, определяют по фор-
муле
где ро — давление, при котором начинается отсчет показаний; М — масштаб
записи; I — измеренная ордината на бланке; 6pi — температурная по-
правка.
Значения р0, М и 6р* определяют в процессе градуировки манометра
при температурах, соответствующих крайним значениям температурного
диапазона tK и tu. Температурную поправку находят по формуле
Ьрг=(а-\-Ы)М,
где а и Ь — коэффициенты изменения соответственно начального давления
ро и масштаба записи М от температуры; At — разность температур.
Если статическая характеристика манометра нелинейна, измеренное дав-
ление определяют по интерполяционной формуле
Др
При этом используют графики в паспорте манометра (рис. II.8), пост-
роенные в координатах /—t. По оси ординат отложены отрезки, соответст-
вующие длине записи 1К и /п при давлениях р\, Рг, ..., ра, ..., Рю. задавае-
мых в процессе градуировки манометра при температурах tK и ta.
54
Дистанционные манометры для исследования фонтанных скважин при-
меняют меньше. Это объясняется сравнительно высокой стоимостью работ,
проводимых с помощью геофизических станций. В станции АИСТ для измере-
ния давления применяют манометр МГД-36 с пределом измерения 20 МПа
и рабочей температурой 80сС. Чувствительным элементом прибора служит
неуплотненный поршень, что ограничивает его область применения ввиду
утечек жидкости. Погрешность прибора МГД-36 составляет 2%.
Новый манометр с дистанционной передачей показаний разработан
ВНИИКАнефтегазом. Принцип действия манометра МГН-5 (рис. II.9) осно-
ван на силовой компенсации. Чувствительным элементом, воспринимающим
измеряемое давление, служит геликсная пружина, свободный конец которой
жестко соединен с компенсационной пружиной и с подвижным контактом
нуль-органа, управляющего работой электродвигателя постоянного тока. При
изменении давления свободный конец геликса поворачивается, и подвижный
контакт замыкает цепь питания двигателя. Вал двигателя деформирует пру-
жину кручения до тех пор, пока момент на пружине не уравновесит момент.
п
р„
р*
р-
р„
Л;
Pi
Р2
Р1
0
10
9
8
7
••е
6
5
4
3
2
1
'к
_ ^ - —
__
__——
—
1
10 20 30
'к
1
-
•
= -
40
_ - •
. •
_ —
Ьр-р
_— —
'а
М-Р.
50 60 1,'с
'п
Рис. II.8. Градуировочный график
манометра:
Ар — разность между заданными при гра-
дуировке значениями давлений Рп ^.| и рп;
/—измеренная ордината на бланке при-
температуре t\ ln—ордината, соответству-
ющая давлению рп при температуре t; t—
температура среды в месте измерения дав-
ления
Рис. II.9. Схема дистанционного ма-
нометра с силовой компенсацией:
1 — выходной преобразователь; 2 — элект-
родвигатель; 3 —редуктор; 4 — компенса-
ционная пружина кручения; 5 — непод-
вижные контакты нуль-органа; 6 — под-
вижной контакт; 7 — геликсная пружина;
8 — сильфон
F
55
Схема дифманометра
Рис. 11.10.
ДГМ-4М:
/ — пробка; 2— верхний клапан; 3 — часо-
вой привод; 4 — барабан с бланком; 5—
пишущее перо; 6 — штанга; 7 — уплотнен-
ный поршень; 8—клапан; 9 — самоуплот-
няющаяся манжета; 10 — цилиндр; // —
трубка для сообщения верхней и нижней
секций прибора; 12 и 14 — пружины кла-
пана; 13 — нижний клапан; 15 — наковеч-
ник для заполнения прибора сжатым га-
зом через верхний клапан
развиваемый геликсом При этом по-
движной контакт размыкает цепь
питания двигателя, и последний оста-
новится. Угол поворота вала служит
характеристикой измеренного давле-
ния. Сигнал на поверхность дистан-
ционно передается выходным преоб-
разователем, соединенным с другим
концом вала электродвигателя.
В манометре может быть использо-
ван автономный регистратор с бло-
ком питания при необходимости
спуска прибора на проволоке. Пре-
делы измерения давления 25 и
40 МПа, рабочая температура 100°С.
Погрешность прибора при использо-
вании автономного регистратора не
превышает 0,6%, а при установке
частотного преобразователя— 1,5%.
Для регистрации относительно
небольших изменений давления при
исследовании скважин методами вос-
становления (падения) давления и
гидропрослушивания применяют га-
зонаполненные дифманометры, чув-
ствительность которых может быть
значительно выше, чем у обычных
манометров.
Однако газонаполненные дифма-
нометры имеют сравнительно боль-
шую температурную погрешность,
поэтому область их применения ог-
раничивается, в основном, регистра-
цией небольших изменений давления
при незначительных колебаниях тем-
пературы в процессе измерения.
На практике эти дифманометры
применяют в тех случаях, когда
ожидаемая депрессия на забое не
превышает 25—30% от пластового
давления.
Для исследования скважин раз-
работаны дифманометры ДГМ-4М
прямого действия, а также компен-
сационные дифманометры «Онега-1» и «Ладога-1».
Дифманометр ДГМ-4М (рис. II.9) состоит из верхней и нижней секций,
разделенных уплотненным поршнем 7, соединенным при помощи штанги 6
с пишущим пером 5. В нижней и верхней секциях прибора установлены
клапаны 2 и 13 для заполнения дифманометра сжатым газом.
56
Для зарядки
Уплотненный поршень также снабжен клапаном 8, который открывается
в крайних положениях поршня, сообщая при этом верхнюю и нижнюю сек-
ции. Для регистрации кривых восстановления давления прибор заполняется
сжатым газом через верхний клапан 2, который после заполнения закрыва-
ется пробкой Л Если же регистрируют кривые падения давления, заполняют
манометр через нижний клапан, снабженный пружинами 12 и 14. Более
сильная нижняя пружина 14 открывает клапан лри давлении в скважине,
меньшем на 0,04—0,05 МПа давления сжатого газа в полости прибора.
После открытия клапана давление в нижней секции прибора становится
равным давлению в скважине; и поэтому клапан, отжимаемый нижней пру-
жиной, остается в процессе измерений открытым. При повышении давления
в скважине уплотненный поршень перемещается вверх, и пишущее перо ре-
гистрирует изменение давления на бланке, вставленном в барабан 4, вращае-
мый часовым приводом 3.
Изменение давления при изотермическом процессе определяют по при-
ближенной формуле
Д/» = А M-h •
где h — измеренная ордината на бланке; М — постоянная дифманометра;
Рй — давление зарядки.
Давление зарядки рекомендуется определять по формуле
А = —f + 0,5,
1 СКВ
где рскв и Гскв—давление и температура на заданной глубине, измеренные
предварительно с помощью скважинных манометров и термометров; То —
температура воды в емкости, куда помещают дифманометр при зарядке сжа-
тым газом для термостатирования и проверки герметичности резьбовых со-
единений корпуса.
С учетом изменения температуры разность давлений определяют по
формуле
( M-/0 ) 2 c K B 7-C K B
где ZCKB и z0 — коэффициент сжимаемости газа при соответствующих тем-
пературах Тснв и То и давлениях рСкв и ро; k — ордината, соответствующая
/>скв; 1и — измеренная ордината.
Типовая кривая изменения давления, регистрируемая на бланке прибо-
ра, показана на рис. 11.11.
Изменение температуры в скважине регистрируется с помощью термо-
метра, спускаемого совместно с дифманометром. Тепловая инерция дифма-
нометра учитывается смещением кривой изменения температуры на 5 мин
вправо по оси абсцисс. Во время подъема дифманометра давление сжатого
газа в секциях прибора уменьшается, и после извлечения его из скважины
газ через открытый клапан поршня и нижней секции полностью сбрасывается
в атмосферу. Поэтому перед каждым спуском прибора в скважину его не-
обходимо заполнять сжатым газом.
Компенсационный дифманометр «Ладога-1» в отличие от ДГМ-4М может
быть использован для проведения нескольких измерений без перезарядки его
сжатым газом. Действие дифманометра основано на силовой компенсации
(рис. 11.12). Внутреннюю полость прибора заполняют сжатым газом через
иглы 15 и 16, которые закрывают каналы, сообщающиеся с камерой 14 и
полостью сильфона 11. После заполнения прибора газом иглы закрываются,
и клапан 12 «садится» на седло. Открытие клапана происходит при давле-
нии в скважине, равном давлению сжатого газа. Измеряемое давление воз-
действует через жидкость, заполняющую полость клапана, на блок сильфо-
57
<,МИН
Рис. 11.11. Типовая кривая измене-
ния давления:
0—1 — линия изменения давления при
спуске прибора после открытия нижнего
клапана; 1—2 — линия стабилизации дав-
ления после остановки прибора на задан-
ной глубине; 2 — а — 3 — кривая восста-
новления давления после закрытия сква-
жины; 3—4 — линия уменьшения давления
при подъеме прибора
Рис. 11.12. Датчики скважинных диф-
манометров с силовой компенсацией:
а — сОнега-1, б — «Ладога-1>
-76
нов 7 п 9 разного диаметра с общим дном 8, соединенным с подвижным
контактом 5. При замыкании контактов начинает работать электродвига-
тель 1, концы вала которого кинематически соединены через сальник 2
с уплотненным поршнем 13 и ходовым винтом регистрирующего устройства.
Поршень при поступательном движении сжимает газ в камере 14, пока дав-
ление газа не станет равным измеренному давлению. После выравнивания
давлений общее дно сильфонов возвратится в исходное положение и под-
вижной контакт 5 разомкнет цепь питания электродвигателя. При уменьше-
нии давления ниже давления зарядки сжатый газ в сильфоне // закроет
клапан 12. Таким образом, после извлечения прибора из скважины давление
зарядки в нем сохраняется. При закрытом клапане 12 давление сжатого
газа передается жидкости, находящейся в полости клапана, и сильфоны
разгружаются от одностороннего действия давления.
58
Измерительный преобразователь дифманометра «Ладога-1» может быть
соединен с дистанционной приставкой, обеспечивающей передачу показаний
по кабелю на поверхность. Обработку результатов измерений приводят по
формулам, используемым для дифманометра ДГМ-4М. Диапазон регистри-
руемых давлений составляет от 10 до 30% от давления зарядки. Диапазон
изменяется с помощью установки в камере 14 сменных вставок разного
объема.
Дифманометры ДГМ-4М и «Ладога-1» обычно применяют при исследо-
вании скважин методом восстановления (падения) давления. Использование-
этих приборов для гидропрослушивания скважин не всегда дает положи-
тельные результаты, так как диапазон регистрируемых изменений давления
и чувствительность приборов зависят от давления зарядки. Причем чувстви-
тельность С дифманометров с увеличением давления уменьшается.
_ Р«М М
В компенсационном дифманометре «Онега-1» (см. рис. П.11,а) ллч
уравновешивания начального давления внутреннюю полость прибора также
заполняют сжатым газом через иглу 10. Однако в отличие от описанных
дифманометров приращение давления измеряется по деформации компенса-
ционной пружины 4, концы которой соединены штангой 6 с общим дном 5
блока сильфонов и гайкой, перемещающейся поступательно по ходовому вин-
ту 3. Дифманометр начинает работать после открытия клапана 12 при дав-
лении в скважине, равном давлению зарядки прибора. Разность давлений
воздействует на дно блока сильфонов, вызывая их деформацию. При этом
подвижной контакт 5 замыкает цепь питания электродвигателя /, вал кото-
рого через уплотнение 2 соединен с ходовым винтом 3. Гайка деформирует
пружину 4 до тех пор, пока ее натяжение не станет равным усилию, дейст-
вующему от перепада давления на блок сильфонов. При равенстве усилий
подвижной контакт возвращается в исходное положение и размыкает цепь
питания электродвигателя. Таким образом, деформация, пружины будет поя-
мо пропорциональна измеренной разности давлений Ар=рСкв—Ро- Дифмано-
метр «Онега-1» может быть использован в качестве автономного или дистан'
ционного прибора.
Диапазон изменяется установкой пружин различной жесткости. С по-
мощью этого прибора можно проводить многократные измерения без необхо-
Т А Б Л;ИЦА п.4
ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СКВАЖИННЫХ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ
МАНОМЕТРОВ
Пока затели
ДГМ-4М
30
от —10 до +80
10—20»/,
От р0
0,0005—0,001
100
36
1000—1400
6,3
,Ладога-1"
40
от —10 до +100
10—30% от ря
0,0005—0,001
125
36
2200
10
.Онега-1*
25
от—10 до
+ 100
0,5—3,5
0,0005
125
36
2300
10
Наибольшее рабочее дав-
ление, МПа
Область рабочих темпе-
ратур, °С
Диапазон измеряемых
приращений давления,
МПа
Порог чувствительности,
МПа
Длина записи, мм
Диаметр, мм
Длина, мм
Масса, кг
ft;
t ',
/
A,
A
A
A
/
/
/
A,
A
\ '4
•c /
о /J
':— —
Z-I
—
—
П
t
1
— Г L__—
~ - —
• —
t—\—•>
— _
—
—
-.
i
1
у
/
димости перезарядки его сжатым газом, так
как полость регистрирующего устройства на-
ходится под атмосферным давлением. Чувст-
вительность прибора постоянна во всем диа-
пазоне и не зависит от давления зарядки.
Измеренное приращение давления опреде-
ляют по формулам, применяемым при обра-
ботке результатов измерений геликсным или
пружинно-поршневым манометром.
ИЗМЕРЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ
Изменение уровня жидкости в наблюда-
тельных и пьезометрических скважинах кон-
тролируют с помощью уровнемеров или пье-
зографов. При исследовании скважин, обору-
дованных штанговыми насосами, статический
и динамический уровень определяют звукоме-
трическими методами с помощью эхолотов.
Обычно уровень жидкости в глубиннона-
сосных скважинах определяют после выпуска
газа из затрубного пространства в атмосфе-
ру, что приводит к вспенкяанию жидкости и
нарушению режима работы скважины.
Для определения динамического уровня
в скважинах с избыточным давлением в за-
трубном пространстве разработан метод вол-
нометрирования, основанный на способности
импульса упругой продольной волны отра-
жаться от плотной преграды. Импульс вол-
ны создается с помощью возбудителя В-3,
состоящего из термофона и корпуса с отверстиями для сообщения с затруб-
ным пространством скважины. При закрытии и открытии отверстий корпуса
возникают импульсы упругих волн, которые, отражаясь от репера, регистри-
руются эхолотом, подключенным к термофону. С помощью возбудителя В-3
определяют уровень при давлении 0,02—7,5 МПа.
Скважинные пьезографы применяют для регистрации изменения уровня
жидкости во времени относительно какого-либо начального положения.
Один из наиболее распространенных приборов — это погружной пьезограф
ППИ-4М конструкции И. И. Иванова (рис. 11.13). Прибор спускают в сква-
жину под уровень жидкости. Так как его внутренняя полость заполнена
воздухом, то под действием гидростатического давления столба жидкости
Hi воздух в корпусе — колоколе сожмется и поплавок поднимется вверх.
Чем больше глубина погружения прибора под уровень жидкости, тем боль-
ше ход поплавка Аь После остановки прибора на заданной глубине ход
поплавка ДА будет характеризовать изменение уровня:
ДА
Д/7 = ~т ттг~ (*А Ч" А, -|- ДА),
rtj — ш1 ' '
где ДЯ — изменение уровня жидкости; Hi—глубина спуска прибора под
уровень; Ai — отклонение поплавка от нулевой линии при спуске прибора
на Я].
Для получения более точных результатов с учетом барометрического
давления и плотности жидкости расчеты ведут по формуле
Рис. 11.13. Схема измере-
ния жидкости скважин-
ным пьезографом
где #o=po/v; Р« — барометрическое давление; у — удельный вес жидкости
в скважине; М — постоянная пьезографа.
60
При исследовании пластов методов гидропрослушивания и простаиваю-
щих скважинах ранее широко применяли аппарат Яковлева, представляюший
собой портативную лебедку, снабженную пружинным индикатором веса и
механическим счетчиком для определения длины проволоки, на которой спу-
скают в скважину желонку (поплавок).
При установке аппарата Яковлева непосредственно на устье скважины
поименяют контргруз, служащий для уравновешивания массы поплавка, спу-
скаемого в скважину. Этот простой метод иногда используется и в настоя-»
щее время для исследования неглубоких водяных скважин.
ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДОВ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В СКВАЖИНЕ
Одной из основных задач пои исследовании многопластовых объектов
является получение информации о распределении притоков жидкости и газа
по каждому вскрытому пласту и построение по этим данным профилей при-
токов или поглощения нефти и воды. Послойные исследования .проводят
с помощью скважинных расходомеров (дебитомеров), влагомеров и плотно-
меров. С их помощью оценивают гидродинамические характеристики каждого
из пластов, совершенство их вскрытия, а также долю участия пласта
в обшей добыче нефти по месторождению и величину их текущей и конеч-
ной нефтеотдачи.
Наибольшее распространение получили измерительные устройства с ди-
станционной передачей показаний.
Различают беспакерные и пакерные приборы. Беспакерные расходомеры
применяют для исследований высокодебитных скважин, а также нагнета-
тельных скважин при сравнительно больших расходах воды. Пакерные при-
боры снабжены специальными пакерующими устройствами, предназначенными
для направления всего или некоторой части потока через канал, в котором
размещен чувствительный элемент. Пакерные расходомеры обладают более-
высокой чувствительностью и обеспечивают возможность измерения неболь-
ших расходов (2—5 ма/сут).
Метрологические характеристики пакерных расходомеров зависят
в большой степени от значения и стабильности коэффициента пакеровки kn
определяемого соотношением
где Qn — расход жидкости, проходящей через калиброванный канал прибо-
ра; Qa — расход жидкости, протекающей вне канала.
Чем больше коэффициент £п, тем больше точность и чувствительность
расходомера. Чувствительность всего расходомера прямо пропорциональна-
чувствительности первичного преобразователя и коэффициенту пакеровки.
Вместе с тем чем больше коэффициент пакеровки, тем меньше максималь-
ный расход, измеряемый прибором, так как одновременно увеличивается
перепад давления и выталкивающая сила, действующая на прибор.
В скважинных расходомерах применяют управляемые пакеры зонтичного
и фонарного типов, раскрываемых с помощью двигателей, а также пакерыг
раскрываемые с помощью насосов (абсолютные пакеры).
Для измерения расходов жидкости и газа широко применяют дистан-
ционные расходомеры с тахеометрическими преобразователями, которые
обладают рядом положительных качеств: большим диапазоном измеряемых
расходов (1 : 10), простой конструкцией преобразователя скорости вращения
чувствительного элемента в электрический сигнал и сравнительно небольшим
влиянием параметров среды (плотность, вязкость) на показания лрибот>а.
Измерительный преобразователь скважинного расходомера РГД-2М со-
стоит (рис. 11.14) из турбинки 8, на оси которой укреплен магнит 7, и маг-
нитоуправляемого контакта (прерывателя), размещенного в герметичной
камере. При вращении турбинки контакт замыкает и размыкает электриче-
скую цепь питания скважинного преобразователя с частотой, пропорцио-
61
Рис. 11.15. Скважинный
расходомер «Кобра-36Р»:
/ — электродвигатель с ре-
дуктором; 2 — ходовой винт;
3 — гайка; 4 — конечный вы-
ключатель; 5 — корпус: 5 —
уплотненный шток; 7 —маг-
ниты; 8 — магннтоуправляе-
мый контакт; 9-— трубка;
10 — турбинка; 11 ~ тяга;
12 —• крестовина; 13 — npv-
жины пакета; 14 — оболочка;
/5 — хвостовик; 16 — пор-
шень; 17 — уплотнительное
кольцо
расходомер
/ _ электронный блок; 2 — электродвигатель;
3 — редуктор; 4 — промежуточный ходовой
винт; 5 — основной ходовой винт; 6 — преры-
ватель; 7 — магнитная муфта; 8 — турбинка;
9— труба; 10 — тяга; 11 — пружины пакета;
12 — диафрагма; 13 — манжета; 14 — подвиж-
ная втулка; 15 — крестовина
нальной скорости ее вращения, а следовательно, и объемному расходу
жидкости или газа.
Конструкции скважинных расходомеров в основном отличаются типом
пакерующёго устройства.
В расходомере РГД-2М (см. рис. 11.14) пакер раскрывается с помощью
электродвигателя постоянного тока. Каркас яакера изготовлен из пружиня-
щих лент, обтянутых оболочкой из ткани или пленки. В закрытом состоянии
оболочка пакера находится под трубой 9, перекрывающей входные отвер-
стия. При включении двигателя уплотненный вал вращает ходовой винт 5„
по которому перемещается гайка, соединенная с защитной трубой. Труба 9
Рис. 11.16. Расходомер ДГД-8:
/ — двигатель; 2 — редуктор; 3 —
ходовой винт; 4— шток; 5— магни-
тоуправляемый контакт; 6 — тур-
бинка; 7 —тяга; Л —пружина па-
кера; 9 — оболочка пакера; 10 —
ползун
3 -.
Рис. 11.17. Расходомер «Терек-3» с бесприводным пакером:
/ — кабельная головка; 2 — оболочка пакера; 3— пружинные ленты пакера; 4—магнит;
5 — геркон; 6 — вертушка; 7 —подвижная втулка; 8 —пружина
63
перемещается вверх и снимается с пакера. При дальнейшем движении труба
через крестовину 15 и тягу 10 поднимает втулку 14, к которой крепятся пла-
стины каркаса. При сжатии пластин пакер перекрывает кольцевую площадь
и прижимает оболочку к обсадной трубе. Жидкость через входные окна по-
ступает в калиброванный канал, где установлена турбинка, и через отвер-
стия выходит из прибора. После проведения измерений пакер закрывается.
Реверс двигателя обеспечивается изменением полярности напряжения.
В расходомере «Кобра-ЗбР» (рис. 11.15) пакер выполнен в виде полого
цилиндрического пакета, состоящего из тонких плоских пружин, которые при
сжатии перекрывают кольцевой зазор. Отличительной особенностью этих рас-
ходомеров является то, что входные и выходные отверстия открываются
только в процессе измерения. Это позволяет увеличить ресурс работы турбин-
ки и предохраняет ее от засорения при спуско-подъемных операциях.
Расходомеры типа ДГД отличаются небольшим диаметром корпуса
(26—30 мм). В малогабаритном расходомере ДГД-8 измерительный преобра-
зователь расположен под приводом пакера (рис. 11.16).
Открытие пакера осуществляется с помощью штока 4, к нижнему концу
которого прикреплен стакан с размещенным в нем измерительным преобразо-
вателем. Стакан перемещается вверх и через тягу 7, соединенную с ползу-
ном 10, сжимает пружины пакера.
Расходомеры типа ДГД применяют для исследования фонтанных сква-
жин, оборудованных лифтом малого диаметра или остеклованными трубами.
Дебитомер ДГД-8 используют также для исследования скважин, оборудо-
ванных штанговыми насосами, при спуске его через затрубное пространство
под прием насоса. Краткие технические характеристики расходомеров указан-
ных типов приведены в табл. II.5.
Расходомеры типов РГД-3, РГД-4, РГД-5, предназначенные для иссле-
дования нагнетательных скважин, а также расходомер «Метан-2», предна-
значенный для исследования газовых скважин, являются беспакерными при-
борами. Расходомеры РГД-3 и РГД-5 спускают в обсадную колонну. На
корпусе расходомера РГД-5 установлены резиновые манжеты, которые обес-
печивают надежное перекрытие кольцевого зазора, не затрудняя спуско-
подъемных операций. Таким образом, весь поток жидкости направляется
в корпус, что позволяет повысить точность измерений. Прибор РГД-4 может
быть опущен через эксплуатационные трубы диаметром 50—63 мм. В нижней
части расходомера установлен центратор, состоящий из шарнирно соединен-
ных полозьев, раскрываемых в скважине с помощью пружинного толкателя.
Наличие центратора позволяет фиксировать положение корпуса относительно
стенок скважины, что повышает точность измерений. Расходомеры указан-
ных типов применяют в зависимости от измеряемых расходов воды и кон-
струкции скважины (табл. II.6).
Для измерения расходов горячей воды, закачиваемой в пласт,
ВНИИКАнефтегаз разработал скважинный расходомер «Терек-3» (рис. 11.17)
ТАБЛИЦА II.5
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РАСХОДОМЕРОВ
Пока затели
Пределы измерения,
м3/сут
Погрешность измерения,
Рабочее давление, МПа
Рабочая температура, °С
Диаметр корпуса, мм
Длина, мм
РГД-2М
5—200
5
35
70
42
1800
РГТ-1
5—200
5
35
100
42
1630
.Ко5ра-Р36-
5—200
5
35
70
36
1600
ДГД-6
5—200
10
20
1С0
30
1500
ДГД-6Б
5—200
5
20
80
30
1550
ДГД-8
3,6—36
5
20
80
26
1360
64
Т А БЛИЦА П.6
ХАРАКТЕРИСТИКИ РАСХОДОМЕРОВ ВОДЫ
Показатели
РГД-3
РГД-4
РГД-5
Пределы измерения, м'/сут
Рабочее давление, МПа
Рабочая температура, °С
Диаметр корпуса, мм
Длина, мм
Масса, кг
20—3000
120
ПО
880
12
70—2500
50
120
42
900
4
20—10С0
120
80
1000
10
Прибор снабжен зонтичным бесприводным пакером, состоящим из пружин-
ных лент, на которых укреплена оболочка из ткани. При прохождении при-
бора через насосно-компрессорные трубы пружинящие ленты прижимают
оболочку к корпусу прибора. В открытом стволе эти ленты прижимаются
к стенкам скважины, раскрывая при этом оболочку пакера.
Бесприводной пакер позволяет существенно повысить чувствительность
прибора по сравнению с беспакерным расходомером РГД-4, а также умень-
шить значение нижнего предела измерений. Расходомеры с бесприводным
пакером могут быть использованы также для исследования высокодебитных
добывающих скважин. Для этого необходимо изменить положение зонтичного
пакера.
Тепловые расходомеры в основном применяют как индикаторы движения
жидкости, особенно в диапазоне малых скоростей. В некоторых случаях они
могут быть использованы для приближенной оценки расхода жидкости.
Наибольшее распространение в СССР получили термокондуктивные сква-
жинные расходомеры типа СТД, разработанные ВНИИнефтепромгео-
физикой.
Термокондуктивные расходомеры СТД (рис. 11.18) являются беспакер-
ными приборами, предназначенными для исследования низкодебитных сква-
жин. Чувствительным элементом прибора служит терморезистор, представ-
ляющий собой медную трубку, в которой помещено сопротивление — намо-
танный тонкий медный провод. К терморезистору подводится большое на-
пряжение, что позволяет нагреть его до температуры, превышающей темпе-
ратуру окружающей среды. При этом температура чувствительного элемента
зависит от скорости движения обтекающей его жидкости. С увеличением
скорости потока температура элемента уменьшается, соответственно умень-
шается его сопротивление, что регистрируется наземной аппаратурой. Чувст-
вительность прибора составляет примерно 0,5 м3/сут. Для исследования
фонтанных скважин применяют расходомеры СТД-2 диаметром 36 мм. При-
боры СТД-4 и СТД-16 диаметром соответственно 20 и 16 мм используют для
исследования насосных скважин через затрубное пространство. Тепловая
инерция серийно выпускаемых расходомеров составляет примерно 19—
Рис. 11.18. Термокондуктивный расходомер СТД:
/ — КОЖУХ прибора; 2 —терморезистор; 3 —гайка; 4 —
ний мост; 6 — кабельный наконечник
уплотнителыюе кольцо; 5 —верх-
65
20 с в режиме работы «измерение расхода». Этот прибор может быть исполь-
зован также в качестве скважинного термометра с пределом измерения
80°С при работе в режиме «измерение температуры».
КОМПЛЕКСНЫЕ ПРИБОРЫ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Достоверность информации, получаемой при исследовании скважин, зави-
сит не только от метрологических качеств применяемых приборов, но и в зна-
чительной степени от методики измерений. Например, при измерениях расхода
и влагосодержания нефтеводяной смеси с помощью приборов могут быть
получены данные, содержащие случайные погрешности за счет изменения
режима работы скважины в процессе исследования. Влияние указанных по-
грешностей уменьшается при использовании скважинных комплексных прибо-
ров, обеспечивающих практически одновременное определение разных физи-
ческих величин. Кроме того, использование комплексных приборов позволяет
сократить время, затрачиваемое на гидродинамические исследования
скважин.
Скважинные расходомеры-влагомеры ВРГД-36 состоят из измеритель-
ного блока и пакерующего устройства (рис. 11.19). Конструктивной особен-
Рис. 11.19. Скважин-
ный расходомер-влаго-
мер ВРГД-36:
1 — электронный блок; 2 —
центральный электрод; 3 —
стакан; 4—магнитоуправля-
емый контакт (прерыва-
тель); 5 — магниты; 6 — тур-
бинка; 7 —труба; S—защит-
ная труба пакера; 9 — эла-
стичная перегородка пакера
с отверстиями; 10 — манже-
та пакера; // — электродви-
гатель с редуктором; 12 —
промежуточный ходовой
6 винт; 13 — основной ходовой
винт
Ю
66
ностью приборов является использование свободного конца емкостного пре-
образователя влагомера в качестве верхней опоры турбинки и размещение
магнитного прерывателя в полости конденсатора.
Последовательное расположение турбинки и кон-
денсатора позволяет использовать вращение тур-
бинки для образования мелкодисперсной смеси,
протекающей через электроды проточного кон-
денсатора. В приборе ВРГД-36 (диаметр 36 мм)
использовано пакерующее устройство расходо-
мера РГД-2М. Прибор «Кобра-ЗбРВ» отличается
тем, что в нем применено пакерующее устройство
расходомера «Кобра-ЗбР». Диапазон измеряемых
расходов составляет 0,2—2,5 м3/ч (4,8—
60 м3/сут), а диапазон влажности 0—60%. При-
бор предназначен для работы при температуре
до 70°С и давлении до 25 МПа.
Скважинный дистанционный прибор
ДРМТ\3, разработанный ВНИИКАнефтегазом,
предназначен для одновременного измерения
давления до 60 МПа и температуры до 180°С
в фонтанных и насосных скважинах. Датчикам ч
давления и температуры служат струнные преоб-
разователи, принцип действия которых основан
на использовании зависимости частоты попереч-
ных колебаний струны от степени ее натяжения,
определяемой значением действующего на стру-
ну растягивающего усилия.
Скважинный прибор (p»ic. 11.20) состоит из
преобразователей давления и температуры, объ-
единенных конструктивно в одном герметичном
корпусе. Каждый преобразователь выполнен
в виде двух трубчатых пружин 3, подвижные
концы которых связаны перемычкой (струной) 5,
а неподвижные закреплены в основании 4,
имеющем систему каналов для одновременной
подачи давления в полость трубчатых пружин.
В основании неподвижно закреплен электромаг-
нит 6. Измеряемое давление воздействует на
трубчатые пружины и преобразуется в усилие,
вызывающее изменение степени натяжения пере-
мычки, а следовательно, и частоты ее попереч-
ных колебаний. Электромагнит служит для воз-
буждения колебаний перемычки, изготовленной
из ферромагнитного материала, при подаче в не-
го электрического импульса. По исчезновении
импульса с электромагнита наводится перемен-
ная электродвижущая сила, частота которой
равна частоте колебаний перемычки. Выходные
сигналы датчиков давления и температуры раз-
делены по частотам, что обеспечивает возмож-
ность одновременной передачи обоих сигналов
по одножильному кабелю. В наземной аппара-
туре эти сигналы разделяются с помощью поло-
совых фильтров, установленных на входе аппа-
ратуры. Измерение и регистрация сигналов осу-
ществляются наземной аппаратурой последова-
тельно.
Наземная аппаратура СОСТОИТ ИЗ ЦИФРОВОГО
измерителя ЦИ-3 и электроуправляемой печа- ЖГ
тающей машинки. Аппаратура работает цикличе- фон
67
Рис. 11.20. Схема ди-
станционного маномет-
ра-термометра ДРМТ:
/ — кабельный наконечник;
2 — термоприемник; 3 —
трубчатые пружины; 4— ос-
нование; 5 — перемычка; 6—
ски, т. е. за один цикл измерения от датчиков с интервалом в 2 с передается
измерительный сигнал. Время повторения циклов устанавливается равным от
10 с до 1 ч. На цифровом табло и на печатающей машинке регистрируются
текущее время, результат измерения давления и температуры. С помощью
измерителя ЦИ можно регистрировать показания также по глубине спуска
прибора в скважину. При этом циклы измерений повторяются через 0,5, 5
I 10 м.
Комплексный прибор ДРМТ-3 имеет наружный диаметр 26 мм и длину
1100 мм. Масса прибора 3,5 кг. Основная приведенная погрешность давления
составляет 0,4%, а температуры—1% при тепловой инерционности не более
5 с. В настоящее время разработаны также конструкции приборов типа
ДРМТ диаметром 20 мм.
Автономный комплексный прибор ПАК-1, разработанный ВНИИГИС,
предназначен для измерения давления и температуры при исследовании
скважин с помощью испытателей пластов типа КИИ-95 или КИИ-146.
Скважинный прибор содержит датчики давления и температуры. Чувст-
вительным элементом датчика давления является полупроводниковый тензо-
резистор, наклеенный на металлическую мембрану. В качестве датчиков тем-
пературы используют резисторы, выполненные из медного провода диаметром
0,05 мм.
Выходной сигнал датчиков преобразуется в частотный сигнал, который
в двоичном ходе регистрируется на магнитной ленте с помощью двухдоро-
жечной магнитной головки и лентопротяжного механизма со съемной кассетой.
В приборе имеется блок управления с программным устройством, который
автоматически включает регистрирующее устройство на заданной глубине и
«опрашивает» датчики по двум программам: по первой 5 раз в минуту, а по
второй —10 раз. Результаты измерения воспроизводят с помощью лентопро-
тяжного механизма наземной панели при повышенной скорости, что позво-
ляет сократить время воспроизведения до 30 мин.
Прибор имеет верхние пределы измерения давления от 25 до 60 МПа,
а диапазон измерения температуры от 10°С до 100°С. Погрешность не пре-
вышает 2%. Диаметр скважинного прибора 42 мм, длина 1500 мм. Время
непрерывной работы с одним блоком питания составляет 20 ч.
Комплексная аппаратура «Поток-5» предназначена для измерения давле-
ния, температуры, расхода и влажности жидкости. Скважинный прибор
«Поток-5> (рис. 11.21), спускаемый на одножильном кабеле /, состоит из
датчиков указанных величин (р; Т; Q; W), локатора сплошности L и паке-
рующего устройства с электромеханическим приводом П. Локатор сплошно-
сти обеспечивает точную привязку данных к разрезу скважины.
Датчик давления состоит из геликсной пружины 3 и индуктивного пре-
образователя. Свободный конец геликса соединен с ферритовым кольцом,
входящим в катушку 4. С повышением или понижением давления в скважине
Ферритовое кольцо перемещается внутри катушки, изменяя ее индуктивность.
В качестве датчиков температуры использованы полупроводниковые элемен-
ты 6. Изменение сопротивления этих элементов пропорционально уменьшению
или увеличению температуры окружающей среды.
Для измерения расхода в приборе применен датчик расхода с затормо-
женной турбинкой 9. Поток жидкости, воздействуя на турбинку, вызывает
закручивание струи На и 116 на определенный угол, что приводит к пере-
мещению сердечника 8 внутри катушки и изменению ее индуктивности. Со-
держание воды в нефти определяют с помощью конденсатора емкостного
датчика.
Рис. 11.21. Скважинный комплексный прибор «Поток-5»:
/ — кабель; 2 — трансформаторы локатора сплошности; 3 —теликсная пружина; «—ин-
дукционная катушка; 5, 7 — электронные блоки; 6 — полупроводниковые элементы; S—
сердечник; 9 — заторможенная турбинка; 10 — емкостной датчик; Па н По — струны;
12 — пластины пакера; 13 — основной ходовой винт; 14 — подвижная втулка пакера; 75—
промежуточный ходовой винт; 16 — редуктор; 77 — электродвигатель
С8
Катушки индуктивности датчиков давления и расхода входят в состав
колебательных контуров LC-генераторов. Поэтому при изменении индуктивно-
сти изменяется частота выходного сигнала. Преобразование индуктивности
в частоту происходит в электронных блоках 5 и 7. Датчики подключаются
к наземной аппаратуре последовательно или вызовом сигнала, или автома-
тически через 10—12 ч. При подключении по вызову время измерения не
ограничено. В автоматическом режиме работы время измерения составляет
2—3 с.
Каркас пакера образован металлическими пластинами 12, закрепленными
в два ряда во втулках. При открытии пакера подвижная втулка 14 вначале
совершает винтовое движение, поворачивая пластины, которые изгибаются
и прижимают оболочку к стенкам скважины. Затем втулка движется парал-
лельно оси прибора и усиливает прижатие пластин с оболочкой к стенкам
скважины. При закрытии пакера пластины плотно прижимаются к корпусу
прибора, перекрывая входные отверстия. В закрытом состоянии пакер имеет
диаметр меньший, чем корпус прибора, что предохраняет его от повреждения
при спуско-подъемных операциях.
Комплексный прибор «Поток-5» имеет следующие характеристики: верх-
ний предел по давлению 25 МПа, диапазон измеряемых расходов 6—60 м3/сут
или 15—150 м'/сут, пределы измерения температуры 20—100°С, диаметр
корпуса 40 мм, длина 2900 мм, погрешность измерения давления 1,5%, тем-
пературы 1%, расхода 4%. Влагомер обеспечивает определение влажности
в диапазоне до 100%.
АГРЕГАТНЫЙ КОМПЛЕКС СКВАЖИННЫХ ПРИБОРОВ
Применение различных категорий и типов скважинных приборов, имею-
щих одинаковое функциональное назначение, не всегда является достаточно
обоснованным и создает определенные трудности при организации их про-
мышленного выпуска, а также при их эксплуатации. ВНИИКАнефтегазом и
ВНИИнефтью разработан агрегатный комплекс (АК) скважинных приборов,
предназначенный для проведения гидродинамических исследований. АК со-
стоит из автономных приборов и дистанционных измерительных устройств,
спроектированных по блочному методу.
Каждое изделие комплекса (рис. 11.22) состоит из блока чувствительных
элементов /, блока электродвигателя //, а также унифицированных блоков
регистрирующего устройства /// и электропитания IV, автономных приборов
и специальных приставок V и VI для дистанционных измерительных
устройств. В автономных и дистанционных приборах одного назначения ис-
пользуют одинаковые измерительные преобразователи с унифицированным
выходным сигналом, а во всех автономных или дистанционных приборах
разного назначения используют соответственно либо одинаковые регистри-
рующие устройства с блоком питания, либо одинаковые преобразователи для
передачи унифицированного сигнала по одножильному кабелю. Унификация
выходного сигнала позволила применить для приборов разного назначения
АК один тип наземной показывающей и регистрирующей аппаратуры.
В состав АК входят описанные приборы для измерения давления и тем-
пературы МГН-5, «Онега-1», «Ладога-1>, «Молния».
Для сборки автономного прибора, спускаемого в скважину на проволоке,
измерительный преобразователь манометра, дифманометра или термометра
(блоки / и //) соединяется с регистрирующим устройство^ и блоком питания.
При необходимости проведения исследований с помощью дистанционных
приборов этот же измерительный преобразователь соединяют с дистанционной
приставкой и спускают в скважину на одножильном кабеле. Дистанционная
приставка V с импульсным преобразователем представляет собой устройство,
преобразующее угол поворота вала электродвигателя в электрические импуль-
сы, число которых прямо пропорционально углу поворота вала, а их поляр-
ность — направлению вращения. Использование этой приставки обеспечивает
высокую точность дистанционной передачи показаний.
70
Рис. 11.22. Блоки сква-
жинных приборов агре-
гатного комплекса:
/ — аккумулятор; 2 — кор-
пус; 3 — часовой привод;
4 — барабан; 5, 10 — ходо-
вые винты; 6 — перо; 7 —
генератор; 8 —катушка; 9 —
сердечник; // — электродви-
гатель; 12 — электронный
блок; 13 — магнит; 14 — ось;
15 — вал электродвигателя;
16 — редуктор; 17 — корпус;
18 — магнитоуправляемый
контакт; 19 — компенсаци-
онная пружина
Для обеспечения возможности применения скважинных преобразователей
с аппаратурой станций АИСТ используют второй тип дистанционной пристав-
ки VI с частотным преобразователем, схема которого аналогична схеме ча-
стотного преобразователя давления аппаратуры «Поток-5>. В этой приставке
угол поворота вала электродвигателя преобразуется в поступательное пере-
мещение сердечника, который меняет индуктивность катушки генератора.
Характеристика приставки с частотным преобразователем нелинейна, и
выходной сигнал зависит от изменения температуры. Поэтому погрешность
приборов больше, чем приборов с импульсным преобразователем.
71
ГЛАВА III
ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ФОНТАННЫХ
И ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
И УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Один из разделов комплексного проекта разработки и промыслового
обустройства — техника эксплуатации скважин. При проектировании фонтан-
ного или газлифтного способа добычи нефти необходимо решить ряд задач,
связанных с подъемом жидкости от забоя к устью скважины, а именно:
при фо н т а н н о й э к с п л у а т а ц и и
1) установить режимы работы фонтанных скважин на отдельных этапах
разработки по проектным данным;
2) выбрать глубину спуска и диаметр НКТ;
3) определить устьевое противодавление, когда обеспечивается наиболь-
ший приток жидкости;
4) рассчитать забойное давление и обводненность, соответствующие
условиям прекращения фонтанирования;
при г а з л и ф т н о й э к с п л у а т а ц и и
1) определить дебит при заданных устьевом противодавлении и удельном
расходе газа;
2) рассчитать местоположение пусковых клапанов;
3) рассчитать удельные расходы газа при работе на оптимальном и мак-
симальном режимах;
4) рассчитать глубину установки рабочего клапана (или муфты) для
подачи газа в колонну НКТ и диаметр труб.
Упомянутые задачи решаются на основе законов движения газожидкост-
ных смесей (ГЖС) в вертикальных трубах.
ВЫБОР МЕТОДИКИ РАСЧЕТА
ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОДЪЕМНИКА
Все методики расчета газожидкостного подъемника основаны на резуль-
татах лабораторных или промысловых исследований движения газожидкост-
ных смесей в трубах. Следует отдать предпочтение той группе методик рас-
чета, в которых учитывается структура потока, поскольку ее влиянием обус-
ловлен в значительной мере градиент давления при движении газожидко-
стной смеси.
Выбор методики расчета в первую очередь определяется постановкой за-
дачи.
Методика А. П. Крылова основана на лабораторных опытных данных;
поскольку кинематическая вязкость жидкости изменялась в широких пределах
{l-10~e—106- 10~e MJ/C), то рекомендуемые соотношения пригодны и для
обводненной продукции (кажущаяся вязкость водонефтяной смеси в десятки
раз больше вязкости нефти). Тем более что, как показали опыты, относи-
тельная плотность смеси (от которой в основном зависит общий градиент
давления) практически не зависит от физических свойств жидкости (конечно,
в пределах тех свойств жидкости, с которыми проводились опыты). Как пра-
вило, суммарный расход смеси (свободный газ и жидкость) был больше
170—260 м3/сут.
В этой методике предусматривается, что структура потока пробковая.
Наряду с расчетом распределения давления по колонне НКТ приводятся со-
отношения для определения расходов жидкости и газа при движении смеси
на оптимальном и максимальном режимах.
Методика Н. Н. Константинова дает возможность считать давление по
длине колонны насосно-компрессорных труб в условиях пробковой структуры
потока, когда
od3
72
gd3
где - ^ — = Gax — критерий Галилея: мера отношения сил молекулярного тре-
ния и тяжести в потоке; g — ускорение свободного падения; d — диаметр
трубы; \ж—кинематическая вязкость жидкости.
Методика основана на опытных данных автора, Мура и Уайльда, Берин-
гера и других.
Методика Пирвердяна А. М., Гуэик А. И. и др. позволяет рассчитать
расходы жидкости и газа в условиях оптимального и максимального режи-
мов. Она применима, когда объемное количество выделившегося газа (по
мере подъема смеси в трубах) пренебрежимо мало по сравнению с общим
объемом свободного газа. Успешно эта методика может быть использована
для обводненных газлифтных скважин.
Методика Шербестова Е. В. и Леонова Е. Г. позволяет определить рас-
стояние от устья скважины до сечения с заданным давлением или решить
обратную задачу (без учета объема выделившегося газа и ряда других
допущений).
В рекомендуемых соотношениях предусмотрено наличие пробковой струк-
туры смеси, они достаточно простые и не требуют трудоемких расчетов. Эта
методика может быть также использована и для расчета распределения дав-
ления по длине труб.
Методика Р. И. Медведского, Ф. Г. Аржанова и др. позволяет расчетным
путем установить распределение давления по длине колонны НКТ (для вер-
тикальных и наклонных скважин), определить добывные возможности газ-
лифтных скважин (обводненных и безводных). Сравнение расчетного распре-
деления давления с фактическим показывает хорошую сходимость. Достаточ-
ная точность расчетов обеспечивается, когда число Фруда больше единицы.
Методика Лоэтмана и Карпентера разработана на основании обобщения
промысловых данных. Рекомендуемый авторами график для установления об-
щих потерь напора при движении смеси построен независимо от структуры-
потока, используется для построения кривой давление — глубина, расчета ме-
ста установки рабочего клапана, потребного расхода газа.
По данным некоторых зарубежных авторов этот метод пригоден, если
дебит находится в пределах 3—200 м3/сут, газовый фактор 18—180 м'/м3,
вязкость нефти небольшая. Вблизи верхнего или нижнего пределов возможна
значительная ошибка.
Методика Данса и Роса рассчитана на все возможные структуры потока.
В этой методике используется обширный графический материал, представ-
ленный в безразмерных координатах. По рекомендуемым графикам прово-
дятся расчеты (распределения давления, минимального градиента давления
и т. д) в широком диапазоне изменения вязкости жидкости (0,8—300 мПа-с).
Имеются рекомендации по расчету движения ГЖС, если в потоке жидкости
содержится не более 10% воды.
Методика Г. Уоллиса преимущественно пригодна для движения смеси
при пробковой структуре. Она охватывает широкий диапазон изменения вяз-
кости и скорости движения смеси. Результаты расчетов распределения давле-
ния согласуются с рекомендациями Н. Н. Константинова.
ПОДГОТОВКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
Точность результатов расчетов обусловлена в основном соответствием
используемых соотношений реальным условием и достоверностью исходных
данных.
В расчетах движения газожидкостной смеси необходимо знать: давление
насыщения нефти газом, свойства (плотность, вязкость, объемный коэффи-
циент) жидкой и газообразной фаз, количество растворенного газа в нефти
при различных температурах и давлениях. Очень часто эти данные известны
только при пластовой температуре. В связи с этим используются известные
в литературе графические или эмпирические зависимости, которые позволяют
установить изменения свойств не только от давления, но и от температуры.
73
"VM3/*3
100 -
Чтобы установить зависи-
мость от температуры количества
выделившегося газа, необходимо
иметь по крайней мере график»;
yp =f ( p) (Vp — количество рас-
творенного газа, р — давление),
соответствующие температурам
Тая и 7"0 (7"о—нормальная тем-
пература).
В соответствии с ними (рис.
III.1) строится график зависимо-
сти изменения температуры и дав-
ления по мере подъема смеси.
Анализ промысловых данных
показывает, что при движении
/>,мпа га3ожидкостной смеси по верти-
кальным трубам можно принять
' заб
Рис. II 1.1. Схематическая зависимость
между количеством растворенного газа
и давлением:
/ — при пластовой температуре; 2 — при по-
верхностной температуре; 3 — осредненная за-
висимость г д е рз а б (ру )—забойное (устье-
вое) давление; Т? — предполагае-
мая температура на устье; Г3аб—
температура на забое.
Рассчитать объемное количество растворенного газа при заданном дав-
лении р и расчетной температуре Т можно на основании линейной интерпре-
тации. Этот способ определения растворимости газа в нефти используется
при расчете распределения давления по длине труб. Рассмотрим расчет рас-
творимости на примере.
Пр име р. Рассчитать объемное количество растворенного газа (приве-
денное к температуре 20°С и нормальному давлению) при давлениях: устье-
пое давление 1,0 МПа, и следующих забойных давлениях 2,5; 5,0; 10,0; 15,0;
17,0 МПа. Температура на забое скважины 95°С, на устье 25°С. Исходные
данные растворимости при температурах 20°С и 104°С следующие.
в, МПа . 18,6 13,8 10,0
V, м3/м3 (при Т = 20 °С) . . . — 139 ПО
V, м'/м' (при Г=104° С) . . 150 103 72
5,0
74
45
2,5
39
26
1,3
23
16
1,0
18
13
Прежде всего необходимо установить давление насыщения рНас, соот-
ветствующее забойной температуре. Если отсутствуют данные об изменении
давления насыщения от температуры, то можно воспользоваться следующей
зависимостью между давлением насыщения и температурой:
18,6—13,8
104 — 20
- u -
95 — 20
Отсюда рЯао=18,1 МПа. Полученное давление насыщения при забойной
температуре больше заданного забойного давления (17 МПа), что указывает
на приток газированной жидкости к забою скважины.
Количество растворенного газа при давлении насыщения 18,1 МПа и Г=
=95°С рассчитывается исходя из линейной интерполяции, а именно:
150-^139
= 2,29 =
139
18,6-13,8 "'"" 18,1-13,8
Отсюда V*ao=149 MS/M5.
74
Количество растворенного газа при забойном давлении 17 МПа и Г=
= 95 "С определим следующим образом. Давлению насыщения 17 МПа
(рис. III.1) соответствует температура, определяемая из соотношения
18,6—13,8 17,0—13,8
104 — 20 — 0,0571 — 7-_20 .
Отсюда Г=76°С. Количество растворенного газа при 17 МПа и темпера-
туре 76°С рассчитывается из соотношения
150-139 _ _ „ » Wi - » 39
18,6—13,8 z'^ b 17,0—13,8 •
Отсюда VHa c=H6 м3/м3-
Теперь определим количество растворенного газа VBUC2 при давлении
17 МПа и температуре 95°С из соотношения
146-134 _ Унас-134
76—104 -О,4^Ы- 95—Ю4 •
Отсюда VHac2=138 м3/м3. В этом соотношении 134 м3/м3 представляет
собою количество растворенного газа при давлении 17 МПа и температуре
104°С. Эта величина определяется по графику. Объемное количество свобод-
ного газа, поступающего к забою скважины, будет
VHac—VHac2= 149—138=11 М3/М3.
Аналогично ведется расчет при давлениях р3аб>р>13,8 МПа. Значи-
тельно проще расчеты при давлениях р^13,8 МПа. Так, температура в ко-
лонне НКТ при давлении 13,8 МПа
95—25
Т =.25+ (13,8-1,0) 1 7 0 — 1 0 =81°С,
а количество растворенного газа при этой температуре определится из сле-
дующего соотношения:
139—103 Уд;—103
20—104 - - 0.4 2 9 = 81 — 104 •
Отсюда Vi = 113 м3/м3. Таким образом, при снижении давления от 17,0
до 13,8 МПа и уменьшении температуры от 95СС до 8ГС количество выде-
лившегося газа составит 138—113=25 м3/м3. Результаты расчетов температу-
ры, количества растворенного и выделившегося газа следующие:
р, МПа 17,0 13,8 10,0 5,0 2,5 1,3 1,0
Г, °С 95 81 64 43 32 26 25
Vo, м'/м3 138 113 90 66 37 22 18
Vc, м»/м' 11 36 59 83 112 127 131
Vp — количество растворенного газа: Ус — количество свободного газа.
В последней строке находятся данные о суммарном количестве свобод-
ного газа, поступающего вместе с 1 м3 нефти.
Если при расчетах необходимо знать только среднее количество раство-
ренного в нефти газа, то по графику (см. рис. Ш.1, кривая 3) определяется
среднеинтегральное значение (при заданном интервале изменения давления).
Все методы расчета предусматривают наличие сведений об объемном
расходе жидкой фазы. Изменением объемного расхода жидкой фазы по мере
подъема смеси можно пренебречь и расчеты проводить исходя из средней
температуры в колонне НКТ.
Для оценки средней температуры можно использовать графики, рекомен-
дуемые в литературе. В соответствии с этими графиками температурный
градиент потока (в "С на 100 м) определяется по эмпирической формуле.
р
Г = 1+0,00121 (q + vy^VTl " ( Ш Л )
75
Го — геотермический градиент для данной площади, °С/100 м; q-\-a — общий
дебит смеси соответственно жидкости и газа, м3/сут.
Это соотношение применимо для труб с внутренним диаметром 6,2 см.
Для труб диаметром 5,03 см общий дебит надо увеличить в 2 раза. Если
диаметр труб 7,59 см, то общий дебит надо умножить на 0,67.
Соотношение (III.1) приближенное и не учитывает свойства нефти и
газа, различие в передаче тепла через кольцевое пространство, заполненное
жидкостью или газом, и ряд других факторов. Тем не менее оно дает удов-
летворительные результаты для решения некоторых задач, связанных с дви-
жением ГЖС (например, для определения средней температуры в колонне
НКТ, температуры смеси у устья скважины).
Подъем смеси сопровождается увеличением скорости, что приводит
к уменьшению температурного градиента, поэтому при расчетах следует учи-
тывать изменение расхода смеси не только за счет давления, но и за счет
изменения температуры.
Поскольку одновременный учет давления и температуры при установлении
объемного расхода смеси встречает математические затруднения, рекоменду-
ется проводить расчет по формуле (III.1) в такой последовательности:
1) определяется объемный расход свободного газа (с учетом раствори-
мости) при нескольких произвольно выбранных давлениях (от забойного до
устьевого) и среднеарифметической температуре (среднее значение между
пластовой и поверхностной температурами);
2) рассчитываются температурные градиенты по формуле (III.1) при при-
нятых ранее давлениях;
3) численным методом рассчитывается среднеинтегральное значение тем-
пературного градиента потока.
Расчетная устьевая температура устанавливается на основании соотно-
шения
где Тпл — пластовая температура; Гер — температурный градиент потока;
Н — глубина залегания продуктивного горизонта.
Другие методы расчета распределения температуры по длине колонны
НКТ требуют знания целого ряда величин, которые чаще всего неизвестны
поэтому их применение затруднительно.
На основе данных распределения температуры по длине колонны НКТ
можно приближенно установить местоположение сечения, где начинается
образование парафиновых отложений.
В уравнениях движения ГЖС фигурирует вязкость жидкой и газооб-
разной фаз. Данные о вязкости с достаточной степенью точности можно
принимать по средней температуре в колонне НКТ.
Если забойное давление выше давления насыщения, то при расчетах,
связанных с подъемом жидкости, необходимо знать местоположение сечения,
где начинается выделение газа из нефти.
От температуры потока зависят давление насыщения и количество выде-
лившегося газа. Так как подъем смеси сопровождается снижением темпе-
ратуры то это приводит к уменьшению давления насыщения и раствори-
мости. М. Д. Штоф, Ю. И. Белов и В. П. Прончук для расчета давления
насыщения при заданной температуре рекомендуют следующее соотношение:
PHacT=PHac-ft(7"n«-r), (П1.2)
где ря а с т — давление насыщения при температуре Т, МПа; рНас—давление
насыщения при пластовой температуре Гп л, МПа;
7018 + 0.916К. ( t f 0 8 f l ) ' Ш 1 а/ '
Ro — газовый фактор, полученный при однократном разгазировании, м3/т;
NN2, (Nci) — молярное содержание соответственно азота и метана, получен-
ное при однократном разгазировании, %.
76
Это эмпирическое выражение получено по результатам исследований 51
пластовой нефти различных районов (Куйбышевская и Оренбургская обла-
сти, Западная Сибирь, Северный Сахалин, Удмуртская АССР). Газовые фак-
торы колебались в широких пределах (от 10,3 м3 до 366 м'/т). В широких
пределах изменялся и коэффициент k пропорциональности (0,0024—
0,0619 МПа/°С). Проверка приведенного соотношения по данным 73 нефтей
показала, что среднее отклонение составляет 2,2%, максимальное достигает
10,4%.
Пр име р. Установить местоположение сечения, где начинается выде-
ление газа, при следующих исходных данных.
Диаметр НКТ 5,03 см; дебит скважины 200 т/с, плотность пластовой
нефти 750 кг/м3 геотермический градиент 3,2°С/100 м; температурный коэф-
фициент нефти а, учитывающий изменение плотности, 0,7 кг/(м3-°С); коэффи-
циент пропорциональности k, учитывающий изменение давления насыщения
в зависимости от температуры, 0,03 МПа/°С; забойное давление 11 МПа;
давление насыщения при пластовой температуре 50°С составляет 9,0 МПа.
Решение. Объемная производительность скважины 200 :0,75=267 м3/сут.
Температурный градиент потока в соответствии с (111,1)
3 2
Г = '• — = — = 1,01 °С/100 м.
1 +0,00121 (2-267)1'1 УЗ,2 '
Пренебрегая гидравлическими сопротивлениями в области однофазного
потока (и=0), имеем
где X — расстояние от забоя до сечения, где начинается выделение газа из
нефти, м; рв — средняя плотность нефти в области однофазного потока с уче-
том температурного коэффициента; рн = рПл + 0,01 —^-\ ГХ ; Г—расчетный
геотермический коэффициент, "С/100 м.
Подставив исходные данные и расчетную величину Г в приведенное
соотношение, получим
1,01^9,8 Ю- 6 + 9 — 0,01-0,03-1,01*.
Отсюда Х=279 м.
Таким образом,
Т =| 50—2,79-1,01 =47° С;
0,7
рср = 750 + — — (50 — 47) = 751 кг/м8;
рн а с Г = 9 — 0,03 (50 — 47) =5:8,9 МПа.
При этой же производительности скважины, но диаметре трубы 6,2 см
результаты будут следующие: Г=1,59 "С/100 м, Г=45°С, рНаст=8,85 МПа,
Л=288 м.
Если не учитывать изменение температуры по длине колонны НКТ, то
Х=267 м.
Наиболее ощутимо зависимость высоты столба однофазного потока от
температуры проявляется при сравнительно низких дебитах и высоких гео-
термических градиентах.
Несколько иначе подходит к определению давления насыщения в рабо-
тающей скважине К. В. Виноградов. Он предлагает в координатах давле-
ние— температура строить две кривые. Первая — зависимость между давле-
нием в колонне НКТ и температурой (по данным глубинных измерений).
Вторая — зависимость между давлением насыщения и температурой (по
экспериментальным данным). Точка пересечения этих кривых соответствует
77
действительному давлению насыщения и соответствующему значению темпе-
ратуры.
При обосновании выбора исходных данных немаловажную роль играет
численное значение газового фактора. Все рекомендуемые соотношения вклю-
чают в себя эту величину. Однако расчеты должны всегда сопровождаться
оценкой ошибки полученных результатов. Для этого необходимо учитывать
предельные (минимальные и максимальные) значения исходных величин.
ДВИЖЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В КОЛОННЕ
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
В колонне насосно-компрессорных труб вместе с жидкостью обычно дви-
жется свободный газ. Изучение законов движения газожидкостной смеси
(ГЖС) по колонне НКТ необходимо не только для расчетов, связанных
с фонтанной или газлифтной эксплуатацией, но и при эксплуатации скважин
погружными электронасосами, штанговыми, струйными и другими насосами.
Уравнение движения ГЖС записывается в следующем виде:
1 dp p. 1
где е — общий градиент давления, выраженный в высоте столба жидкости
плотностью рж, приходящийся на единицу длины трубы; g — ускорение сво-
1 / dp \
бодного падения; рс — плотность газожидкостной смеси; — ~ТГ I ~~
ЫЁ \ at ут р
градиент давления, обусловленный силами сопротивления, выраженный в вы-
соте столба жидкости плотностью рж, приходящейся на единицу длины
1 (dp \
трубы; I —тг I — градиент давления, обусловленный инерционными
""° \ /ин
силами.
Все слагаемые этого уравнения безразмерные, что облегчает расчеты и
обобщение результатов исследований.
Величина рс определяется суммой
р с =р ж ( 1 — ф)-Иыр, (III.4)
где рг — плотность газовой фазы; <р — истинная газонасыщенность (отноше-
ние площади сечения трубы, занятой газовой фазой, к общей площади трубы).
Отношение рс к р ж называется относительной плотностью смеси.
От суммарного расхода жидкости и газа, различия давлений на концах
трубы от инерционного члена может ощутимо зависеть общая сумма. Это
слагаемое можно определить по формуле
. 1 / dp\ (Р,-Р,
где t»j(Pi)—объемный расход газа при давлении Pz(pi); Q — объемный рас-
ход жидкости; I — длина НКТ, где в нижней части трубы давление р»,
а в верхней д»; / — площадь сечения трубы.
Обычно Айн невелико по сравнению с общей суммой, поэтому многими
авторами это слагаемое не учитывается.
В последние десятилетия широкое распространение для описания про-
цессов движения ГЖС нашли безразмерные параметры. Особое значение
в гидродинамике ГЖС приобретает метод подобия, который позволяет изу-
чать многие факторы в широком диапазоне их изменения.
Критериальное уравнение установившегося изотермического процесса те-
чения ГЖС может быть записано в наиболее общем виде следующим об-
разом:
f, (Ене) = ft (Frc, Rec, We, p, £. £),
78
где Еис=Дртр/|рсИ'2о — критерий Эйлера — отношение гидравлических сопро-
тивлений к динамическому напору на рассматриваемом участке потока;
Frc = w2c/gd — критерий гравитационного подобия, определяется отношением
сил инерции к силе тяжести; Ree=Wcd/vc — критерий Рейнольдса, является
мерой отношения в потоке сил инерции и молекулярного трения; We=
=а/£(рж—pr )«i 2 — критерий Вебера, является мерой отношения силы по-
верхностного натяжения к силе тяжести; $ = v/(v + q) =<x/(a+l)—расходная
газонасыщенность; Цо^Цж/Цг; (ро=рж/рг)—приведенная вязкость (плот-
ность); wc—(v-\-q)/f — скорость движения смеси;, а—поверхностное натя-
жение на границе жидкость — газ; v0 — кинематическая вязкость газожид-
костной смеси; a=v/q — газовое число; d — диаметр трубы; v и q — объем-
ные расходы газа и жидкости при заданных давлении и температуре; рс —
плотность смеси.
Чаще всего при движении газонефтяной смеси по НКТ нефть — сплош-
ная фаза, а газ — дискретная. При очень высоких объемных содержаниях
свободного газа (что редко встречается на практике) последний представ-
ляет сплошную среду.
По мере увеличения обводнения в добываемой продукции вода из пре-
рывистой фазы переходит в сплошную. Более сложная система — среда, со-
стоящая из трех компонентов — нефти, воды и газа. Еще более сложной
будет система, где присутствует песок. Вследствие высокой степени дисперс-
ности системы в значительной мере осложняются расчеты, связанные с дви-
жением ГЖС. Рекомендуемые в литературе расчетные зависимости пригодны
только применительно к определенным структурам потока.
Различают несколько структур потока.
1. Пузырьковая — газообразная фаза распределена в жидкости в виде
небольших (по сравнению с диаметром трубы) пузырьков, которые движутся
относительно жидкости.
2. Снарядная (пробковая)—газообразная фаза представлен! в виде
крупных пузырей, поперечные размеры которых соизмеримы с диаметром
трубы. По своей форме пузыри напоминают снаряды с головкой параболиче-
ского очертания. Газовые пузыри чередуются с жидкостными перемычками,
где могут быть мелкие газовые пузырьки.
3. Эмульсионная — газообразная фаза распределена в потоке в виде
мелких пузырей, разделенных жидкими пленками.
4. Кольцевая (стержнев.ая) — газообразная фаза образует ядро потока,
а жидкость в виде пленки движется по стенкам трубы.
5. Дисперсная — мелкие капли жидкости распределены равномерно в об-
щем потоке газа.
Наряду с указанными структурами потока имеется ряд промежуточных.
При подъеме ГЖС по колонне НКТ в зависимости от газового числа
и физических свойств жидкости структура потока может изменяться.
При движении ГЖС в нефтяных скважинах наблюдаются преимущест-
венно пузырьковая и пробковая структуры потока.
В формуле (II 1.3) наибольшее значение имеет первое слагаемое. Многие
авторы при расчетах ф исходят из модели потока дрейфа, поэтому истинная
линейная скорость газа
wr=— = A4-j-+wa, (III.6)
где w0 — превышение линейной скорости газа над скоростью смеси.
Коэффициент А, характеризующий неравномерный профиль скорости сме-
си по радиусу, согласно А. П. Крылову, равен единице (te»0==l м/с). Ряд
авторов считает, что А может меняться от 1,0 до 1,5 и рекомендуют при-
нимать его равным 1,2.
Зубер и Финдлей, учитывая неравномерное распределение скорости и
газонасыщенности по радиусу трубы, указывают, что коэффициент А зависит
от отношения фс к ф0 (ф0 — истинная газонасыщенность у стенки трубы,
фо — газонасыщенность на оси трубы). Если фс:фо>1, то Л<1, при
79
<р.с:фо<1 Л=1—1,5. При движении газонефтяной смеси в начальной стадии
выделения газа из нефти рассматриваемое отношение должно быть большг
единицы, т. е. А<\.
Если А—\, то в выражении (III.6) под скоростью смеси понимается
осредненная скорость гипотетической однородности среды, т. е. не учитыва-
ется различие в действительных скоростях отдельных фаз. Из (III.6) следу-
ет, что
<p=v/(A(q+v)+wof), (III.7)
где wof — объемный расход газа, если он движется в трубе с линейной ско-
ростью Wo-
Если q—0, то w0 — скорость проскальзывания пузырей в неподвижной
жидкости (барботаж).
В потоке газонефтяной смеси наряду с крупными пузырями существует
множество мелких, поэтому затруднительно дать структурную характери-
стику.
Для расчета истинной газонасыщенности целесообразно пользоваться
наиболее общими выражениями, пригодными, в частности, для смешанной
структуры. Так, Д. А. Лабунцов, И. П. Корнюхин и Э. А. Захарова, рас-
сматривая поток ГЖС, состоящий из небольших сферических пузырей, дви-
жущихся без скольжения, и крупных пузырей, где имеется относительная
скорость, рекомендуют соотношение
(III.8)
Где wnko — групповая скорость всплытия пузырей;
о>п=1,5 j/ go (Рж-рг) Рж2: (Ш.9)
шп —скорость движения одиночного пузыря (при 9=0), когда диаметр трубы
значительно больше размера крупных пузырей (формула Франк-Каменецко-
го); k0 — поправочный коэффициент (фактор взаимодействия), учитывающий
зависимость действительной скорости от наличия множества пузырей,
Величина &о в значительной мере зависит от отношения рж : Рг:
рж/ог 1 10 100 1000
kj! 0 1,31, 3,34 5,54
Во многих лабораторных исследованиях рш/pr порядка 1000, поэтому
при пузырьковом течении *о=«5. Для водовоздушной смеси даа=0,243. Если
wah=\ м/с (по А. П. Крылову), то рж/рг=250) отсюда рг =4 кг/м3 (при
рж = Ю00 кг/м3), что приблизительно соответствует давлению 0,3 МПа.
При расчетах <р можно рекомендовать формулу (III.8). Однако при боль-
ших скоростях движения смеси эта формула дает завышенное значение <р,
так как при wa^>wnka <p=p*.
Формула Франк-Каменецкого характеризует скорость подъема пузыря
диаметром от 0,1 до 2 см.
Для пызурьков диаметром меньше 0,5 -Ю"1 см скорость подъема зави-
сит от вязкости жидкости (формула Стокса).
Использовать формулу Стокса затруднительно, поскольку диаметр пу-
зырька неизвестен.
С ростом относительной скорости и увеличением диаметра трубы истин-
ная газонасыщенность уменьшается, что приводит к росту плотности смеси.
В связи с этим при выборе диаметра колонны НК.Т для подъема смеси сле-
дует отдать предпочтение трубам малого диаметра.
60
Наряду с рассмотренными выражениями для расчета <р рекомендуются
и другие.
(пробковая структура течения смеси), (ШЛО)
•0,35Fr7u
R
(пузырьковая структура), (III. 11)
где
В зависимости от конкретных условий истинная газонасыщенность при
пробковой структуре потока может быть больше или меньше газонасыщен-
ности при пузырьковой структуре. Это вытекает из сравнения вторых сла-
гаемых в знаменателе приведенных отношений, а именно:
Г о 10.25
а=4,37 -д-тг
L SA Pr f J
в = 72 мН/м; d =4,( 3 см (7,59); а = 1,13(0,82);
о = 23 мН/м; d = 4,03 см (7,59); а= 0,85(0,62).
Д. Никлин для расчета истинной газонасыщенности (применительно-
к пробковой структуре) предлагает в формуле (ШЛО) принимать /1=1,2,.
а множитель в знаменателе равным 0,292. По данным Девиса и Тейлора
этот множитель равен 0,328.
В наиболее общем виде соотношение для расчета истинной газонасыщен-
ности можно представить следующим образом:
А + (Аг/хас) >
(111.12).
где i4j и At — коэффициенты, зависящие от структуры потока, свойств жид-
кости и газа.
Если А^Аг/шс, Л 1=1,2, то получится соотношение, рекомендованное
Армандом.
Для промысловой практики особое значение имеет движение ГЖС при
9=0, т. е. в условиях пуска скважины. При определении мест расстановки
пусковых клапанов и потребных минимальных расходов газа, обеспечиваю-
щих движение смеси до устья скважины, необходимо знать распределение
давления по длине колонны НКТ.
Согласно Никлину, Зуберу и др., если пренебречь массой газа, а расши-
рение его принимать изотермическим, то
Pi wof 0 —е )
где но — объемный расход газа, приведенный к нормальным условиям; Гс р —
средняя температура в колонне НКТ; pi и р2 — давления на концах трубы;
e=(Pi—Pt)lLpx g; A= 1—1,5.
На основе этого соотношения устанавливается изменение давления по
длине колонны НКТ:
(Р>-Р)^ + УСРА)
/= ftrftof + »cP H-l ) l ( Ш Л 4 )
81
При известных значениях vo, ри а>о, f, рж и задавшись величиной р
рассчитывают высоту / (расстояние от сечения, где давление ри до сечения,
где давление р).
Аналогичные расчеты можно проводить и по уравнению А. П. Крылова.
Тогда А=\, aio=l м/с.
Для расчета потерь на трение рекомендуется много соотношений. Огра-
ничимся несколькими. Потери на трение при движении ГЖС больше по
сравнению с движением однородной жидкости. Многие формулы можно
представить в следующем виде:
( А Р -\ - ( £
\«h \dt
/ dp \
где [-JT) —сопротивление при движении однородной жидкости; ijm =
\ /о
•= " v. _|_ _„ массовая газонасыщекность, п и nt — эмпирические коэф-
фициенты.
Согласно А. А. Арманду, /ii=l,53, л=0 (при <р^0,8). По рекомендации
Леви л=1,75, «1=2.
Г. Э. Одишария, В. А. Мамаев и др. рассчитывают гидравлические со-
противления при пробковой структуре потока по следующей формуле:
dp \ ш!с г f! (1 — 8)2 "I
ж)^[т^ + ^Гы\ (ШЛ6)
где
58 _2k_
Re. + d
k — шероховатость трубы; ij) — приведенный коэффициент сопротивления;
ф = { 1— 0,78р [1 — ехр ( — 2,2KFr7)] —
— 0.22 [1 — ехр (— 15rt] ?} ( 1 - Р) - 1;
Р = Рг/Эж-
Другие рекомендации по определению гидравлических сопротивлений при-
ведены ниже.
ДВИЖЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ
В ВЕРТИКАЛЬНЫХ ТРУБАХ
Методика А. П. Крылова
В результате обработки собственных опытных данных и данных Мура и
Уайльда рекомендуется следующее уравнение движения ГЖС:
( Ш Л 7 )
где q и v — объемные расходы жидкости и газа (при заданном давлении),
м'/с; ao=O,785d2-Ю-4; d — диаметр трубы, см.
В этом выражении первое слагаемое представляет собой относительную
плотность смеси, следующие три — гидравлические сопротивления трения.
Второе слагаемое — сопротивление при движении в трубах только газа.
«2
Т А Б Л И Ц А III.I
ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ УРАВНЕНИЯ (III.I7)
Динамическая
кости, мПа-с
—
1
5
20
1
5
20
Диаметр трубы d, см
4,03
25,51
3287
4916
6952
10724
16036
22679
5,03
6,2
7,6
Коэффициент at
7,82
2,57
0,87
Коэффициент а2
1147
1715
2426
425
635
898
163
243
344
Коэффициент а3
3540
5293
7486
1244
1861
2632
453
677
957
10,2
0,20
43
65
91
112
168
237
Третье слагаемое соответствует потерям напора на трение при движении
в трубах только жидкости. Расчетные значения потерь на трение занижены,
так как они определяются на основе приведенных скоростей жидкости
(дапРж) и газа (я>п р г ):
0>пр ж = <?//; И>прг=»//.
В связи с этим вводится дополнительное (четвертое) слагаемое для
учета гидравлических сопротивлений при совместном движении жидкости и
газа.
Поскольку эксперименты проводятся обычно при пробковой структуре
потока, формула (III. 17) отвечает именно этим условиям.
Т А Б Л ИЦА Ш.2
ДОЛЯ ПЕРВОГО СЛАГАЕМОГО В УРАВНЕНИИ (III. 17) ПО СРАВНЕНИЮ
С ОБЩЕЙ СУММОЙ, %
Режим фоатаниро-
•=0,1
•=0,3
•=0,5
[•=0,7
•=0,9
Вязкость 1 мПа-с
Оптимальный
Максимальный
Оптимальный
Максимальный
Оптимальный
Максимальный
70* (72)**
58(55)
69(71)
58(55)
69(70)
58(55)
80(83)
52(52)
87(89)
51 (52)
Вязкость 5 мПа-с
78(81)
52(52)
85(88)
51 (52)
Вязкость 20 мПа-с
78(80)
52(52)
84(86)
52(52)
• Для труб диаметром 4,03 см.
•• Для труб диаметром 7,59 см.
92(93)
51(52)
91(92)
51 (52)
90(92)
52(52)
96(97)
51(53)
96(97)
51 (53)
96(96)
51(54)
83
Значения коэффициентов в зависимости от вязкости и диаметра трубы
представлены в табл. III.1. Причем коэффициент af рассчитан по данным
вязкости воздуха. Вязкость нефтяного (попутного) или природного газа не-
•сколько меньше вязкости воздуха, но значение второго слагаемого невелико,
поэтому это приближение не вносит существенной ошибки в общую сумму.
В уравнении (111.17) от первого слагаемого часто существенно зависит
общая сумма. В табл. Ш.2 указана доля (в процентах) первого слагаемого
по сравнению с общей суммой.
Из табл. Ш.2 следует, что при движении ГЖС в условиях оптимального
режима с ростом общего градиента возрастает роль относительной плотности
и при общих градиентах е>0,3 в условиях максимального режима относи-
тельная плотность практически не зависит от диаметра трубы и вязкости
жидкости.
В результате обработки экспериментальных данных А. П. Крыловым
предложены эмпирические соотношения для определения производительности
тазожидкостного подъемника при работе на максимальном и оптимальном
режимах:
О"-19)
(Ш.20)
Производительности по жидкости и газу в (Ш.18—111.21) определяются
в м3/с, а диаметр трубы d в см.
При е=0,6 достигается наибольшая производительность по жидкости
в условиях оптимального режима. В приведенных выражениях предусматри-
вается, что вязкость газа равна вязкости воздуха, а вязкость жидкости со-
ставляет 5 мПа-с. Кроме того, они выведены для «коротких> (элементарных)
подъемников, где общий градиент е остается неизменным. В реальных усло-
виях длина колонн НКТ достигает значительных величин, поэтому происхо-
дит изменение общего градиента и расхода свободного газа. А. П. Крылоп
предложил считать, что распределение давления по длине труб подчиняется
линейному закону, а изменение объема газа — закону Бойля — Мариотта,
тогда
v — •
Рх —
где Pi и р2 —давление на концах трубы длиною L; ря, —средняя плотность
жидкой фазы в НКТ; v0 — объемный расход свободного газа, приведенный
к нормальному давлению ро, м3/с.
По (Ш.18—111.21) рассчитываются удельные расходы (газовые числа)
при движении ГЖС на максимальном и оптимальном режимах, а именно:
e-2d-0'5, м»/м8, (Ш-22)
-°'5(1— е), м3/м3. (111.23)
При определении о0 (м'/с) следует учитывать, что подъем смеси сопро-
вождается выделением газа из нефти, поэтому
V, = <7[#, — 0,5а (/?, + />,)] -j^-> (III.24)
84
где 0,5а (pi+Рг) — количество растворенного газа в единице объема нефти,
соответствующее среднему давлению 0,5(р1+рг) и средней температуре ТСр
в НКТ; а — коэффициент растворимости газа при среднем давлении и сред-
ней температуре.
Если давление у приема колонны НКТ выше давления насыщения рНас,
то длина колонны труб, по которой движется ГЖС, определяется по слг-
дующему уравнению:
где Я — коэффициент гидравлических сопротивлений в области однофазного
потока; Lo — расстояние от устья до башмака колонны НКТ, м.
Обычно величиной п можно пренебречь, т. е. не учитывать сопротивление
в области движения однофазного потока.
В соответствии с (111.17) по мере подъема смеси (при неизменном диа-
метре труб, свойств и расходе жидкости) общий градиент уменьшается, до-
стигая минимального значения, а затем возрастает. В реальных условиях это
наблюдается редко. Чаще всего общий градиент уменьшается монотонно, е
достигает минимального значения, когда 2aia-fa3<7=(<H-ao)/(<7+ao-|-t))2.
Если учесть реальные расходы жидкости и то, что 2ai,<Ca3 (см.
табл. III.1), тогда
В расчетах, связанных с определением пусковых давлений, расстановки
пусковых клапанов, периодической эксплуатацией газлифтных скважин необ-
ходимо знать характеристику работы газожидкостного подъемника в на-
чальной точке (<7=0).
Расход газа, обеспечивающий подъем жидкости до устья скважины, опре-
деляется выражением
^7) (HI.27)
«ли
— Pi+Рг)]
Согласно (III.17), общий градиент давления при q=Q определяется
суммой
*=7+1~+а*°г- ( ш -2 8 )
Расход газа, соответствующий минимальному градиенту, определяется
по уравнению
(Ш.29)
Если градиент давления меньше указанных величин, то при любом рас-
ходе газа жидкость не достигнет устья скважины (табл. III.3).
85
ТАБЛИЦА Ш.З
ВЕЛИЧИНЫ t m,n н о, ОПРЕДЕЛЕННЫЕ ПО ФОРМУЛАМ (Ш.28) и (Ш.29)
На основе обширных опытов' были рекомендованы следующие соотно-
шения для величины истинной газонасыщенности ГЖС:
d V v + 0,603^+ 0,
Потери на трение
(пузырьковая структура),
——— (пробковая структура).
(III.30)
(111.31)
i T p= 9,25-10-'
+ 0,81 • 10-«-
71.'3
:+m(vq)k.
где <7 и и — объемные расходы жидкости и газа, м3/с; d — диаметр трубы, м;
ав — поверхностное натяжение на гоанице вода — воздух; о — поверхностное
натяжение на границе нефть — газ;
(j.— вязкость жидкости, мПа-с; т= /"
Коэффициент k зависит от диаметра трубы:
d
k
4,03 5,03 6,20 7,59 (см)
1,06 0,87 0,73 0,65
Сопоставление расчетов давления у башмака колонны НКТ по приведен-
ным формулам с замерами давлений дает расхождение порядка 2—3%.
Граница перехода от пузырьковой структуры к пробковой определяется
следующим соотношением:
ч=1,751<*2.»+1,25<7,
где v и q — в м*/с, d — в м.
Соотношение (III.30) и (III.31) можно представить также в следующем
виде:
<Р = . 1 з,— > (1П-32)
!+•
wa >
(III.33)
где
1 Опыты проведены Г. С. Лутоюкииым под руководством А. П. Крылова
86
Из (111.32) следует, что скорость пузырьков составляет О^ЭЗу^о
Если сг=о"в, то я)о=О,293 м/с. Примерно такое же значение (0,243 м/с) полу-
чается по формуле Франк-Каменецкого (III.9).
Для снарядного режима течения при q=Q
Формулы А. П. Крылова (111.18—111.21) применимы только для вязкости
жидкости 5 мПа-с, кроме того, при выводе указанных соотношений были
сделаны некоторые допущения.
С целью уточнения приведенных выражений, а также для учета вялк-)-
сти жидкости Р. С. Андриасовым на основании результатов численного анэ-
лиза уравнения (III.17) при изменении вязкости от 1 до 20 мПа-с рекомен-
дуются следующие эмпирические соотношения:
10,9rf2'60ae l,55rf2'43*
Q <
Qonx = Qma x (1 -УЦп, (м'/сут), (Ш.35)
где QonT и Qmax — расходы (Дебиты) лифта соответственно при оптималь-
ном и максимальном режимах его работы; ц — коэффициент абсолютной вяз-
кости, мПа-с; е — общий градиент давления; d — внутренний диаметр трубы,
см; п = Л, — В, V ц.;
•4i=0,3280+l,256-10-2d;
Bi=0,01156+0,0406 • 10-2d.
Расчетные данные свидетельствуют о том, что при максимальном режиме
течения отношение относительной плотности смеси (ро/рж) к общим потерям
(е)—практически постоянная величина, равная 0,519, и не зависит от диа-
метра и вязкости жидкости (при 8^0,2). Поэтому
rm»x=(Qm«x+6,78^) (1,9276-*—1). (111.36)
При оптимальном режиме
*>опт =
На основе приведенных соотношений рассчитываются удельные расходы
при максимальном и оптимальном режимах течения смеси.
Объемные расходы свободного газа, приведенные к нормальным усло-
виям, рассчитываются по формуле (если считать газ идеальным, состояние
газа подчиняется закону Бойля — Мариотта)
= Р (Pi — Рг) т»
РоТср In -j£~
где Гор — средняя абсолютная температура в НКТ; рх и рг — давления на
концах трубы.
На основании (III.35) установлено, что:
1) градиент давления, при котором оптимальный дебит достигает наи-
большего значения, практически не зависит от вязкости жидкости и опре-
деляется эмпирической зависимостью
е=0,7865—0,00666d, (II 1.38)
где d — диаметр трубы, см;
87
2) отношение наибольшего оптимального
дебита Qy, для заданной вязкости к аналогич-
ному дебиту Q( при вязкости жидкости в
1 мПа-с для всех диаметров труб остается
неизменных и зависит только от абсолютной
вязкости жидкости (рис. Ш.2).
Наибольшие оптимальные дебиты при
вязкости жидкости 1 мПа-с следующие:
d, см
мэ/сут
4,03
129
5,03 6,20
221 378
7,59
622
, мПас
Рис. III.2. Зависимость от-
носительного дебита
(QJI/QI) от абсолютной вяз-
кости (X.
Qpi.Qi— наибольшие оптималь-
Пр и ме р 2. Рассчитать наибольший
оптимальный дебит по жидкости и соответ-
ствующий расход газа при следующих исход-
ных данных: d=5,03 см, | х=12 мПа-с.
Решение. По (111.38) рассчитываем об-
щий градиент давления:
е=0,7865—0,00666 • 5,03=0,753.
По графику (см. рис. Ш.2) устанавлива-
ется коэффициент пропорциональности для
жидкости вязкостью 12 мПа-с. Он равен
0,742. Наибольший оптимальный дебит для
диаметра 5,03 см равен 224 м3/сут, тогда
QODT = 224X0,742 = 166 м3/сут.
Согласно (111.37), иОпт = 145 м3/сут.
Эмпирическая зависимость' для максимального дебита компрессорного
подъемника диаметром 6,2 см имеет следующий вид:
ные дебиты соответственно при
вязкости жидкости у. и 1 мПа-с
1170 — 24,6-
Рж
Л е 1 6.
(III.39)
При ц=5 мПа-с и рж=0,8 т/м3 имеем
Qmai=1016e1-5, м'/сут. (111.40)
Согласно (111.18),
Qmai=1133s''s.
Таким образом, максимальная производительность лифта по А. П. Кры-
лову больше, чем по формуле бывш. АзНИТОНа, примерно на 12%.
Т А Б Л ИЦА III. 4
СРАВНЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ МАКСИМАЛЬНОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
(В М«/СУТ) ПО ЖИДКОСТИ ПО ТРЬМ ФОРМУЛАМ
Номера
формул
(III.18)
(III.40)
(III.34)
t
0,8
811
727
707
о.в
527
472
504
0,4
296
257
302
0,2
101
91
99
Из табл. II 1.4 следует, что формулы, полученные для коротких колонн
НКТ, вполне пригодны для расчетов длинных колонн НКТ.
Пр и ме р 3. Рассчитать распределение давления по длине колонны
НКТ, основываясь на (III.17), и сопоставить полученные результаты с за-
1 Наблюдения на компрессорных скважинах проведены группой инженеров
бывш. АзНИТОН.
88
мерами глубинным манометром. Исходные данные: дебит безводной скважины
122 т/сут. В скважину на глубину 1600 м спущена колонна труб диаметром
6,2 см. Абсолютное давление у устья скважины 1 МПа, давление насыщения
9,7 МПа. Плотность дегазированной нефти 844 кг/м3, а при давлении насы-
щения и пластовом давлении примерно одинакова и составляет 790 кг/м3.
средняя вязкость 5 мПа-с. Газовый фактор 60 м3/т. Плотность газа 1,3 кг/м3!
Устьевая температура 15°, а на глубине 1600 м 29°С. Результаты замеров
давления в МПа на различных глубинах (цифры в скобках в м): 1,0(0);
2,03(300); 3,08(500); 4,9(800); 6,3(1000); 7,04(1100); 9,72(1440).
Ре ше ние. Определим объемные расходы жидкой и газообразной фаз
с учетом растворимости газа в нефти при различных давлениях. Величинами
давлений следует задаваться. Градиенты давлений рассчитаем при следующих
значениях р: 1; 2, 3; 5; 7; 9,7 МПа. Чаще всего при сравнительно низких
давлениях зависимость между объемом свободного газа и давлением имеет
криволинейный характер, поэтому при расчетах глубин I в верхней части
колонны НКТ задаются большим числом значений давлений.
Так как данные о зависимости плотности нефти от давления (при раз-
личных содержаниях растворенного газа) отсутствуют, то можно принять
линейную зависимость
р=ро—pbo,
где ро — плотность нефти при р=0; 6о — эмпирический коэффициент, учиты-
вающий зависимость плотности от давления. Подставляя в это равенство
значения плотностей при атмосферном давлении и давлении насыщения, полу-
чим систему уравнений, из которой найдем ро=845 и &о=5,62, таким образом,
Рж=845—5,62р, кг/м3, где р — абсолютное давление в МПа.
Аналогично предыдущему примем линейную зависимость между раство-
римостью газа в нефти и давлением, тогда коэффициент растворимости
60X844
а 5 2
а = 1000(9,7-0,1) - 5'2
где 60x844/1000=50,6 м3/м3 —газовый фактор.
Таким образом, при заданном давлении р массовое количество посту-
пающего вместе с нефтью растворенного газа составит (в кг/сут)
122000
5,28 0 > - 0,1 ) - щ—1,3 = 992,2 fp —0,1),
где плотность газа, 1,3 кг/м3.
Секундный объемный расход жидкой фазы (в м3/с)
122000 + 992,2(р — 0,1)
q = 86400рж •
Секундный объемный расход (в м3/с) свободного газа, приведенный
к атмосферному давлению и температуре 20°С,
[50,6 — 5,28 (р — 0,1)] 122000
v» = 86400X844
При определении секундного объемного расхода свободного газа, приве-
денного к заданному давлению, исходим из средней температуры в колонне
НКТ.
=295=0,5(15-)-29)-|-273 — ,
.
89
ТАБЛИЦА Ш.5
ОСНОВНЫЕ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ
Параметр
JJK, кг/м3
рг, кг/м3
o-lO3, м3/с
9-Ю3, м3/с
^., кг/м3
е
^-,МПа/м
/, м
L, м
1,0
839
13,0
7,59
1,70
0,617
329
0,416
0,00349
—
2,0
834
26,0
3,45
1,72
0,435
482
0,599
0,00499
236
236
Р.
3,0
828
39,0
2,00
1,75
0,309
584
0,720
0,0596
183
419
МПа
5,0
817
65,0
0,84
1,80
0,161
695
0,864
0,00706
307
726
7,0
806
91,0
0,35
1,85
0,075
753
0,944
0,00761
273
999
9,7
790
0
1,93
0
790
1,011
0,00799
346
1346
Пользуясь приведенными формулами, рассчитывают рг> рж, v и q. Затем
на основании (III.17) определяется общий градиент. Так, для устьевого
давления имеем
1
dp
dl
1,70-10-3 + 3,02-10-3
+ 2,57
, , .,„ __—+
! + 635(1,70-10-3)1'"+ 1861-7,59-10-3Х1,70-Ю-3
или
6=0,383+0,0001+0,009+0,024=0,416.
1000-
1500
2
8 р, МПа
Рис. III.3. Распределение давления
по длине колонны НКТ:
1 — по формуле А. П. Крылова; 2 —по
комбинированной формуле; 3 — замерен-
ное; 4 — по Поэттману и Карпентеру; 5 —
по Н. Н. Константинову
90
Первое слагаемое в этом выра-
жении представляет собой отноше-
ние рс/рж- Учитывая, что рш при
давлении 1 МПа составляет
839 кг/м3, а плотность газа 13 кг/м3;
по уравнению (III.4) находим, что
<р=0,617, рс =329 кг/м3.
Величина е как известно, пред-
ставляет собой общий градиент дав-
ления, выраженный в метрах столба
жидкой фазы на 1 м трубы. Плот-
ность жидкой фазы с глубиною ме-
няется. Для сравнения градиентов
по различным рекомендациям необ-
ходимо знать градиенты (МПа на
1 м), т. е. величину 0,01ерж (рж —
плотность жидкой фазы, г/см3). На
основе данных табл. 111.5 устанав-
ливаем распределение давления по
длине колонны НКТ. Так, изменение
давления от 1 до 2 МПа происходит
на длине колонны труб
2,0—1,0
'= 0,5(0,00349 + 0,00499) ~
= 236 м,
где 0,5(0,00349+0,00499)—средне-
арифметическое значение градиента
давления.
Аналогично рассчитываются последующие значения /, а затем проводится
суммирование (см. последнюю строку табл. Ш.5).
На рис. II 1.3 представлено расчетное распределение давления по длине
труб (кривая /).
На этом же рисунке приводится кривая 2. В этом случае расчет <р про-
изводился по II 1.8, а потери на трение определялись по А. П. Крылову
(комбинированная формула).
Методика Н. Н. Константинова
Для пробковой структуры с цилиндрической формой пробок общий
градиент давления выражается суммой
1 dP , Т , Рг у , ,, г; >ж w'r ,
где 7=<p/f — доля длины трубы, занятая пузырями снарядной формы;
— (dr V
f = I -j- j — доля сечения трубы, занятая пузырями; dT (d) — диаметр пу-
1,68
зыря (трубы); >.ж = 0 31 — коэффициент сопротивления для жидкой пере-
мычки между пузырями, определяемый по приближенной формуле, получен-
ной по опытным данным для пароводяной смеси; wc—(v-\-q) /f — средняя
линейная скорость движения жидкости в перемычке, равная скорости движе-
ния смеси; Rec=№c<i/v«, — число Рейнольдса, определяемое по скорости сме-
0,316v°-2b
си, диаметру трубы и вязкости жидкости »ж; Хг = —о г5ло г5~ 12— —к о"
эффициент сопротивления газа, определяемый по Блазиусу, где за скорость
принимается относительная скорость и движения пузырей по отношению
к жидкости в кольцевом слое между стенками трубы и пузырями, а за
диаметр принимается диаметр пузыря; vr — кинематическая вязкость газа;
о (1 — У) — Я?
и = = — относительная скорость движения пузырей по отно-
f (I — f)f
шению к жидкости в кольцевом слое между пузырем и стенками трубы.
В уравнении (111.41) третье и последнее слагаемые обычно очень малы
по сравнению с общей суммой, поэтому
Fr-
0,845
Qa 0,155
a
Основываясь на опытных данных Берингера и Газлайна (кинематическая
вязкость жидкости достигала 107-10-' м2/с), а также на собственных опыт-
ных данных с водовоздушной смесью, Н. Н. Константинов пришел к выводу,
что дробь ( 1— П8/РЯ'ж остается постоянной, равной ^5=0,055. Отсюда коэффи-
циент сопротивления трения о стенки трубы для кольцевого слоя жидкости
Скорость подъема пузыря в неподвижной жидкости (?=0) определяется
соотношением wn=«l,04 V d.
91
Для расчета f H. H. Константинов предлагает эмпирическое соотношение
(1—/)3«8/Р=0,0181 Ga»-'/7.
ad3
где Оаж = -^——критерий Галилея.
Применение этой формулы для определения J (при заданном критерии
Галилея) связано с трудоемкими расчетами, поэтому нами предлагается со-
отношение
0 Л ° 5 8 * (111.43,
Результаты опытов показывают, что J не зависит от длины пузыря.
Если принять вязкость воды равной Ы0 - в м2/с, то при с(=4,03 см и
d=7,59 CM Ga» соответственно равно 642-10* и 4289-10*. При этих значениях
Ga,K, согласно (111.43), f равно 0,875 и 0,884. Для кинематической вязкости
в двести раз большей, чем для воды, J равно 0,815 и 0,827 (соответственно
для диаметров 4,03 см и 7,59 см).
Константинов Н. Н. предлагает следующие соотношения для расчета
истинной газонасыщенности:
( Ш - 4 4 )
Щ
где
"р7"~-
V'7
]
Поскольку кт зависит от ф (см. 111.44 и 111.45), ф следует определять
методом подбора. В нефтяных скважинах чаще всего Ф/Р < 7, т. е. надо при-
менять (111.44), которое можно упростить, если учесть, что
Рг Pr
К ^ г
92
Тогда
** z г—ш • ( I 1 L 4 6 )
_ L - f 2.4 6( i —о1 -7 1 л / О а ж
f г V F r c
Аналогичная зависимость используется Уоллисом, а именно:
где а и & — коэффициенты, зависящие от физических свойств смеси.
Для водовоздушной смеси
1,14 + 0,341 Fr~°-5
Отсюда следует, что скорость подъема пузыря в неподвижной жидкости-
составляет 0,341 У gd (Дэвис и Тейлор теоретически установили коэффи-
циент перед радикалом равным 0,35). Согласно (111.46), влияние Gam на-
численное значение ф невелико. Так, если Gam=0,26-104 (d=4,03 см, v =
=500-10-* м3/с), то f=0,802, а множитель перед радикалом станет равным1
0,337. Несмотря на значительное изменение вязкости, от нее ощутимо не
зависит относительная скорость газовых пробок.
С ростом скорости смеси (что равносильно увеличению числа Фруда)
второе слагаемое в знаменателе (111.46) стремится к нулю, поэтому q>max=
=fp. Если учесть, что f=0,815—0,884, то фтах^О.вбО. Множитель 0,85 боль-
ше на 2% по сравнению с рекомендацией Арманда.
В начальной точке (<7=0, P=l ), как это следует из уравнения А. П. Кры-
лова, при определенном значении расхода газа (см. табл. III.3) общий гра-
диент давления достигает минимального значения. Если же исходить из.
соотношения (111.41), то этого не наблюдается.
Точность расчетов движения газожидкостной смеси во многом зависит
от правильности определения истинной газонасыщенности. Рекомендуемые
различными авторами соотношения для расчета истинной газонасыщенности
нередко в значительной степени отличаются друг от друга. Приведем резуль-
таты расчетов (9=0, Р=1) при пробковой структуре потока:
тг-1
(по Н. Н. Константинову), (1П.481
—о (по А. П. Крылову —Г. С. Лутошкину), (III.48')
' (Frgrf)1
где
- —
, - - , ,
С,= 6,06(1 — j
0,25
d, 0,0503 0,0620 0,0759
5 1 В =?!:::: 5:8§ 8:3? 8:35
?
93
Из приведенных данных следует, что, несмотря на значительное измене-
ние Gam, истинная газонасыщенность (при неизменном Fr) практически не
зависит от диаметра.
Пр и ме р 4. На основе данных примера 3 рассчитать градиенты давле-
ния, истинную газонасыщенность и распределение давления по длине колонны
труб. Расчеты вести по (111.42) и учесть, что средняя вязкость нефти в ко-
лонне НКТ составляет 6,64-10-' м2/с.
Р е и е н и е. Для труб диаметром 6,2 см и вязкости 6,64-Ю-6 м2/с
Саж=53-106. Согласно (111.43) f=0,863. <р и е рассчитываем по (111.46) и
(111.42). Результаты расчетов следующие:
р, МПа 1 2 3 5 7 9,7
3 0,817 0,667 0,533 0,318 0,160 0
? 0,656 0,508 0,389 0,218 0,104 0
е 0,370 0,494 0,614 0,795 0,921 1,038
dp/dl, МПа/м . . . 0,00311 0,00411 0,00509 0,00650 0,00743 0,00820
/, м — 277 217 345 287 345
L, и — 277 494 839 1126 1471
Таким образом расчетные величины L достаточно близки к глубинам за-
меров давления (см. рис. Ш.З).
Методика А. М. Пирвердяна, А. И. Гузик и др.
В основу теории положено уравнение (Ш.З). Массой газа и инерционным
слагаемым авторы пренебрегают. Кроме того, они считают что: а) при разви-
той турбулентности (что свойственно фонтанным и газлифтным скважинам)
гидравлические сопротивления не зависят от числа Re; б) величина истинной
газонасыщенности зависит от р и Frc; в) в газе содержится большое коли-
чество метана, поэтому можно пренебречь поправками на сжимаемость;
г) потери напора на трение определяются соотношением А. А. Арманда и
Е. И. Невструевой; д) плотность жидкой фазы по мере подъема остается
неизменной.
В окончательном виде уравнение записывается следующим образом:
dp (
di - Ыё! ^
g d b
(111.49)
Используя экспериментальные графики А. А. Точигина ф=/(р) (при
фиксированном значении параметры Фруда смеси) и решая уравнение (111.49)
-численным методом, можно применить следующие эмпирические соотношения:
q
d5'2
,1/2
У
= At",
РТ
= А
:"•
(III.50)
где q — объемный расход жидкости, м3/с; g — ускорение свободного падения,
м/с2; Г — газовый фактор, м3/м3; е — общие потери напора на единицу длины
трубы; ру — устьевое давление; Рб — давление у башмака колонны НКТ; А,
At, n, tii — эмпирические безразмерные коэффициенты.
Для максимального дебита: Л = 3,55; /i=l,59, Ai=0,\07, щ=—2,51; при
работе подъемника на оптимальном режиме: Л=0,96, га=1,27, Л1=0,027,
щ = — 3,16.
Эти формулы получены для труб диаметром 4,03 и 6,2 см и при условии,
что рг/рш = 0,0006.
Если при подъеме жидкости по колонне большое значение имеет коли-
чество выделившегося из нефти газа (по сравнению с поступающим свобод-
ным газом к башмаку НКТ), то погрешность приведенных соотношений воз-
S4
растает. Таким образом, с увеличением обводненности скважины сходимость
между расчетными и фактическими данными должна возрастать.
Сравнение расчетных величин с промысловыми данными позволило авто-
рам сделать вывод о применимости для расчетов теории А. А. Арманда и
Е. Е. Невструевой, полученной для «коротких» колонн труб при Р^0,9.
Методика Е. В. Шербестова и Е. Г. Леонова
Е. В. Шербестов и Е. Г. Леонов, основываясь на численном анализе ре-
шений системы уравнений (уравнения движения, неразрывности, состояния)
С. Г. Телетова, рекомендуют приближенные выражения для расчета распреде-
ления давления (при пробковой структуре потока) по высоте скважины, ког-
да ведется бурение с применением аэрированной жидкости. Авторы указы-
вают, что предлагаемые формулы могут быть использованы и для решения
задач, связанных с фонтанной и газлифтной эксплуатацией скважин.
Рекомендуемые соотношения записываются в следующем виде:
^ •"n B l " ^ • (Ш.51)
при (Frc<3,72),
аВ -
10' f B\ Р'+ Р о A
' (IH.52)
Р^+Ро —
при (Frc>3,72),
zcp ' ср
где k = 2,3/>„ — j ~, гср(г„)—коэффициент сжимаемости газа при сред-
них (нормальных) условиях; ГСр(Го)—средняя (нормальная) температура^
К; a=vo/q — приведенное газовое число; Do — объемный расход свободного
газа при рСр и Гс р, приведенный к нормальным условиям, м3/с; q — объем-
ный расход жидкости при средних условиях, м3/с;
/1=1+0,811
5=0,19+0,0
Т1=(цо/?)(рго/рж)
рго — плотность свободного газа при нормальных условиях, кг/м3; рж — плот-
ность жидкой фазы при средних условиях; ,4i=n-f-T)-|-rt2Ci; Bi=2Cin
1 O,185<7
d — внутренний диаметр трубы, м; pi — давление в нижнем сечении трубы
(Pi^Pnac), МПа; р' — давление в трубе, где Frc =3,72; p2 — давление в верх-
нем сечении трубы, МПа; U — длина трубы, м, где p'^p^pi, /2 — длина
трубы, м, где Рг^р<р'.
Применение указанных формул ограничивается максимальным дебитом
69 м3/сут (по жидкости) для труб диаметром 4,03 см. Для других диаметров
(5,03; 6,2; 7,59 см) —121, 203, 337 м3/сут соответственно. Отношение vojq
не должнв быть более 150 м3/м3 (для водо-воздушной смеси). Применительно-
к газонефтяным смесям максимальный газовый фактор составляет 0,15рж
(рш в кг/м3).
При интегрировании были сделаны следующие допущения:
1) инерционным членам в уравнении движения принебрегли, поскольку
он по сравнению с другими слагаемыми очень мал;
2) температура, коэффициент сжимаемости газа г, объемный расход
жидкости по всей длине труб остаются неизменными;
95
(v+q) ,
10000
WOO
I
1
3) в широком диапазоне измене-
ния истинной газонасыщенности от
коэффициента гидравлического со-
противления А, существенно не зави-
сит результат определения давления,
и он может быть принят равным
4) при движении смеси отсут-
ствуют фазовые превращения;
5) структура смеси пробковая,
а истинная газонасыщенность опи-
сывается соотношением, рекомендо
ванным В. А. Мамаевым, Г. Э. Оди-
шария и др.:
1 2 3 ;,МПа
Рис. III.4. Зависимость между сум-
марным объемным расходом смеси
и давлением
2,2 VWC
= -? ( Fr c <3,72);
(FrcSs3,72).
Приведенные формулы не учитывают физических свойств смеси и могут
быть использованы только применительно к смесям, которые по своим свой-
ствам близки к воздуховодяным (800<рж<П00 кг/м3;
1,0<рг <50 кг/м3; 1<| цж <20 мПа-с; i| xr>10-2 мПа-с).
Если Frc =3,72, то
v+q=4,74d**. (III.53)
Суммарный расход смеси, найденный по формуле (111.53), следующий:
d, см 4,03 5,03 6,20 7,59
(v + q), м'/сут 134 232 392 650
Поскольку в нефтяных скважинах по мере подъема смеси газ выделя-
ется из нефти, расчеты надо вести по осредненным t>o, q; Рж-
Осреднение целесообразно проводить следующим образом. Задаваясь не-
сколькими произвольными значениями давления, рассчитывать Vo, q, р ж и
строить графики t>o=/(p); q=f(p); Рж=Др).
На основе этих графиков рассчитывать среднеиитегральные величины
рассматриваемых переменных в интервалах изменения давления pi—р1 и
Р1—Р2' Если Р1>ряас, то для нижнего интервала осреднения проводят при
изменении давления от рнао до р1.
Пр и ме р 5. По условиям- примера 3 определить давление у башмака
колонны НКТ по формулам Е. В. Шебрестова и Е. Г. Леонова.
Ре ше ние. На основе данных табл. III.5 рассчитываются числа Фруда
при устьевом давлении и давлении насыщения.
При устьевом давлении
Тг,
1
_ Г (7,59+1,7) 10-" I 2
~ [ 0,785X0,0622 J 9,81X0,062
= 15,6 > 3,72.
При давлении насыщения
1,93ХЮ-'
V
22 )
1
= 0,67<3,72.
0,785X0,06 22 ) '9,81X0,062
Таким образом, на интервале изменения давления от 9,7 до 1 МПа рас-
четы следует вести по формулам (111.51) и (111.52).
Для определения р1 по данным табл. Ш.5 рассчитывается сумма v+q
и строится график v-\-q=f(p) (рис. Ш.4). Из графика следует, что pl=
=2,4 МПа, так как для труб диаметром 6,2 см граница применимости фор-
мул (111.51) и (111.52) соответствует суммарному расходу смеси, равному
4,54X10-» м»/с (формула 111.53).
96
При решении примера 3 было установлено, что
( ^ =8 4 5 — 5,6р,
[50,6 — 5,28 (р — 0,1)]/-122С00
°»~" 86400X844
Поскольку рж и и0 линейно зависят от давления, при определении сред-
них значений рассматриваемых величин можно исходить из среднеарифме-
тических давлений на каждом интервале изменения давления. Для нижнего
интервала (от 9,7 до 2,4 МПа) среднее давление составляет 5,9 МПа, по-
этому
р ж = 845 — 5,6-5,9 = 812 кг/м3.
[50,6 — 5,28(5,9— 0,1)]-122000
"•- 86400-844 =3 3.5.1 0 - м'/с
Аналогично ведется расчет и для верхнего интервала давлений, где сред-
нее составляет 0,5(2,4+1,0) = 1,7 МПа. Тогда рж = 835 кг/м3, о0 =70,ЗХ
Х10-3 м'/с
Секундный объемный расход жидкой фазы определяется следующим со-
отношением (см. пример 3):
122000+ 992,2 (/7—0,1)
1 = 86400Рж
Для нижнего интервала ^=0,00182 м3/с.
Для верхнего интервала <7=О,ОО171 м з/с
Основываясь на соотношениях (111.51) и (111.52), рассчитываем длину
интервалов.
Для верхнего интервала при z^szzo
* = 2,3 Л - Ц р = 0,232, а = у„/9=70,3-10-'/1,71-10-3 = 41,1,
п-=\ +0,185<7/d!'5 = 1 +- 0,1850,00171/0,0622-s= 1,331,
1=К/?)(Рг,/Рж) = (70,3-10-'/1,71-Ю-3) (1,3/835) =0,064.
А= 1+0,81-4 + 0,0051 (•>)+ 0,81)<7»/rfs = 1 + 0,81 -0,064 +
(1.71-»)»
+ 0,0051 (0,064 + 0,81) 0 062» = 1 > 0 6 6'
В = 0,19+ 0,0041 [1+1] (У; + 0,81)]<77^5 =
= 0,19 + 0,0041 [1 + 0,064/(0,064 + 0,81 )J(1,71-103)г/0,Об25 = 0,204.
,, =
2,4—1+0,232-41,1 [ 1 —
,066
835-9,81-1,066
41,1-0,204 -,
= 382,5 м.
°'204V
тже;
л s 41,10,204
' + 0 - 1 1,066
Аналогичные расчеты проводятся по формуле (111.51) для нижнего ин-
тервала, где давление изменяется от 9,7 до 2,4 МПа:
в== 18,407; я = 1,352; ij = 0,0295; С, = 1,07-Ю-2;
Л,= 1,414; В, = 0,0285; /, = 1100,2 м
Таким образом, на глубине 383+1100=1483 м давление равно 9,7 МПа
{см. рис. III.4). Замеренное давление на глубине 1600 м составляет 10,89 МПа.
Расчетное давление на этой глубине 9,7+0,01(1600—1483)0,790=10,1 МПа,
т. е. меньше замеренного на 0,27 МПа, что составляет 2,5% (по сравнению
с результатами замеров).
97
Методика Р. И. Медведского, Ф. Г. Аржанова и др.
В основу теории положено уравнение (III.3) без учета инерционного чле-
на и принято, что ф=ар, тогда
V
где р = Pg (а + Ьд) — плотность смеси, рассчитанная по истинной газонасы-
щениости, кг/м3; р3 = (1—Р) рн + ?рг = тч/^ — плотность смеси, рассчитанная
по расходной газонасыщенности, кг/м3; mo=pHo-H?«Pro — масса газожидкоетт
ной смеси, приходящаяся на 1 м3 дегазированной нефти (приведенной к нор-
мальным условиям р0 и Го), кг/м3; рно (pro) — плотность нефти (газа)
при нормальных условиях, кг/м3; 7?о — газовый фактор, м3/м3; ft=(Ro—f)X
Х&г+Ьн — объемный коэффициент газожидкостной смеси; г — количество
растворенного газа, приходящееся на единицу объема дегазированной нефти
Ра г^
при заданных р и Т, м3/м3; 6Г = —— • -у— — объемный коэффициент сво-
бодного газа при давлении р и температуре Т; Ьв — объемный коэффициент
нефти; г — коэффициент сжимаемости газа, 6=(1—a)pB<,/bsm0;
i dp \ ц20
К ~dT)rP = l Fr° gm°S' F r ° = t*2ed 86400 ~
условное число Фруда, рассчитанное по линейной скорости движения (qn=f)
, къ 68 ••*-
дегазированности нефти; Л =0,11 I —j- = н^~ I —коэффициент ги-
дравлического трения газожидкостного потока, рассчитывается по обобщенной
о qd
формуле А. Д. Альтшуля; ReH = —2 — —условное число Рейнольдса,
fH-н
рассчитанное по приведенной скорости жидкости и вязкости нефти; k3 —
эквивалентная равномерно зернистая шероховатость.
Величина kb в значительной мере зависит от состояния труб. Для новых
стальных труб £э=0,01—0,02 мм. С течением времени численное значение
ka возрастает в несколько раз.
Для высокодебитных скважин рекомендуется исходить из соотношения
Арманда (а=0,833). После подстановки выражения для потерь напора на
трение и р в (Ш.54)
С1 1 5 5 )
где pi и Pi — давления на концах трубы длиною /; / определяется численным
интегрированием правой части приведенного соотношения.
Для наклонных скважин вместо Fro следует использовать Fro/cos a
(а — угол между осью скважины и вертикалью). Под / понимается разность
отметок сечений, где давления р, и рг- Если угол наклона по высоте — ве-
личина переменная (что характерно для реальных условий), то всю глубину
скважины необходимо разделить на несколько участков и для каждого участ-
ка принимать а постоянной.
Если в (111.55) принять а=1 (следовательно, Ь=0), то получится урав-
нение Поэтмана и Карпентера.
Авторы считают, что коэффициенты о и & в (III.54) зависят от числа
Фруда смеси Frc={v-^q)2/(2f2gd).
Зависимость указанных коэффициентов от числа Fr0 устанавливают по
результатам обработки промысловых данных (распределение давления по
длине колонны НКТ, свойств нефти и газа).
98
Используя данные поинтервальных замеров давления, на основании
(111.55) можно определить коэффициенты а и Ь. Для этого рассматриваемое
соотношение следует представить в следующем виде:
(III.56)
Если коэффициент X считать по длине труб неизменным, то, пользуясь
соотношением (111.56), можно определить его. Для этого вычитаемое надо
перенести в левую часть уравнения.
При расчетах 6 надо исходить из среднеарифметического давления на
интервале А/. Коэффициенты а и b определяются методом средних или на-
именьших квадратов. Накопленный статистический материал позволит обоб-
щить обширные промысловые данные и ввести коррективы в численные
значения изучаемых коэффициентов.
Сравнение расчетных кривых распределения давления по длине труб с ре-
зультатами промысловых замеров показало, что при Fr c <l требуемая точ-
ность не обеспечивается.
Методика Поэттмана и Карпентера
Поэттман и Карпентер, основываясь на уравнении Бернулли и прене-
брегая изменением кинетической энергии потока, рассматривают движение
газожидкостной смеси как течение однородной среды
где &h — расстояние между двумя сечениями трубы; pj, pi — давление в верх-
нем и нижнем сечениях трубы; Vy — удельный объем смеси; Vy =l/pc; p c —
плотность смеси при давлении р и температуре Т; t»Cp — средняя линейная
скорость движения смеси на участке длиною ДА; d — диаметр трубы; fo—
коэффициент гидравлических сопротивлений.
Изменение общего градиента давления за счет относительной скорости
и трения учитывается вторым слагаемым в знаменателе.
Так как линейная скорость смеси по длине колонны НКТ изменяется,
то правильно вместо (111.57) написать выражение
Р*
h определяется численным интегрированием; рс (в кг/м3) и wc (в м/с) опре-
деляют при помощи соотношений
р с = vH + vB + vr = Т Г <ш - 5 9 >
4VC
86400
где Мс —суммарная масса нефти (Мв), воды (AfB) и газа (Мг), добывае-
мых в сутки, кг/сут; Vc — общий расход смеси, м3/сут; VH, VB, Vr — расходы
соответственно нефти, воды и газа, приведенные к давлению р и темпера-
туре Т, м'/сут.
В отличие от ряда других исследований здесь не учитывается зависи-
мость плотности смеси от относительной скорости.
99
Авторы считают, что режим течения смеси турбулентный (область вполне
шероховатого трения), поэтому сопротивление не зависит от вязкости смеси.
В результате обработки промысловых данных рекомендуется графическая
зависимость для определения коэффициента /о как функции произведения
dpewc (d — диаметр трубы, м; рс — плотность смеси, кг/м3, wc — скорость
смеси, м/с), которое имеет размерность абсолютной вязкости. Рассматривае-
мое произведение по всей длине колонны НКТ (при неизменном диаметре)
остается постоянным, т. е. /0 не зависит от структуры потока и содержания
свободного газа в газожидкостной смеси.
0,1
0,01
0,001
•
\
\
\
\
1
V
«
s
ч
т
1,0
10,0
100
10(10
Рис. II 1.5. График для определения коэффициента/0
Для удобства расчетов fo графическую зависимость, предложенную Поэт-
тманом и Карпентером, целесообразно представить в виде эмпирических фор-
мул
/о=1О»-3, (111.60)
где
30,663
-10,433, (при rfpct»c>4);
i/= 14,145 — 3,153х (при rfpcoic<4);
x = 3 + lg(dpcwc).
При движении ГЖС по кольцевому пространству f0 определяется по гра-
фику (рис. III.5), представленному в виде сплошной линии (пунктирная
линия соответствует движению смеси по круглой трубе). Тогда скорость
смеси
где Do — внутренний диаметр обсадной колонны; DB — внешний диаметр
НКТ.
Методика Данса и Роса
Эта методика основана на результатах большого числа лабораторных
исследований и (как утверждают авторы) проверена по данным промысловых
замеров.
В зависимости от расхода газа все режимы (структуры) потока подраз-
деляются на три группы.
100
1. В непрерывной жидкой фазе имеются мельчайшие газовые пузырьки,
газовые пробки. К этой же группе относится турбулентное движение вспенив-
шейся смеси.
2. Движение смеси представлено в виде чередующихся порций газа и
жидкости. Частично имеет место турбулентное движение вспенившейся смеси.
3. Газовая фаза непрерывна, в потоке газа содержатся капли жидкости.
Для фонтанных и газлифтных скважин характерны только структуры
первых двух групп. Поэтому приведем соотношения, применимые для этих
групп.
Граница перехода от первой группы смеси ко второй определяется сле-
дующим соотношением:
где L{ и Li — безразмерные функции, зависящие от безразмерного диаметра
Do (рис. Ш.6); D0=dV pMg/a.
При движении смеси по кольцевому пространству d=di—d2, где di,
di — внешний и внутренний диаметры кольца.
В основу расчета положено уравнение движения смеси без учета инер-
ционного слагаемого (для первых двух групп структур):
( I I L 6 2 >
Величина <р определяется в зависимости от группы структур. Для первой
группы
k
T. (HI.63)
Для второй группы
+0,90М* + Л
+А «v • т - т ^ ) у (Ш-64>
+ Л f J
где k = -f/~fx/gi; At — А7 — безразмерные функции, определяемые по графикам
(рис. III.7, III.8) в зависимости от безразмерной абсолютной вязкости р.} =
= Н-жУ^/(°жа")• Для расчета коэффициента гидравлических сопротивлений
используется соотношение fTp=fif2/f3, где /i — безразмерный коэффициент,
определяемый по графику (рис. III.9) в зависимости от числа Рейнольдса,
рассчитанного по приведенной скорости жидкости (ReHi):
f,=
U — безразмерный коэффициент корреляции, определяемый по графику
(рис. ШЛО).
Из всех трех рассмотренных коэффициентов от fi в наибольшей мерс
зависит численное значение fTp. Это свидетельствует о том, что /тр при
движении однородной жидкости преимущественно зависит от числа Рей-
нольдса.
На основе приведенных соотношений проводится расчет распределения
давления по длине колонны труб и решается ряд других задач.
Порядок расчетов следующий. При заданных расходах газа и жидкости,
плотности ее, поверхностного натяжения (в зависимости от давления и тем-
101
пературы), диаметра трубы на основе (111.61) устанавливается группа
структур. В зависимости от этого выбирается формула (111.63) или (111.64).
Определив необходимые коэффициенты, рассчитывают истинную газонасы-
щенность (это достигается решением квадратного уравнения). Затем рассчи-
тываются сопротивление на трение и общий градиент давления.
Рис. III.6. Зависи-
мость безразмер-
ных функций L\ и
L2 от безразмер-
ного диаметра Do.
Рис. 111.7. Зависи-
мость безразмер-
ных функций А\—
А4 от безразмер-
ной вязкости цо
Безразмерная вязкость /ifl
w
Безразмерная вязкость
102
- 2,0 Э
!-2 S
Рис. Ш.8. Зависи-
Q8 а мость безразмер-
' s ных функций Аь—
°>4 3 Л7 от безразмер-
ной ВЯЗКОСТИ Цо
10
/,-16/Де
0,04
0,02
0,01
0,008
0,006
0,004
0,002
\
у-
к
—_
я -.
0,05
0,C
Щ
"0,(
1
Ю
! ! ! 5W Щ
0,0
1
- 2
ю2 ioJ
Рис. II 1.9. Зависимость /i от Re
105
Re
Рис. III.10. Зависимость f2 от параметра fi(v/q)Da9i3
Наличие большого числа коэффициентов корреляций, определяемых по
соответствующим графикам, может привести к ошибкам в результатах рас-
четов. В связи с этим целесообразно отдельные участки кривых (которые
представляют интерес для скважин данной залежи) представлять в виде
полиномов, что облегчает технику расчетов.
Методика Г. Уоллиса
В этой методике учитывается, что скорость подъема одиночного снаряд-
ного газового пузыря в неподвижной жидкости зависит от подъемной силы,
вязкости жидкости, поверхностного натяжения и инерции жидкости.
Согласно Г. Уоллису,
— a } X>'2
(III.65)
где
/С, = 0,345 ( 1 —(
(1 _ е(3.37-#,)/ш^
—безразмерная обратная вязкость
;Д > = [ ^( Рж-рг ) Р ж ] ^;/у 1 _,
ло Эгвеша; N, = !
— ; от — функция числа Nt;
103
/и=10 при Nf>250; т=69ЛГ/-°.35 при 18s£W,<250; m=25 при
JV/<18.
Если рж^>рг, ToA^
Для большинства нефтяных скважин N/>250, поэтому т=10. Действи-
тельно, если d=4,03 см, рш =0,7; рг =0,01, | хж =0,7 мПа-с, то Nf = 25l.
По данным wa рассчитывается истинная газонасыщенность:
f]-i. (VI.66)
Общий градиент давления, обусловленный силой тяжести и трением,
определяется суммой
* = 1 -'+ ы* + (1-*)1%Г> (VI-67)
где К — коэффициент гидравлических сопротивлений, определяемый по формуле
0,309
Колбрука; Х = — 5^—ГГ~~; ^е ж — условное число Рейнольдса, рассчи-
(Л
_ (у + а) ?жс1
тайное по скорости смеси и вязкости жидкости; Кеж = : .
г(Ьк
При определении гидравлических сопротивлений предусматриваются по-
тери на трение в той части труб, где движется только жидкость, т. е. на
длине (1—(p)Z, (Z,— длина всей трубы).
С учетом поправки на величину потерь давления, обусловленных уско-
рением,
е„ = Е/(/, (III.68)
где
fmw жпр^гпр
U =•- 1 -
(«"Ж ПР + О!П) Р
е определяется соотношением (III.67); шж Dp и wr п р — приведенные скорости
жидкости и газа; р—абсолютное давление.
При пробковом течении смеси, когда длина пузыря достигает десятков
диаметров трубы, следует вводить поправку в численное значение истинной
газонасыщенности вследствие наличия жидкости в кольцевом пространстве
между пузырем и стенками трубы. Эта поправка учитывается введением мно-
жителя
2 3 N (III.69)
где б — толщина жидкой пленки, окружающей газовый пузырь цилиндри-
ческой формы.
Исходя из элементарной теории движения жидкости в кольцевом про-
странстве, можно записать следующее соотношение:
" " " " - (III.70)
где ад ж пр о — приведенная скорость жидкости, стекающей через кольцевое
пространство,
Если Rer (число Re пленки) меньше 3500, то
w
жпр о
104
при 3500 <Re r < 30000
д \3'2
где
Rer = 1,33g ( Р ж - pr) Р ж й» ^ 2 • ("1-73)
Порядок расчета следующий:
1) рассчитывают безразмерную обратную вязкость N/;
2) рассчитывают wc/wn\
3) приравнивая (111.71) к (111.70) (т. е. принимая, что Rer <3500), мето-
дом подбора или графоаналитическим путем определяют отношение 6/d,
а затем б;
4 )по (III.73) определяют Rer. Если Rer окажется больше 3500, то расчет
величины б/d повторяют, основываясь на соотношении (111.72);
5) рассчитывают истинную газонасыщенность по (111.66).
Таким образом, общий градиент давления с учетом ускорения потока
и уточнения истинной газонасыщенности примет следующий вид:
Нетрудно заметить, что е>ео-
Чтобы установить, как распределяется давление по длине труб, надо
определить градиент давления (см. формулу III.67) при нескольких зна-
чениях р.
Рассмотренную методику расчетов можно использовать для установле-
ния режима работы фонтанных или газлифтных скважин.
Точность полученных результатов определяется, в первую очередь, вяз-
костью жидкой фазы. Если JV/<300, то движение смеси существенно зависит
от вязкости и рассмотренные соотношения становятся неточными.
Особенности расчетов движения газоводонефтяной смеси
По мере разработки залежи скважины обычно обводняются. В результа-
те увеличивается плотность смеси, а эффективный газовый фактор умень-
шается. В результате градиент давления в колонне НКТ растет. Нередко
в нижней части скважины движется смесь вода — нефть. Таким образом, по
длине колонны НКТ в нижней части движется смесь вода — нефть, а в верх-
ней газ — нефть — вода. При расчете градиента давления в нижней части
труб необходимо учитывать относительную скорость нефти.
Аналогично соотношениям, описывающим движение ГЖС, применительно
к водонефтяной смеси имеем:
»а=»в-(-а'» — смесь типа нефть в воде,
WM=WB—Wo — смесь типа вода в нефти,
где шн (о>в)—истинная скорость движения нефти (воды); о>о— относитель-
ная скорость.
Согласно этим соотношениям,
^ ^ g ] (Ш.75)
<7н ЮО
где А = — • JQQ g —ai 0; В — процентное содержание воды в добываемой,
продукции.
Для смеси второго типа
у A\-4-^-w^, (ГП.7Б)
105
где
qd 100
Т • i co-в
+ ю-
Область применимости приведенных соотношений зависит от объемного
содержания воды.
По данным Ф. И. Котяхова, объемная концентрация диспергированной
фазы, когда происходит инверсия, составляет 0,7. В. М. Люстрицкнй считает,
что инверсия фаз происходит при 0,5.
А. Н. Адонин, А. И. Гужов и
И. Я. Литвинов, основываясь на специ-
альных исследованиях, пришли к выво-
ду, что инверсия фаз зависит не толь-
ко от концентрации диспергированной
фазы, но и от скорости движения сме-
си. Скорость потока способствует коа-
лесценции капель.
Строго говоря, относителы-ая ско-
рость зависит от типа смеси; тем не
менее в первом приближение можно
считать, что для обоих типов смеси она
Согласно рекомендации
Ф. И. Котяхова, М. Г. Осипова,
В. А. Харькова,
wo=mwK,
где wK — скорость всплывания одиноч-
ной капли нефти в воде; т — попра-
вочный коэффициент, зависящий от
приведенной скорости движения.
Величина wK составляет 13—14 см/с. Коэффициент т определяется по
графику (рис. III.11).
Для второго типа смеси можно воспользоваться этим же графиком, но
по горизонтали откладывать приведенную скорость воды. В соответствии
с этим графиком при ?н//з»14 см/с /п=0, т. е. оба компонента движутся
с одинаковыми скоростями.
Плотность смеси (вода —нефть) независимо от типа определяется по
формуле
io «п ,см/с одинакова.
Рис. III.11. График для определе-
ния поправочного коэффициента
т в зависимости от приведенной
скорости нефти или воды
).
(111.77)
Чтобы обеспечить наименьший градиент за счет столба смеси, необходимо
создать условия, когда т =0. Тогда
Рс=Рн(1-В)-И>вВ,
где В —доля воды в смеси.
Потери напора на трение зависят от степени дисперсности системы.
Максимальные значения потерь на трение достигаются при инверсии фаз, что
вызвано наличием максимальной эффективной вязкости.
Пр и ме р 6. Установить целесообразность применения труб диаметром
6 2 см для скважины с дебитом нефти 15 м3/сут и воды 70 м'/сут (В=
=82,5%).
Ре ше ние. Приведенная скорость нефти
15-10'
а>прн= 86400-0,785-6,2» - 5 > 8 с м/с'
Согласно графику (см. рис. 11), т=5Ю,25, поэтому юо=0,25(13—14)=
=3,3—3,5 см/с. В соответствии с (111.75) а>„=32,5 см/с.
106
WB =
Из соотношения
f (i-Ы
определяется фн. В данном случае qB=70 м3/сут=810 см3/с, /=30,2 см2, по-
этому фа = 0,1 75.
Таким образом, плотность смеси pe=0,8-0,175-f-l,l -0,825=1,05 г/см3,
где 0,8 и 1,1—соответственно плотность нефти и воды.
Замена труб на трубы меньшего диаметра приведет только к уменьшению
плотности (в третьем знаке после запятой), что нецелесообразно, так как
при этом возрастут потери на трение.
Потери на трение следует определять по формуле Дарси — Вейсбаха
<7н + 9ч V Рс^
f / 2d '
где \t> — коэффициент гидравлических сопротивлений при движении водонеф-
тяной смеси.
При расчете Хо надо исходить из скорости смеси, а число Re определять
из данных вязкости смеси.
Вязкость смеси определяется лабораторным или расчетным способами.
Расчетный наименее надежный, так как вязкость смеси зависит от многих
факторов. В первом приближении можно рекомендовать следующую зави-
симость:
где Цн — вязкость внешней фазы; цв — вязкость внутренней фазы; х — отно-
шение объема внутренней фазы к объему смеси.
Если вместе с водою и нефтью движется свободный газ, то в первом
приближении можно воду и нефть рассматривать как единую жидкую фазу
и смесь — как двухкомпонентную: жидкость (вода — нефть) — свободный газ.
Относительной скоростью нефти по отношению к воде (или наоборот)
следует пренебречь, так как наличие свободного газа способствует турбули-
зации потока, и в результате роль относительной скорости (в жидкой фазе)
практически становится незначительной.
Дане и Рос при наличии обводненной продукции, когда вода легко
отделяется от нефти, предлагают следующее соотношение:
где \~7Г) —градиент давления при движении газонефтяной смеси;
f dp\ „ ( dp \
\~dll —градиент давления при движении газоводянои смеси; [~Jj~ ) ~
\ /в ^> f нв
градиент давления при движении газонефтеводяной смеси; В — содержание
воды в общем потоке (в долях единицы).
Этим выражением можно пользоваться, когда содержание теды .ме-
нее 10%.
РАСЧЕТЫ ПРИ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Для выбора оборудования и установления режима работы фонтанных
и газлифтных скважин предлагаются аналитический метод акад. А. П. Кры-
лова и графоаналитический метод, в основу которого положено использование
кривых изменения давления вдоль колонны НКТ (p=f(H)). При дебитах
до 200 т/сут, умеренных газожидкостных отношениях до 100—150 м'/м3 и
107
вязкостях жидкости, не превышающих 20 мПа-с, расчеты по обоим методам
дают практически одинаковые результаты. В аномальных условиях; при вы-
соких дебитах, больших газосодержаниях или при откачке высоковязких
жидкостей — преимущество следует отдать графоаналитическому методу, при
условии, что кривые p=f(H) будут построены по одной из изложенных мето-
дик для условий данного месторождения.
При расчетах по формулам А. П. Крылова необходимо пользоваться
следующими единицами измерений: Q — т/сут, Г — м3/т, р— Па, H(L)—м,
d(D)—мм, р — кг/м3, g — м/с2. При графоаналитическом методе единицы
измерения приведены на номограммах и используются в примерах расчетов,
которыми иллюстрируется метод.
Условия фонтанирования.
Минимальное давление фонтанирования
Для фонтанирования скважины необходимо, чтобы эффективный газовый
фактор ГЭф был больше или равен удельному расходу газа при оптимальном
режиме.
Если забойное давление рз меньше давления насыщения /?Яас, условие
фонтанирования будет следующее:
» Р, + Ру\( в\ °.388i (Lf8-P3 + Ру)
w 1 * < ш т е >
^'( л —/>y)ig
где Г — газовый фактор, м3/т; а — коэффициент растворимости газа в нефти,
Па~'; pi(p)—плотность нефти (жидкости); кг/м, ру — устьевое противодав-
ление, Па; В — процентное содержание воды в добываемой продукции; L—
длина колонны насосно-компрессорных труб. Колонну НКТ обычно спускают
почти до верхних отверстий перфорации, поэтому давление у башмака равно
забойному.
Если забойное давление больше давления насыщения рв, то условие
фонтанирования следующее:
а
Г- 10' — ру 0 3 8 8 Z. ( i № - _ р н + ру)
— loo)
-J
(111.79/
где L — длина подъемника, т. е. расстояние от устья до сечения, у которого
давление равно давлению насыщения. Пренебрегая трением в области одно-
фазного потока, имеем:
L==ff_tl—L«*L (Ш.80)
fg
Плотность жидкости в обводненных скважинах рассчитывается по фор-
муле
- ( -9—\ В
где рв — плотность воды.
При обводнении скважины условия фонтанирования ухудшаются. Про-
цент обводненности, когда прекращается фонтанирование, определяют, решая
уравнение (111.78) или (111.79) относительно В.
С уменьшением забойного давления также ухудшаются условия работы
фонтанной скважины, поскольку увеличивается удельный расход газа. За-
бойное давление может достичь значения, когда потребный удельный расход
газа превысит эффективный газовый фактор Л>Ф И скважина прекратит фон-
танирование.
108
Определим минимальное давление фонтанирования для условия р3>Рнао.
По мере уменьшения забойного давления длина подъемника будет увели-
чиваться (111.80). Минимальному забойному давлению фонтанирования от-
вечает максимальная длина подъемника L, определяемая из (III.79) при
решении его как равенства для условий конца фонтанирования. Эффективный
газовый фактор тогда не зависит от величины забойного давления. Из
(111.79) следует:
Lmax = 0,5 [А + | Л « + Ю.31Гзф</».»А \g -&£-],
[ | зф g £] (П1.81)
где
/>нас — Ру
h =
•
98
Минимальное забойное давление фонтанирования определится равенством
Lmax)pg. (111.82)
Чем больше обводненность продукции, тем при более высоком забойном
давлении прекратится фонтанирование.
Минимальное давление фонтанирования при условии рэ <Рнас рассчиты-
вается из трансцендентного уравнения (111.78) относительно р3.
Выбор колонны труб из условий
в начале и конце фонтанирования
Для отбора заданного дебита при известном газовом факторе можно
подобрать такой диаметр колонны труб, при котором расход энергии на подъ-
ем жидкости будет минимальным. По мере разработки залежи количество
пластовой энергии, поступающей на забой скважины, уменьшается вследст-
вие обводнения продукции, загрязнения призабойной зоны или падения пла-
стового давления. Особенно острая необходимость в рациональном исполь-
зовании пластовой энергии возникает в конце периода фонтанирования. Из
условий в конце фонтанирования и выбирается диаметр колонны НКТ для
подъема газожидкостного потока с тем, чтобы скважина работала на оптг
мальном режиме:
где Pi — давление у башмака.
Индекс «к» в (Ш.83) означает, что соответствующие параметры нужно
брать для условий конца фонтанирования.
Проектом разработки задается изменение во времени дебитов скважин,
забойных и пластовых давлений. За забойное давление в конце периода фон-
танирования р3 к принимается минимальное давление фонтанирования, а де-
бит — по проекту разработки в соответствии с этим забойным давлением.
За устьевое давление ру к принимается минимальное, обеспечивающее
нормальную работу системы сбора. Плотность жидкости рк определяется
по прогнозу обводнения продукции скважин во времени. Трубы считаются
спущенными до верхних отверстий фильтра, а длина колонны НКТ LK при
Рзк>рВас определяется по уравнению (111.80). Если забойное давление в кон-
це фонтанирования меньше давления насыщения, то L=H—а, где а — рас-
стояние от забоя до верхних отверстий фильтра.
Давление у башмака pi берется равным давлению насыщения для усло-
вия Рзк>/>нас при Рз к<РнасР1=Рз к- СпуСК В СКВЭЖИНу КОЛОННЫ Труб С ВНу-
т.ренним диаметром, рассчитанным по (111.83), позволит увеличить период
фонтанирования. Если расчетный диаметр не соответствует стандартному,
109
необходимо взять ближайший меньший стандартный диаметр d или исполь-
зовать ступенчатую колонну.
Выбранный диаметр труб должен обеспечить запланированные отборы
в начальный период фонтанирования скважины QHa 4. Поэтому подъемник
проверяют на максимальную производительность в условиях начала фонтани-
рования (параметры отмечены индексом «нач>):
15ХЮ-У3
У-5
J •
Если Qmax^QHaq, то спускают колонну труб диаметром d, что удов-
летворяет условиям в конце и начале фонтанирования.
При <2тах<<2нач диаметр труб определяют из условий работы колонны
на максимальном режиме. Тогда из (III.84) следует:
Колонна НКТ диаметром dB&4 не будет работать на оптимальном режи-
ме в условиях конца фонтанирования. Поэтому продолжительность фонтани-
рования уменьшится.
Если рассчитанный диаметр не отвечает стандартному, его округляют до
ближайшего большего стандартного или применяют ступенчатую колонну
труб.
В начальный период фонтанирования известны плотность жидкости рНач,
длина колонны НКТ Ьв&ч, давление у башмака /?i. Порядок их определения
аналогичен описанному для условий в конце фонтанирования. Давление на
устье скважины в условиях начала фонтанирования р1 Нач определяем по
формулам (111.86), решая трансцендентное уравнение относительно ру н ач.
Величиной диаметра, входящего в уравнения (111.86), необходимо задаться.
Поскольку от диаметра мало зависят результаты расчета ру нач, можно при-
нять его равным 63 мм:
Pi
при р3 н а ч <
a
• ) ( -:
при рз нач > Рнач-
Если диаметр колонны НКТ, которая может быть спущена в обсадную
колонну, не обеспечивает запланированный отбор, то фонтанирование про-
исходит и по кольцевому пространству между этими колоннами груб. Со-
ответствующий метод расчета помещен в разделе о газлифтной эксплуата-
ции, принципы этого расчета могут быть использованы и для фонтанных
скважин.
Графический способ выбора оборудования
и установления режима работы фонтанных скважин
Особую ценность способ представляет при проектировании разработки
новых месторождений, так как на действующих месторождениях, где колон-
110
ны НКТ уже спущены, установить
режим работы скважины можно
опытным путем, изменяя диаметр
штуцера. Но и в этом случае ис-
пользование графического способа
может оказаться полезным. Он дает
возможность выявить необходимость
смены диаметра НКТ в скважинах
для увеличения дебитов или продле-
ния сроков фонтанирования.
Сущность метода заключается
в использовании кривых распределе-
ния давления по длине колонны
труб p=f(H), параметром которых
является дебит. В условиях эксплуа-
тации месторождений с поддержа-
нием пластового давления газовый
фактор не зависит от дебитя сква-
жины.
Для графического расчета необ-
ходимо располагать рядом номо-
грамм (рис. III.12), построенных
для труб различного диаметра при
разных обводненностях продукции.
Q,>Q2>...>QS
Рис. III.12. Схематическое распреде-
ление давления по длине колонны
НКТ при различных дебитах скважи-
ны Q< = l,s>,3,4,5
Кривые p=f(H) рассчитываются по одной из методик, приведенных выше
(см. стр. 72). Проверка пригодности той или иной методики для данного
месторождения осуществляется сопоставлением расчетных кривых p=f(H)
с результатами поинтервальных замеров давления в работающих скважинах.
Располагая зависимостями p=f(H), строят характеристические кривые
зависимость давления у башмака колонны НКТ от его дебита при фиксиро-
ванных давлениях на устье. Для данного месторождения строят характери-
стические кривые для диаметров труб, которые предполагается использовать
при его разработке. Помимо диаметра характеристические кривые будут за-
висеть от длины подъемника. Глубина скважин на месторождении может
быть различной. Чтобы избежать большого числа построений, длина подъем-
ника L для расчета характеристических кривых принимается постоянной, на-
пример, равной минимальному расстоянию на месторождении от устья до
верхних отверстий фильтра. В скважинах более глубоких при совмещении
работы пласта и подъемника значение пластового и забойных давлений
приводится к уровню L.
Характеристические кривые приведены на рис. III.13 для трех устьевых
давлений, метод их построения виден из рис. III.12 для устьевого давления
рУ1. Зная давление на устье и имея
кривую распределения давления
при дебите Q\, определяют давле-
ние у башмака колонны НКТ (pei),
находящегося от устья на известном
расстоянии L (рис. III.12). По ко-
ординатам Qi и pei на рис. III.13
строится точка /. Затем находится
давление на башмаке для дебита Q2
(рог на рис. III.12) и наносится точ-
ка 2 (рис. III.13). Таким же обра-
зом на рис. III.13 строят точки для
дебитов Q3, Qt, Qs- Соединяя точки,
получают характеристическую кри-
вую при давлении на устье рг\. По-
б
Рис. Ш.13. Характеристические кри-
вые
добные характеристические кривые
строят при различных устьевых дав-
лениях для НКТ разного диаметра.
111
Выбор диаметра колонны НКТ
Р у—idem
Часто на одном и том же месторождении для обеспечения заданных
отборов возникает необходимость опускать колонны НКТ разного диаметра.
Для определения диаметра колонны НКТ пользуются набором характе-
ристических кривых (рис. III.14), построенных для диаметров колонн НКТ,
которые предполагают использовать при эксплуатации данного месторожде-
ния. Кривые строятся для минимального устьевого давления, обеспечиваю-
щего транспортирование продукции скважин к сборному пункту.
На этом же графике строятся индика-
торные кривые продуктивного пласта. На
оси ординат откладывается пластовое дав-
ление рп, приведенное к уровню башма-
ка НКТ, и приведенное забойное давление
р3, предусмотренное проектом разработки.
На уровне р3 проводится горизонтальная
линия. Точки пересечения индикаторных
линий и характеристических кривых опре-
деляют условия совместной работы пласта
и газожидкостного подъемника. Из рис.
III.14 видно, что при большем коэффици-
енте продуктивности скважины К для от-
бора ее продукции необходима колонна
НКТ большего диаметра.
Пусть для оборудования фонтан-
ных скважин на данном месторождении
планируется использование диаметров
НКТ, указанных на рис. III.14. По
данным исследования скважины определяется коэффициент продуктивности
К. Если он меньше или равен Ki (рис III.14), в эту скважину нужно опус-
кать колонну труб диаметрам 50 мм, если Ki<K<&2, то диаметр НКТ нуж-
но взять 63 мм. При К*<К^Кз d=76 мм.
Если К больше Кз, то допустимый отбор не обеспечивается колонной
труб диаметром 76 мм. Нужно опускать колонну трубы большего диаметра
или эксплуатировать скважину по кольцевому пространству.
Рис. II 1.14. Определение диа-
метра колонны НКТ для фон-
танной скважины
Установление режима работы фонтанной скважины
Колонну фонтанных труб диаметром, выбранным по изложенной методи-
ке опускают в скважину, подключают к системе обора и проводят ее иссле-
дование. Полученная индикаторная кривая / скважины накладывается на
семейство характеристических кривых 2, по- р\
строенных для выбранного диаметра колон- "
ны НКТ при различных давлениях на устье
(рис. 111.15). При построении индикаторной
линии давления приводятся к уровню баш-
мака колонны.
Если условиями разработки заданы де-
прессия или дебит из данной скважины Qo,
то определяют устьевое давление, обеспечи-
вающее этот дебит руо (см. рис. ГН.15).
Представляет интерес и обратная зада-
ча — изучение зависимости изменения устье-
вого давления (вследствие изменения систе-
мы сбора) от дебитов отдельных скважин.
Эта задача также решается с помощью номо-
граммы (см. рис. III.15).
112
Рис. III.15. Установление
режима работы фонтанных
скважин
РАСЧЕТЫ ПРИ ГЛЗЛИФТНОИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Цель расчета — подбор такой колонны НКТ, которая обеспечила бы
запланированный дебит из скважины при минимуме энергетических затрат.
Обычно для конкретной скважины рабочее давление оказывается заданным
системой газораспределения. Поэтому при расчете определяются диаметр
и длина колонны НК.Т, а также расход рабочего агента, которые обеспечи-
вают заданный или 1максимальный отбор жидкости для условий данной сква-
жины. Порядок расчета для ограниченного и неограниченного отборов не-
сколько различен.
Расчеты при ограниченном отборе
Ограничение по той или иной причине величины забойного давления или
депрессии равносильно ограничению отбора:
Минимальный расход энергии при подъеме газожидкостной смеси обес-
печивается при работе скважины на оптимальном режиме. При этом с уве-
личением погружения колонны НКТ под динамический уровень уменьшается
удельный расход газа, т. е. длина колонны НКТ зависит от величины рабо-
чего давления газа рт.
Y&
(HI.88)
где pi—давление у башмака колонны НКТ, которое на 0,3—0,4 МПа мень-
ше рабочего давления вследствие потерь в распределительной сети. С ростом
рабочего давления длина колонны НКТ увеличивается, и при pi=p3 в дан-
ной скважине длина колонны труб практически достигает глубины сква-
жины ':
L=H—a, (111.88')
где а — расстояние от рабочего клапана до верхних отверстий фильтра.
Определив длину колонны по формулам (111.88) или (111.88), находим:
диаметр труб
gL~Pi+ Py
удельный расход газа
,(?g + p y P l )
Яопт= —Т- J (Ш.90)
удельный расход закачиваемого газа
Я3 ак =ЯоИт-/\,ф; (111.91)
объем закачиваемого газа
Узак = Язак<2. (Ш.92)
В формулах (111.89) и (111.90) р — плотность жидкости, а устьевое дав-
ление определяется ИЗ УСЛОВИЙ сбора. Если диаметр, определенный по
(111.89), стличэегся от стандартного, берут ближайший меньший внутренний
стандартный диаметр2, который используется при дальнейших расчетах.
1 Рабочий клапан нужно устанавливать на ^,20 м выше верхних отверстий фильтра,
чтобы нагнетаемый газ не мешал нормальному притоку в скважину.
2 Чтобы избежать повторений, в дальнейшем следует учесть, что если диаметр труб
рассчитывался из условий движения смеси на оптимальном режиме, следует брать бли-
жайший меньший стандартный диаметр, если он рассчитывался из условий движения
смеси на максимальном режиме — ближайший больший. И в том и другом случае сква-
жина будет работать на режиме между <Эш а х и <?Опт-
113
Не всегда заданные отборы можно обеспечить по колонне НКТ при ра-
боте на оптимальном режиме. Возможны следующие варианты.
А. Диаметр НКТ, рассчитанный по формуле (111.89), не подходит по раз-
меру к эксплуатационной колонне. Тогда выбирают наибольший диаметр
d\ НКТ, который может быть спущен в данную скважину, и определяют
пропускную способность на максимальном режиме:
15 10-
Р1
'5
—*—v—i—) ' с11-93)
Если пропускная способность колонны НКТ на максимальном режиме
больше или равна заданному дебиту, то берут трубы диаметром dt. При
Qmax^Q определяют удельный расход газа на максимальном режиме:
max
3,88Z.2p
Л.'
РУ
(111.94)
Затем определяют #3аи и по формуле (111.92) — расход заканчиваемого газа.
Б. При Qm&x>Q скважина будет работать в режиме между Qmax и
<2опт, поэтому для определения расхода закачиваемого газа строят кривую
Q=f(V). Построить необходимо лишь часть характеристической кривой по
касательным к ней в точках оптимального и максимального режимов. Для
этого, зная Qmax (II 1.93), определим
Р\ — Ру
V =
max
(HI.95)
(111.96)
(III.97)
где расход газа VmaLx и- Vonr в м3/сут.
На рис. II 1.16 выполнены схематические построения и графическое опре-
деление расхода газа V. Расход закачки определится как
V3tlK=V—Гзф<2. (Ш.98)
В. Если по колонне НКТ диаметром dx
не обеспечивается заданный отбор и на мак-
симальном режиме (Qmai<Q), то переходят
на центральную подачу газа.
Производительность скважины при подъ-
еме газожидкостного потока по кольцевому
пространству между колонной НКТ и обсад-
ной увеличивается с уменьшением диаметра
НКТ. Но чрезмерно диаметр этих труб умень-
шать нельзя, так как это приведет к большим
потерям давления при прохождении через н ix
газа. Поэтому для каждого внутреннего диа-
метра обсадных труб D существует мини-
мальный допустимый диаметр НКТ (внутрен-
ний) — dT:
Рис. 111.16. Графическое D м м 203 178 153 127
определение расхода газа d' , , ым 76 63 51 38
При QonT<Q<Qmax "" "
114
Формулы, по которым определяется эквивалентный кольцевому сечению
расчетный диаметр труб, эмпирические. Эквивалентный диаметр определяется
следующим образом:
для расчета дебита
(HI.99)
для расчета удельного расхода газа
Порядок расчета следующий:
определяется L по формуле (111.88) или (111.88');
определяется d<? по уравнению (111.89);
определяется dT из формулы (111.99);
если dr>dr min для данного диаметра эксплуатационной колонны, то по-
формуле (III.100) находится dR\
затем определяются ЯОпТ (111.90), R3&K (III.91) и Ка а к (IH.92).
Г. Если dT<dT min, то по диаметру dr M и по формуле (111.99) опреде-
ляется d'q\
определяется производительность скважины при подъеме газожидкостной
смеси по кольцевому пространству на максимальном режиме Qmax (111.93);
если производительность на максимальном режиме меньше заданного де-
бита, то последний не может быть реализован в данной скважине: из нее
может отбираться лишь Qmax;
определяется d'R (III.100);
находится Яшах (IH.94), R3aK (III.91), Уз а к (111.92).
Д. Если Qmax>Q заданного, то используются формулы (111.95) — (III.97)
и графический метод определения V (рис. III.16), причем в формуле (III.96)
необходимо вместо d^5 взять dQ3/dR°*.
Расчеты при неограниченном отборе
Эксплуатация скважин с неограниченными дебитами возможна при фор-
сированных отборах из залежи или при раздренировании скважин в нефтя-
ной части залежи, используемых в дальнейшем в качестве нагнетательных^
Но и тогда отборы оказываются ограниченными, если не геологическими или
техническими причинами, то экономическими; они ограничены максимально до-
пустимыми удельными расходами газа в данном регионе.
Для увеличения дебита скважины необходимо понижать забойное дав-
ление, это ведет к уменьшению погружения колонны НКТ под динамический
уровень и возрастанию удельного расхода газа. Удельный расход газа с уче-
том обводненности
о \
(III.101)
где Яд—максимальный допустимый расход газа для данного района; Г —
газовый фактор; В — обводненность.
Расстояние от устья до рабочего клапана L определяется по формуле
(111.88') или (111.88). Чаще забойное давление меньше давления рабочего
агента. Поэтому L рассчитывают по (111.88') и, принимая, что скважина
работает на оптимальном режиме, по уравнению (111.90) определяют р^Ръ-
В глубоких скважинах при р\<рг длина колонны НКТ определяется по-
(111.88); подставляя значение L в (111.90), получим уравнение, по которому
115
определим р3:
0 ( - P 3 + РУ)
(III. 102)
За Rom в формулах (III.90) и (III.102) принимается удельный расход
таза, определенный по (III.101). Диаметр колонны НКТ в (111.90) и
(III.102) неизвестен, но от него мало зависит р3, поэтому обычно можно
лринять d=63 мм.
Определив забойное давление, по формуле притока (111.87) находят де-
бит и по (111.89) —диаметр колонны НКТ.
Если определенный по (111.89) диаметр колонны оказывается настолько
большим, что она не может быть спущена в обсадную колонну, принимают
эквивалентный диаметр и по формуле (III.99) определяют dT для подачи ра-
бочего агента. Если диаметр dT будет меньше минимально допустимого для
данной обсадной колонны, то дебит, определенный из условий максимально
допустимого удельного расхода газа, не может быть обеспечен в данной
скважине.
Тогда дебит определяется пропускной способностью кольцевого простран-
ства между обсадной (эксплуатационной) колонной и колонной НКТ при
минимальном диаметре dT последних:
Pl-py y.5
1 J • (III. 103)
По формуле (III.103) определяют забойное давление, принимая эквива-
лентные диаметр по (111.99) и подставляя в (III. 103) вместо L ее значение
по (111.88) или (111.88'). Определив забойное давление, по уравнению при-
тока находят дебит скважины.
ГРАФИЧЕСКИЙ МЕТОД РАСЧЕТА ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ
Определение диаметра колонны НКТ
Для расчета удобнее в качестве параметра кривых использовать не де-
бит, а газожидкостное отношение а<> (рис. II 1.17). Под газожидкостным отно-
шением понимается отношение объемного расхода газа, приведенного к нор-
мальным условиям, к расходу жидкости. Номограммы типа представленной
на рис. III.17 рассчитываются с учетом свойств жидкостей и газа данного
месторождения и средней температуры потока. Рассчитываются номограммы
для различных диаметров подъемника, разных дебитов и обводненности про-
дукции.
Левая кривая номограммы (рис. III.17) соответствует минимальному
градиенту. С ростом давления для достижения минимального градиента тре-
буются большие газожидкостные отношения.
Итак, для данной скважины, из которой планируется отбор Q при извест-
ной обводненности продукции, нужно подобрать оптимальный диаметр ко-
лонны НКТ, установить глубину ввода газа и определить его расход. По
результатам исследования скважины известны пластовое давление, коэффи-
циент продуктивности, газовый фактор. Величиной устьевого давления за-
даются исходя из условий системы сбора.
Для расчетов выбирают номограммы для различных диаметров колонн
НКТ, отвечающие условиям скважины по дебиту и обводненности. Для каж-
дого диаметра проводят графические построения, описанные ниже.
116
Давление, МПа
0 1 2 3 4 5 б 7 8 9 10 11 12 13 14 1.5 16 17 18 19 20
Л-2 Р
Рис. III.17. Типовая номограмма для расчета газлифтных скважин:
внутренний диаметр НКТ 50 мм; дебит 127 м'/сут; плотность нефти 825 кг/м3; относи-
тельная плотность газа Д—0,65; средняя температура потока 60° С; воды нет
На кальке в масштабе номограммы наносятся оси давления и глубины
(рис. III. 18). На оси Н откладывается глубина скважины Яс и на этом уров-
не наносится точка забойного давления p3 = Ai—(Q/K) • На оси Р откла-
дывается точка давления на устье ру.
Затем калька (см. рис. III.18) накладывается на номограмму (см.
рис. 1П.17) так, чтобы оси глубин совпали, и перемещается по оси глубин
вверх таким образом, чтобы точка р, легла на кривую с газожидкостным
отношением а<>, равным пластовому газовому
фактору, пересчитанному на жидкость <хп.
Эта кривая проводится на кальке. Если та-
кой кривой на номограмме нет, она интер-
полируется.
Отметим, что газовый фактор нужно
брать в м3/м3, тогда ап = Г(1—В/100). Затем
калька перемещается по оси глубин вниз так,
чтобы точка ру ложилась последовательно на
кривые на рис. II 1.17 с газожидкостными от-
ношениями больше, чем пластовый газовый
фактор ав. Эти кривые проводятся на каль-
ке (ооь а<м, аоз) «04) • Точки пересечения этих
кривых (см. рис. III.18) с кривой пластового
газового фактора показывают возможный диа-
пазон параметров эксплуатации данной сква-
жины как по глубине ввода рабочего агента
и давлению закачиваемого газа, так и по
удельному расходу. При этом удельный рас-
ход газа (Л=щ—аа) возрастает с умень-
шением рабочего давления нагнетания. Рис. III.18. Выбор диамет-
Таким образом, заданный дебит может ра газлифтного подъемника
117
быть обеспечен при различных удельных расходах газа и соответствующих
им рабочих давлениях. Условия эксплуатации определяются типом газлифта
на данном месторождении.
При бескомпрессорном газлифте необходимо как можно полнее исполь-
зовать давление газа, т. е. эксплуатировать скважины при максимальном
рабочем давлении, что обеспечит минимальные удельные расходы газа и се-
бестоимость добычи нефти.
При газлифтном цикле исходят из минимума затрат энергии на компри-
мирование газа, необходимого для подъема единицы объема продукции. По-
этому выбирается такое давление компримирования и, следовательно, рабо-
чее давление, при котором затраты энергии минимальны.
В соответствии с заданными условиями эксплуатации скважин, выбран-
ной системой газлифта, возможной величиной рабочего давления по графику
(см. рис. III.18) определяются глубина ввода и удельный расход газа для
данного диаметра колонны НКТ. Проведя подобные построения для колонн
НКТ других диаметров, определяют сравнением, для какого из них удельный
расход газа будет минимальным. Колонну труб этого диаметра спускают
в скважину для отбора дебита Q.
Подобные расчеты осуществляются в диапазоне дебитов газлифтных
скважин на месторождении, составляется таблица зависимости диаметра
НКТ от дебита скважины для использования в дальнейшем.
Выбрав для данной скважины диаметр колонны НКТ, приступают к рас-
чету пуоковых и рабочего клапанов.
Определение глубины установки газлифтных клапанов
Для графического расчета необходимо располагать:
а) кривыми распределения давления по колонне НКТ p=f(H) типа кри-
вых рис. III.17 для условий в скважине и выбранного диаметра колон-
ны НКТ;
б) палеткой на кальке для графического расчета с нанесенными осями
давления и глубины в том же масштабе, что и на номограмме p=f(H).
Предварительные определения (рис. III.19)
1. На кальке-диаграмме (см. рис. III.19) наносятся буферное давление
ру И давление заканчиваемого газа рт, а также на глубине скважины Нс
пластовое и забойное давления рп и р3.
2. Из точки забойного давления р3 проводят кривую / распределения
давления по колонне НКТ ниже точки закачки газа (ниже рабочего клапа-
на). Для этого кальку накладывают на номограмму рис. III.17 так, чтобы
оси глубин совпали. Перемещая кальку по оси глубин, накладывают точку
рз на кривую с газожидкостным отно-
шением, равным ап. Проводят нз каль-
ке эту кривую.
3. Перемещая кальку выше (оси
глубин совпадают), совмещают точку
ра с кривой номограммы с нулевым га-
зожидкостным отношением и проводят
на кальке кривую 2 (рис. III.19), ко-
торой пользуются при расстановке пус-
ковых газлифтных клапанов.
4. Из точки рп проводят прямую
распределения давления в неработаю-
щей скважине. Уклон этой прямой 3
определяется плотностью жидкости и
отличается от уклона кривой 2 на ве-
личину потерь на трение. Пересечение
кривой 3 с осью глубин указывает
положение статического уровня в сква-
жине.
5. Из точки рг проводят прямую 4
изменения давления в межтрубном
р
-л
ч1
Нс
У
Рг
ffp к mil
р*
р
Рп
и
Рис. III.19. Кривые распределения
давления, используемые для рас-
становки клапанов
118
пространстве, через которое закачивается рабочий агент. Прямую можно
построить, определив давление на глубине Н по барометрической формуле
0,03415tfA
p~r(H) = pve TT (III. 104)
где Д — относительная плотность газа по воздуху; z — коэффициент сжимае-
мости газа при средних давлении и температуре; Т — температура, К; Я —
глубина, м.
6. Из точки ру проводят кривую минимального градиента давления (см.
рис. ПГ19, кривая 5). Для этого, перемещая кальку вдоль оси глубин вниз,
накладывают точку ру на кривую p=f(H) номограммы с минимальным гра-
диентом давления (см. рис. III.17, левая огибающая кривая). Проводят кри-
вую минимального градиента на кальке.
Точка пересечения кривых / и 5 дает минимальную глубину установки
рабочего клапана.
Расчет первого пускового клапана
Сильфонные клапаны предназначенные для периодического газлифта,
чаще всего применяются и при непрерывном газлифте.
Пусковые «лапаны для непрерывного газлифта позволяют автоматически
запускать скважину без присутствия оператора, в то время как при пуске
скважины, оборудованной клапанами для периодического газлифта, присутст-
вие оператора необходимо. Тем не менее для газлифтной эксплуатации за
рубежом пусковые клапаны для непрерывного газлифта практически не при-
меняются по следующим причинам:
глубина спуска их ограничена:
где //max — в м; р—в МПа.
Необходимы большие пусковые давления, так как потери давления обу-
словлены прохождением газа через калиброванные отверстия;
вследствие больших потерь в этих отверстиях пусковые клапаны непри-
годны для многодейитных газлифтных скважин, т. е. где необходимы боль-
шие расходы рабочего агента.
1. Определим глубину установки первого клапана L\.
При пуске газлифтной установки возможны:
а) низкий статистический уровень (рис. 111.20); при отжатии уровня жид-
кости в межтрубном пространстве до места установки первого пускового
клапана уровень жидкости в трубах не достигает устья. Тогда расстояние
до пускового клапана
10" (д. —/>у) &
£, = Аст+ ^f-^-W'' ( Ш Л 0 5 )
(поглощением пласта пренебрегаем);
б) высокий статический уровень, поэтому ранее чем уровень жидкости
в межтрубном пространстве достигнет места установки клапана, начинается
перелив жидкости на устье через колонну НКТ. Тогда глубина установки
первого пускового клапана
10е (рт — рЛ
L "Л—ZIL. (III. 105')
Pg
Значение L\ довольно просто определить и графически (рис. 111.21) как
глубину, соответствующую положению точки пересечения прямой, параллель-
ной линии 3 (см. рис. III.19) и проведенной из точку ру, с вертикалью, опу-
щенной из точки рг. Как видно (см. рис. 111.21), пересечение горизонтали L\
с кривыми 4 я 5 позволяет нам определить давление в межтрубном про-
119
Pv
i
-dr.
ID1
Статический
уровень
Рис. II 1.20. Определение глу-
бины установки первого кла-
пана
Рис. 111.21. Расстановка пусковых клапанов
Ру
странстве на уровне первого клапана ргы и минимальное давление в ко-
лонне НКТ рт нивы на этом же уровне.
Практически нужно определять L\ для обоих случаев и за глубину уста-
новки первого клапана выбрать большее из двух значений.
Если таковым окажется Llt определенное по формуле (III.105), то на
графике типа, представленного на рис. 111.21, проводится горизонталь на
уровне L\, и пересечение ее с кривыми 4 и 5 также дает нам ргы и
Pi minx-i-
Места установки следующих пусковых клапанов определяются также.
Первый клапан тарируется таким образом, чтобы он открывался при
давлении закачиваемого газа на глубине установки ргы и минимальном
давлении в трубах рт юты- Начальный перепад давления Api необходим,
чтобы газ начал поступать из межтрубного пространства в колонну НКТ.
По мере поступления газа через клапан столб жидкости в колонне НКТ
газируется, смесь поступает на поверхность, градиент давления смеси в тру-
бах уменьшается от максимального (ом. рис. 111.21, прямая 6) до минималь-
ного (см. там же кривая 5). Одновременно увеличивается перепад давления-
на клапане (до рты—Рттты), что приводит к увеличению расхода газа к
понижению уровня жидкости в межтрубном пространстве. Подводящая га-
зовая линия оборудуется регулируемым штуцером у устья скважины или
в газораспределительной будке. Поэтому при увеличении расхода газа давле-
ние рг за штуцером уменьшается. При расходе газа через первый клапан,.
близком к максимальному, давление закачиваемого газа становится равным
давлению закрытия первого клапана, и клапан закрывается. Газ продолжает
поступать в межтрубное пространство, давление там растет. Так как давле-
ние открытия второго пускового клапана устанавливается ниже, чем давле-
ние открытия первого клапана, то открывается второй клапан. Газ начинает
поступать через него, и устанавливается градиент давления, соответствуют
щий кривой 7 на рис. II 1.21. В дальнейшем этот градиент снижается до ми-
нимального, но в начальный момент давление в трубах на уровне первого-
клапана повышается от pTmmLi до рт н а ш (см. рис. 111.21), что может
привести к открытию первого пускового клапана. Этого не произойдет, если
давление открытия второго клапаиа будет ниже давления открытия первого
120
клапана на величину так называемого «трубного эффекта» первого клапа-
на Э\:
9I=(PT maiLl—рт minl.i)&i,
где ki — конструктивный коэффициент, имеющийся в паспорте клапана; kv=
= (В/А)/(1—В/А); А — площадь сильфона; В — площадь отверстия седла
клапана.
Чтобы определить трубный эффект первого клапана, нужно знать место-
положение второго клапана. Но чтобы знать точную глубину установки вто-
рого клапана, нужно располагать значением трубного эффекта первого. Вый-
ти из этого положения можно, задавшись перепадом давления на втором
клапане, заведомо большим, чем трубный эффект первого клапана. Обычно
трубный эффект пусковых газлифтных клапанов редко превышает 0,1 МПа.
Поэтому, задавшись перепадом давления на втором клапане в 0,3 МПа, мы
не только предотвращаем открытие первого клапана, но и создаем некото-
рый начальный перепад давления на втором.
2. Определяем минимальный расход газа для получения минимального
градиента давления в колонне НКТ выше первого пускового клапана.
Из номограммы (см. рис. II 1.17) видно, что с уменьшением давления
минимальный градиент может быть получен при меньших газожидкостных
отношениях, т. е. чем выше расположен пуоковой клапан (чем меньше
Рт min), тем меньший расход газа необходим для достижения минимального
градиента.
Отмечаем на кривой минимального градиента (см. рис. III.17, левая
кривая) точку давления, равного рт т1пы. Значение ао ближайшей снизу
кривой, отходящей от кривой минимального градиента (см. рис. III.21 кри-
вая аО\), позволит определить минимальный расход газа через первый пуско-
вой клапан о\\
»i=«oiQ. (III.106)
3. Диаметр отверстия седла в пусковом клапане определяем по номо-
грамме (рис. 111.22). За давление на входе принимается рт ы, а на выходе
Рт minLi. Номограмма построена для газа, относительная плотнпсть которого
Расход газа при нормальных условиях, тыс. м7сут
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280
5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0
Давление на входе, МПа
Рис. 111.22. Номограмма для определения диаметра седла клапана
Пунктиром показана схема определения диаметра отверстия для первого и третьего
клапанов
121
по воздуху 0,65 при температуре 15,6 "С. Для других условий расход газа
рекомендуется скорректировать. Величина поправочного коэффициента k
определяется по следующей формуле:
£ = 0,0731 КГД, (III. 107)
где Л — относительная плотность газа; Т — температура на глубине установ-
ки первого клапана, К.
Расчет второго пускового клапана
1. Определение глубины установки клапана. Из точки рт т т ы прово-
дится прямая, параллельная линии 2 на рис. 111.21. Глубина установки вто-
рого клапана L2 соответствует точке на этой прямой, где давление на 0,3 МПа
меньше, чем в межтрубном пространстве, рт mini,2 — давление на глубине L2
по кривой минимального градиента (5).
Когда газ начнет поступать в трубы через второй клапан, давление в них
на глубине установки первого клапана повысится до рт тахы- Чтобы опре-
делить это давление, накладываем кальку (см. рис. 111.21) на номограмму
(см. рис. 111.17) таким образом, чтобы оси глубин и давлений были парал-
лельны, а ру находилось на кривой минимального градиента давления. Пе-
редвигая точку ру ПО кривой минимального градиента (оси при этом парал-
лельны), добиваемся, чтобы одна из кривых с некоторым do проходила одно-
временно через точки ру и ргы — 0,3 МПа. Проводим эту кривую на кальке.
Пересечение ее с горизонталью L\ и даст нам рт тахьь
Чтобы первый клапан был закрыт во время подачи газа через второй,
давление закачиваемого газа должно быть снижено на величину трубного
эффекта:
Э\= (рт maiLl—Рт mmz.l)&l- (III.108)
2. Определение минимального расхода закачиваемого газа для достиже-
ния минимального градиента в трубах выше второго клапана проводится
так же, как для предыдущего клапана: калька накладывается на номограм-
му рис. II 1.17. Передвигая ее по оси глубин, накладывают точку ру на кри-
вую минимального градиента. Обводят на ней кривую, отходящую вправо
из точки рт mini.2, или же ближайшую снизу (см. рис. III.21, кривая Оог).
Расход газа через второй клапан V2=awQ-
3. Диаметр отверстия в клапане определяют по номограмме (см.
рис. III.22). За давление на входе принимают Рг ы—Эь на выходе рт mini,».
Затем проводится поправка на действительную плотность газа и темпе-
ратуру.
Расчет третьего пускового клапана
1. Определение глубины его установки.
Через точку рт mini.2 проводим прямую, параллельную линии 2 (см.
рис. 111.21). За глубину установки третьего клапана L3 принимаем точку на
этой прямой, где давление меньше межтрубного на этой глубине (кривая 4)
на величину 0,3 МПа+З; рт Ш1ш.з давление в трубах на глубине L3 по кри-
вой минимального градиента давления.
Когда газ начнет поступать в колонну НКТ через третий клапан, давле-
ние в ней на уровне второго клапана повысится до рт maxi.2. которое опре-
деляется так же, как в предыдущем случае. Калька (см. рис. III.21) пере-
мещается по номограмме (см. рис. II 1.17) таким образом, чтобы точка ру
находилась на кривой минимального градиента давления номограммы (оси
параллельны). При этом найдется кривая с некоторым значением ао, прохо-
дящая одновременно через точки ру и/>гь>—(0,3 МПа-)-.?!). Она обводится
на кальке (см. рис. II 1.21, пунктирная кривая); рт m a x Lt —давление на
глубине Z-2 на этой кривой.
122
Для того, чтобы второй клапан оставался закрытым во время подачи
газа через третий, давление закачиваемого газа должно быть меньше давле-
ния открытия второго клапана на величину
Э1 = (Рт max Z.a ~ Рт min Z.a) k' •
2. Минимальный расход газа через третий клапан определяется таким
же образом, что и в предыдущем случае.
3. Диаметр отверстия в клапане определяется по рис. III.22: давление на
входе рт L— (Э1 + Э2), давление на выходе рч m I n t j.
Расчет следующих клапанов
Определение места установки и расчеты следующих клапанов проводятся
описанным способом вплоть до глубины, по крайней мере равной минималь-
ной глубине установки рабочего клапана.
Если мы располагаем достаточно большим давлением закачиваемого га-
за, то для уменьшения удельного расхода можно продолжать дальнейшую
расстановку пусковых клапанов. Предельная глубина установки рабочего
клапана будет определяться пересечением кривой / с прямой
л-1
р т 1П
2
1
i,параллельной прямой 4 (см. рис. III.19).
Тарировка пусковых клапанов
Рассмотрим лишь особенность регулировки пусковых клапанов для пе-
риодического газлифта. Приведем характеристики клапанов, необходимые
при расчете газлифтного подъемника. Схема сильфон-
ного пускового клапана представлена на рис. 111.23,
где рс — давление в сильфоне; рг — давление закачи-
ваемого газа на глубине установки клапана; рт — дав-
ление в трубах на глубине установки клапана.
Условие открытия клапана:
Разделив неравенство на (А—В) и обозначив
В А
k = • в—коэффициент клапана, к' = . р —
коэффициент сильфона, получим
Pr+Prk^pck'. (Ш.109)
В неравенстве (Ш.109) k и й'—конструктивные
коэффициенты, причем k'=\+k.
Регулировка клапанов проводится на тарировоч-
ном стенде. За номинальное давление регулировки ри
принимается такое внешнее давление, при котором
клапан открывается при температуре 20 °С и атмосфер-
ном давлении, действующем на клапан. Тогда условие
открытия клапана (III.109) будет следующим:
pB = Pcnk', ( ШЛЮ)
где рс н — давление в сильфоне при нормальной тем-
пературе.
В месте установки клапана при температуре t
давление в сильфоне будет
Рис. 111.23. Схема сильфонного газлифтного кла-
пана
123
_ 273 + t
Pc— Pc н 293 ~f t Bc ('
где ct — температурный коэффициент1.
Из условия (III.109) давление открытия клапана
рт о=Рс nCik'—p^k.
Учитывая равенство (ШЛЮ), получим:
(ШЛИ)
По формуле (ШЛИ) можно определить номинальное давление регули-
ровки клапана, который должен открыться при
л-1
Pr°=-PrLn— 2 Э''
1=1
Рг ~ Рт mih 1м-
Условие закрытия клапана
(Ш. 112)
Давление закрытия клапана
Пр и ме р р а с ч е т а.
Определить расход рабочего агента газлифтной скважины с дебитом
125 мэ/сут, рассчитать места установки пусковых клапанов, диаметры отвер-
стий и параметры тарировки клапанов.
Исходные данные: диаметр НКТ (внутренний) 50 мм; внутренний диа-
метр обсадной колонны 127 мм; глубина скважины (расстояние до верхних
отверстий фильтра) //=1580 м; пластовое давление рп =9,5 МПа; коэффи-
циент продуктивности /(=70 м3/1(сут-МПа); обводненность продукции В=0;
плотность нефти р=820 кг/м3; газовый фактор /=5 5 м3/м3; плотность газа
(по воздуху) Д=0,65; максимальное давление нагнетаемого газа рг =6,5МПа;
необходимое давление на устье ру =1 МПа.
Изменение температуры вдоль ствола в работающей и остановленной
скважине представлено на рис. 111.24.
Предварительные определения
Ap=Q//(= 1,8 МПа; р3=7,7 МПа.
На кальке-диаграмме (рис. Ш.25)2 на глубине 1580 м наносят рп =
=9,5 МПа (точка 1) и забойное давление Рз=7,7 МПа (точка 2), помимо
этого наносят значение ру =1,0 МПа (точка 3) и рг=6,5 МПа (точка 4).
Далее, используя номограмму (см. рис. III. 17), отвечающую условиям
в скважине, и действуя согласно приведенным правилам, проводим:
из точки 2 (р3 = 7,7 МПа) кривые распределения давления в работающей
скважине при ао=0 через точки 2 и 5 и а о =Г=5 5 м3/м3 (через точки 2, В,
А); последняя будет кривой распределения давления ниже точки закачки
газа при работе скважины на установившемся режиме;
'Если за нормальную температуру при тарировке клапанов принимается f—15,6°C,
то £(-(273+0/283,6.
2 Обозначения на рис. III .25 не нанесены, они соответствуют обозначениям на
рнс. III. 19.
124
400
800
1200
Я, м
20
\
40 «0
ч
\
\
ч
80!,°С
V
\
\
\
\
А
200
400
()00
800
1000
1200
1400
1500
H, м
.1 2 3 4 .5 (i t
7 8 />.MIIa
3Vss' ' ' ' | fl ' ' ' '
• \^\ 1
-8 V>\ \ |
s. \\\\ \^ |
^\^ ^^\i^Ss 111
7 \2 1
1
fi
Рис. Ш.24. Изменение тем-
пературы- вдоль ствола
скважины (к примеру рас-
чета):
/ — в работающей скважине;
2—в остановленной скважине
Рис. II 1.25. Графический метод расстановки клапанов (к примеру расчета)
из точки / (рп = 9,5 МПа) прямую распределения давления в неработаю-
щей скважине (через точки /и в );
из точки 4 (рг==6,5 МПа) кривую распределения давления в межтруб-
ном пространстве (через точки 4 и 6), рассчитанную по формуле (III.104)
для условий А=0,65, 2=0,9 при принятой средней температуре 68 "С (см.
рис. Ш.24); давление на глубине 1580 м будет 7,3 МПа;
из точки 3 (Ру = 1 МПа) кривую минимального градиента давления выше
точки закачки газа {через точки 3 и 7).
Клапан № 1.
Определим глубину установки первого клапана по формулам III.105 и
III.105 или графически (см. рис. III.25) *
Z., = 450 +
10'(6.5— 1,0)50'
820-10-127»
= 554 м.
, (6.5
- > ~ 820-10
1) 10е
= 670 м.
Глубина установки первого клапана Z-i = 670 м (точка 9), рт mim.i =
=3 МПа (точка 10) при aoi=100 м3/м3. Расход газа в сутки V= 100-125=
= 12 500 м'/сут. Коэффициент корректировки расхода газа (III.107) й =
=0,0731 У 0,65-323 =1,06.
Расход газа на глубине установки клапана; Vi= 12 500 • 1,06=
= 13 200 м3/сут.
По номограмме рис. II 1.22 определим диаметр отверстия в седле клапа-
на; при давлении на входе рг ы=6,83 МПа (см. рис. 11&25, точка /5) и на
выходе Рт mini,i=3,0 МПа (точка 10) для обеспечения расхода 13 200 м3/суг
необходимо отверстие диаметром 3,8 мм *. Принимаем минимальный диа-
метр 4,8 мм для клапана ВК; fei=0,104 (табл. III.6).
•Обозначения на
рнс. 111.21.
рис. III.25 не нанесены, они соответствуют обозначениям на
125
Т А Б Л ИЦА Ш. 6
ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА * ДЛЯ КЛАПАНОВ
Параметры
Диаметр седла
клапана, мм
k
КС-20,25
5
0,067
6,5
0,118
8
0,190
КС-38
5
0,033
6,5
0,057
8
0,089
9,6
0,130
12
0,225
вк, вк-1
4,8
0,104
6,4
0,196
7,9
0.342
Клапан № 2
Проводим из точки 10 (рт mini.i=3,0 МПа) прямую, параллельную 2—5
(ао=О). Глубина установки второго клапана находится на этой прямой, где
давление в колонне НКТ будет ниже давления в межтрубном пространстве
л-2
на величину 0,ЗМПа+2 &i (точка //).
(=0
л—2 я=2
Так как V 3, = 0, то 0,3 + 2
/=0 i=Q
= 0,ЗМПа.
Согласно рис. 111.25, L2=1080 м (точка 12). рТ т а х ы=4 МПа (точка 13)
соответствует ав=45 м3/м3 (кривая 3—13—11):
3i=^i(pTmaiI.l—Рт minI.l")=0,104-1,0=0,104 МПа,
Рт mini,2=4,3 МПа (точка 14 на кривой 3—10—7) для о<)2=150 -ts/M3.
Расход газа при нормальных условиях
V2= 150-125=18 750 м3/сут.
Коэффициент корректировки расхода А = 1,09 (Д = 0,65; *2 =68°С).
Расход газа на глубине L2. V2= 18 750-1,09=20 500 м3/сут.
л—1
Давление на входе рг и — 2 Э,= 7,03 —0,104 = 6,93 МПа.
/=о
Давление на выходе рт minb2=4,3 МПа (точка 14).
По номограмме (см. рис. 111.22) находим диаметр отверстия, равный
4,5 мм. Принимаем его равным 4,8 мм для клапана ВК; £2=0,104
(табл. Ш.6).
Как видно из рис. III.26, можно ограничиться двумя клапанами, исполь-
зуя второй клапан как рабочий. Но это нежелательно. Во-первых, удельный
расход газа будет достаточно высок. Кривая p=f(H), которую можно про-
вести на рис. 111.25 между точками А и 3 (ру = 1 МПа), имеет газожидкост-
ное отношение ао=125 м3/м3; с учетом пластового газового фактора удель-
ный расход газа будет ~70 м3/м3. Во-вторых, даже при незначительном
уменьшении пластового давления (порядка 0,2—0,3 МПа) запланированный
дебит не будет обеспечен. Поэтому целесообразно установить третий клапан.
Клапан № 3
Проводим из точки 14 {pTmlnL2 = 4,3 МПа) параллель прямой (<х„ = 0).
Глубина установки третьего клапана L3 определяется точкой 16, где давление
в колонне труб ниже давления в межтрубном пространстве на 0,3 МПа +
•Схема определения диаметра отверстия на рис, IH.22 показана стрелками.
3 26
л—2 я—2
+ S 5 «: 2 5/ = °.1 0 5 МПа. Согласно рис. III.25, 13 =1345 м (точка /7)
/=0 (=0
Рт maxL2=5,3 МПа (точка 18), полученное при <io=65 м3/м3.
эг = k,U>T m a x L.- Л mint, = 0,104(5,3-4,3) = 0,104 МПа;
л—1
2 5,= 0,21 МПа.
Третий клапан будет последним, так как параллельная прямой (при о0 =
=0), проведенная из точки рт min£3=5,2 МПа (точка 19), не пересекает
кривую А—В—2 распределения давления ниже точки закачки газа. На глу-
бине Li устанавливается рабочий клапан или муфта с калиброванным отвер-
стием.
Определим расход газа через калиброванное отверстие. Накладываем
кальку (см. рис. 111.25) на номограмму (см. рис. III.17) и проводим кривую
р=1(Н), соединяющую точки (р=1 МПа) и В. Газожидкостное отношение
этой кривой ао=85 м3/м3. Учитывая пластовый газовый фактор Л=55 м3/м\
принимаем несколько больший удельный расход газа #=35 м3/м3.
На глубине расположения рабочего отверстия при установившемся ре-
жиме работы скважины /=87 °С (см. рис. 111.24, кривая 2). Для газа плот-
ностью Д=0,65 fe=l,12 (111.107). С учетом коэффициента коррекции расход
газа через отверстие V^=35-125-1,12=4900 м3/сут. Давление на выходе из
отверстия рв =6,0 МПа (точка В). Давление на входе по методике «Камко»
рекомендуется следующее:
л—1
А-л,— 2 •Э( = 7Л7—0,21 =6,96 МПа.
(=0
Рабочее давление закачки газа (приведенное к уровню рабочего клапа-
на оно будет соответствовать давлению на входе в клапан) должно быть
ниже давления закрытия пусковых клапанов на глубине их установки. Для
определения рабочего давления необходимы расчеты тарировки пусковых
клапанов. Для рассматриваемого примера результаты расчетов сведены
в табл. II 1.7.
Из табл. Ш.7 следует, что приведенное давление закрытия пусковых
клапанов (к устью скважины) равно 6,14 МПа, Рабочее давление закачи-
ваемого газа желательно держать ниже этой величины. Принимаем рабочее
давление на устье скважины 6,05 МПа. Давление на глубине рабочего кла-
пана, а следовательно, на входе в отверстие будет 6,05-fO,67=6,72 МПа
(табл. I1I.7). По номограмме (см. рис. III.22) определяем, что при давлении
на входе 6,72 МПа и на выходе 6 МПа для обеспечения расхода газа
4900 мэ/сут необходимо отверстие диаметром 2,8 мм *.
Устанавливаем на глубине 1345 м муфту с калиброванным отверстием
данного диаметра.
Пр и ме р р а с ч е т а г а з л и фт н о г о п о д ъ е м н и к а при не-
о г р а н и ч е н н о м о т б о р е жи д к о с т и из с к в а жи н ы. Пропускная
способность лифта зависит от площади его сечения. Поэтому для обеспече-
ния максимального отбора нужно спускать в обсадную колонну колонну НКТ
наибольшего возможного диаметра или отбирать продукцию скважины по
кольцевому пространству, используя НКТ наименьшего для данной обсадной
колонны диаметра. Выбрав конструкцию колонны НКТ, необходимо, как и
при аналитическом методе, увязать работу пласта и подъемника, найдя ма-
ксимальную производительность системы.
•Схема определения диаметра отверстия на рис. III.22 показана стрелками.
127
ТАБЛИЦА III.7
1
2
3
№
1
2
3
Тип
вк
вк
ко
Тип
вк
вк
ко
<*ОТВ-
мм
4,8
4,8
2,8
t, "С
50
68
0
0
1
1
К
,104
,104
ct
,10
,16
Ln, м
670
1080
1345
*Ртш1п,
МПа
0,312
0,447
PrLif
МПа
6,83
7,03
7,17
Ря-
МПа
6,49
6,35
Э,
МПа
0,104
0,104
ELn,
МПа
0,33
0,53
0,77
л—1
2*-
МПа
0,104
0,21
рп 0. МПа
6,50
6,39
6,29
рт, МПа
6,83
6,92
6,96
ргз, МПа
6,47
6,67
Рт min1
МПа
3,0
4,3
Рпз М П а
6,14
6,14
Пр и м е ч а н и е. рг Ln—давление в межтрубном пространстве на глубине клапана; рт0—
л—1
давление открытия клапана на глубине его установки; рго=рг Ln— ^ Эг, рт m i n — минималь-
но
ное давление в колонне НКТ на глубине установки клапана ( рт m [ n ^пу, ра—аоминальиое давле-
Н 'n Ln
; Е—средний статический градиент давления газово-
го столба; ра0—давление открытия клапана, приведенное к устью скважины; рг 3—давление зак-
рытия клапана на глубине его установки; рп 3—давление закрытия клапана, приведенного к устью
скважины.
Расчет проводится методом последовательных приближений (рис. 111.26).
Полагаем, что максимальный дебит из данной скважины будет порядка
127 м3/сут. На кальке-диаграмме (см. рис. 111.26) с помощью номограммы
(см. рис. III.17) проводим кривую минимального градиента 1 выше точки
закачки газа. Проводим кривую изменения давления в межтрубном простран-
стве (кривая 3). Задавшись разностью давления в межтрубном пространстве
и колонной НКТ в 0,3 МПа, определим глубину установки рабочего клапана
(точка А).
С помощью номограммы (см. рис. III. 17) проводим кривую p=f{n)
ниже точки закачки газа для Q=127 м3/сут и пластового газового фактора
(пусть в нашем случае Г=50 м3/м3). Кривая 2 (см. рис. 111.26) позволяет
определять давление на глубине верхних отверстий, т. е. забойное давление
равно 15,1 МПа. Зная пластовое давление и коэффициент продуктивности,
находим дебит пласта (допустим, 100 м3/сут). Этот дебит значительно ниже
принятого нами. Поэтому берем другую номограмму (рис. III.17) для деби-
та 95 м3/сут.
Пользуясь этой номограммой, проводим кривую V минимального гра-
диента, получаем новую точку закачки газа Б и проводим новую линию р=
=f(H) ниже точки закачки (2'). Таким образом, получаем новый дебит пла-
ста при р'заб = 14,3 МПа (допустим, 116 м3/сут).
Для определения максимального отбора из скважины достаточно ли-
лейной интерполяции:
Глубина Дебит
закачки газа пласта
Задаваемый
дебит
127
_95
111
1200
1260
1230
100
6
108
428
2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 Н.ОР.МПа
Рис. 111.26. Определение максимального дебита скважины при газлифтной
эксплуатации
Максимальный отбор газлифтным способом из данной скважины при
ру =0,5 МПа и рг=4,5 МПа будет порядка 110 м3/сут при установке рабо-
чего клапана на глубине 1230 м.
Для нахождения расхода рабочего агента необходимо определить общее
газовое число смеси, которое обеспечит минимальный градиент выше точки
закачки газа. Для этого накладываем кальку-диаграмму (см. рис. III.26) на
номограмму (рис. ШЛ7), но для дебита 110 м3/сут. Смещая ее по оси глу-
бин, накладываем точку ру на кривую минимального градиента давления и
читаем значение do ближайшей кривой, которая отходит от кривой мини-
мального градиента в точке 1230 м или несколько ниже (глубина по кальке-
диаграмме). Зная общее ао и газовый фактор, определяют а закачки и рас-
ход рабочего агента.
Когда расход газа ограничен и нет уверенности в достижении минималь-
ного градиента давления, расчет ведут, принимая максимальное значение
общего газового числа с учетам производительности компрессорной уста-
новки.
Внутрискважинный газлифт
В разрезах месторождений встречаются одновременно нефтяные и газо-
вые пласты. Одни имеют промышленное значение, в то время как запасы
других недостаточны для их рентабельной разработки. При минимальных за-
тратах на переоборудование газовая скважина может давать, кроме основ-
ной продукции, нефть из выше или ниже лежащих нефтяных «непромыш-
ленных» пластов. А нефтяные скважины могут не только давать газ, но и
значительно увеличить дебит за счет использования энергии газовых пластов.
Поэтому все шире применяется бескомпрессорный газлифт.
При внутрискважинном газлифте может быть несколько вариантов тех-
нического оснащения скважины, а следовательно, и технологии добычи неф-
ти в зависимости от взаимного расположения нефтяного и газового пластов
и от величины пластового давления в них.
129
Но в наиболее простом варианте оборудо-
вания скважины (рис. 111.27), наглядно виден
принцип расчета внутрискважинного газлифта.
Компрессорные трубы спущены до верхних от-
верстий фильтра, газовый пласт расположен вы-
ше нефтяного и имеет пластовое давление раг
ниже, чем в нефтяном пласте р„ „, причем
(
где Нс — высота столба жидкости над забоем
нефтяного пласта, когда скважина не работает.
Уравнения притока для нефтяного и газово-
го пластов имеют следующий вид:
Q =/C ( p B.- p..). (III.114)
Рис. 111.27. Схема внут-
рискважинного газлиф-
та:
/ — газовый пласт; 2 — неф-
тяной пласт; 3 — рабочий
клапан
где Pa к (Рз г) — забойное давление нефтяного
(газового) пласта; V — суточная производитель-
ность газового пласта; а, Ь — постоянные коэф-
фициенты.
Для простоты примем, что забойное давле-
ние нефтяного пласта выше давления насыще-
ния Рнас. Методика расчета не изменится и при
Рз я<Рнас, хотя расчетные формулы будут дру-
гие.
Колонна насосно-компрессорных труб обору-
дуется рабочими отверстиями или клапаном, установленными на расстоя-
нии h от нефтяного пласта (см. рис. III.27). После открытия задвижки на
выкидной линии давление в колонне НКТ будет ниже, чем в межтрубном
пространстве, что приведет к подъему нефти. По мере подъема жидкости
давление в колонне НКТ против рабочих отверстий р( будет увеличиваться
и, следовательно, будет снижаться количество газа, поступающего в колонну
НКТ из газового пласта. При установившемся режиме работы скважины
Puem-Pl=pg(h—Hn), (III.116)
где рмеж—давление в кольцевом пространстве между обсадной (эксплуата-
ционной) колонной и колонной НКТ; Яя — расстояние от забоя нефтяного
пласта до уровня жидкости в затрубном пространстве работающей сква-
жины.
Из уравнения (III.113) следует, что
//c = . (
Аналогично высота столба жидкости над нефтяным пластом в работаю-
щей скважине, исходя из (III.114) и (III.115), будет
Pm—^-Vfar-'V-l
Из уравнения (III.116) очевидно, что поступление газа в трубы будет
происходить лишь при /»>ЯД, т. е. рабочие отверстия должны находиться
над уровнем жидкости в межтрубном пространстве работающей скважины.
Если принять во внимание, что депрессия в нефтяном пласте во время ра-
боты бывает обычно гораздо больше, чем депрессия на забое газового пла-
ста, то Яс >Яд и в принципе рабочие отверстия в неработающей скважине
могут быть и под уровнем столба жидкости. Следовательно, возникает не-
обходимость в установке пусковых клапанов, что связано с определением
площади рабочих отверстий.
130
Методика расчета внутрискважииного газлифта заключается в сле-
дующем.
1 Определим место расположения рабочих отверстий или рабочего кла-
пана, т. е. расстояние их от нефтяного пласта Л. Из требований минималь-
ного'расхода газа рабочий клапан должен быть установлен на максималь-
ную глубину, но выше уровня жидкости в межтрубном пространстве рабо-
тающей скважины. Учитывая изложенное, а также возможные погрешности
при замерах давления нефтяного и газового пластов, установим клапан на
20 м выше уровня жидкости в неработающей скважине:
(ИМ 19)
2. Определим давление в трубах на уровне рабочих отверстий р\.
Учитывая, что
А«ж = А г = Vp\r-aV-bV>, (III. 120)
а также выражения ( ИМ 17—ИМ 19), найдем р, из уравнения (III.116):
Q
^, = р п г — -^- — 0,2 МПа. (111.121)
3. Определим давление в межтрубном пространстве на уровне рабочих
отверстий. Для этого воспользуемся уравнением (III.120). При отсутствии
данных исследования газового пласта можно принять
Степень .приближения будет достаточно высокой, так как депрессия га-
зового пласта значительно меньше депрессии нефтяного, тем более что рас-
ходы газа, необходимые для работы скважины газлифтом, намного меньше
дебитов газовых скважин.
4. Найдем длину газожидкостного подъемника:
L=H-h, (III.123)
где Н — глубта скважины.
Диаметр труб определим по формуле (III.89) при условии работы подъ-
емника на оптимальном режиме:
<•«•»*>
Берется ближайший стандартный диаметр, меньший расчетного.
5. Определим расход газа при работе на оптимальном режиме. Пренеб-
регая эффективным газовым фактором нефтяного пласта, получим
0,3881 (pgL —Pi + AT)
У= — * У Q, (III. 125J
где Q в т/сут.
6. Найдем поправку на плотность газа и температуру по формуле
(III.107) и определим приведенный расход газа Vo:
V*=fcV. (IIM26)
7. Зная давления на входе в отверстие и на выходе из него, по номо-
грамме (см. рис. II 1.22) определим диаметр рабочего отверстия или седла
рабочего клапана, который обеспечит нужный расход газа Vo при данном
перепаде давления.
Пр и ме р. Определить параметры работы скважины при внутрискважин-
ном газлифте. Исходные данные: расстояние от устья до середины нефтяного
пласта Я=2000 м. Пластовое давление нефтяного пласта рП н=12 МПа, га-
зового рп г=8 МПа. Плотность жидкости 800 кг/м3, относительная плотность
газа (по воздуху) 'Д=0,8. Коэффициент продуктивности нефтяного пласта
131
/(=100 м*/(сут-МПа). Температура пласта 65°С. Планируемый отбор нефти
250 м'/сут. Эксплуатация должна проводиться при устьевом давлении ру=
=0,5 МПа.
Ре ше ние. Высота столба жидкости Нс, когда нефтяной и газовый
пласты не работают, будет 10в(12—8)/800-10=500 м.
В соответствии с (III.119) рабочее отверстие устанавливается на рас-
стоянии 500-f-20=520 м, а давление внутри труб на уровне отверстия по
(III.121) будет 8—250/100—0,2=5,3 МПа. Межтрубное давление на уровне
отверстия примерно равно 8 МПа (III.122). Длина газожидкостного подъем-
ника составит 2000—520=1480 м. Чтобы обеспечить работу скважины на
оптимальном режиме, диаметр колонны НКТ должен быть равным 69 мм
(получено по (III.124)). Ближайший меньший стандартный диаметр 63 мм.
Потребный расход газа, рассчитанный по (III.125), составляет 20700 м3/сут,
а с учетом корректировки на температуру 1,202-20 700=24 900 м3/сут. Здесь
множитель 1,202 определяется по (III.107): 0,0731 V (273+65)0,8=1,202.' Со-
гласно рис. Ш.22, диаметр отверстия должен быть 4,7 мм или диаметр сед-
ла рабочего клапана 5 мм.
Пр и ме ч а н и е.
Некоторые упрощения чаще всего приемлемы для технологических рас-
четов. При наличии данных исследования газового пласта в скважине за
Рмеж принимается давление на забое газового пласта (III.120), возможен
учет эффективного газового фактора продукции нефтяного пласта (см.
стр. 108), а также определение расхода газа при работе на режиме между
максимальным и оптимальным.
ГЛАВА IV
ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
В мировой практике добычи нефти штанговые насосные установки зани-
мают особое место. Достаточно сказать, что в настоящее время этими уста-
новками оборудовано более 2/3 эксплуатационного фонда скважин и этот
способ добычи нефти еще длительное время останется самым распростра-
ненным.
ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
ШТАНГОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ
При проектировании эксплуатации скважин и установлении оптимально-
го режима работы оборудования необходимо:
выбрать насосную установку и режим ее работы, обеспечивающие задан-
ный плановый отбор жидкости при оптимальных технологических и технико-
экономических показателях эксплуатации, например, при минимальных за-
тратах на подъем жидкости, если планируемый отбор ее из скважины не
превышает добывных возможностей существующих или имеющихся в нали-
чии установок;
определить максимальный отбор жидкости (нефти) из скважины посред-
ством существующего насосного оборудования, если технологическая норма
отбора жидкости заведомо превышает производительность насосной уста-
новки.
Заданный отбор нефти, как правило, может быть обеспечен при различ-
ных режимах работы насосной установки и соответственно различных ва-
риантах компоновки оборудования. Каждый из возможных вариантов экс-
плуатации скважин характеризуется определенными технологическими и эко-
номическими показателями, которые могут изменяться в широких пределах.
Поэтому выбор наилучшего варианта возможен, если установлен некоторый
критерий оптимальности и учтены особенности данной скважины, к которым
относятся, в частности, состав и свойства откачиваемой продукции, наличие
132
в ней песка, парафина, веществ, вызывающих усиленную коррозию оборудо-
вания, кривизна скважины и т. д.
Для сравнения и отбора вариантов применяются различные критерии.
Известны методики, по которым типоразмер насосной установки и режим ее
работы выбираются таким образом, чтобы достигалась, например, наименьшая
нагрузка на штанги и станок-качалку или максимальная усталостная проч-
ность колонны насосных штанг.
Однако, как показал опыт, оптимизация отдельных технологических ха-
рактеристик или показателей надежности установки еще не обеспечивает вы-
бор варианта, характеризующегося наилучшими технико-экономическими
показателями, например, минимальной себестоимостью или минимальными
приведенными затратами. Минимальная стоимость подъема нефти — одно из
условий обеспечения минимальных затрат на весь период разработки неф-
тяного месторождения.
Следовательно, выбирать типоразмер и режим работы насосной установ-
ки целесообразно, исходя из оптимального значения выбранного технико-эко-
номического критерия, например, минимума приведенных затрат на подъем
нефти из скважины при безусловном выполнении государственного плана
добычи нефти данным предприятием.
При проектировании эксплуатации скважины насосным способом выби-
рают: типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр сква-
жинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб. Рассчитывают сле-
дующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т. е. длину хода
и число качаний, конструкцию штанговой колонны.
Для осложненных условий эксплуатации подбирают дополнительное
оборудование (газовые и песочные якори, компенсаторы веса штанг, скреб-
ки, утяжеленный низ штанговой колонны и др.).
Для каждого варианта компоновки оборудования и режима его работы
необходимо рассчитать:
давление на приеме и на выходе насоса;
коэффициент сепарации газа на приеме насоса и потери давления в кла-
панных узлах;
коэффициенты наполнения насоса и подачи установки;
экстремальные нагрузки и приведенное напряжение в точке подвеса
штанг и максимальный крутящий момент на валу редуктора;
расход энергии, к. п. д. установки и требуемую мощность электродвига-
теля;
вероятную частоту обрывов штанг и межремонтный период работы уста-
новки в целом;
капитальные затраты на установку, условную себестоимость подъема
нефти и условные приведенные затраты в части, зависящей от выбранной
компоновки насосного оборудования и режима его работы.
Исходные данные для расчетов
Технологические расчеты, выбор способа эксплуатации, подбор оборудо-
вания для подъема жидкости, а также оптимизация работы оборудования
возможны лишь при наличии основных исходных данных, к которым отно-
сятся:
конструкция (глубина, диаметр, интервал перфорации, вертикальность,
смещение забоя);
эксплуатационные горизонты по промысловой классификации и их меха-
ническая характеристика;
планируемые дебиты жидкости и критерии их ограничения;
пластовое давление;
коэффициент продуктивности скважины (индикаторная диаграмма); тер-
мограмма;
степень обводнения продукции.
К сведениям о физико-химических свойствах компонентов продукции
скважин относятся:
133
состав нефти, плотность ее в пластовых условиях и дегазированной, вяз-
кость в пластовых и поверхностных условиях, объемный коэффициент, дав-
ление насыщения газом, межфазное натяжение;
состав газа, плотность его в пластовых и поверхностных условиях (при
стандартных условиях), газовый фактор, количество растворенного газа;
обводненность продукции, плотность воды, вязкость ее, объемный коэф-
фициент, содержание солей и корродирующая способность.
В отдельных случаях требуются сведения о содержании и основных
свойствах парафина, механических примесей, температуре застывания нефти
и др.
Как правило, основные свойства продукции скважины (нефти) задаются
в виде графических зависимостей в функции давления. Указанные зависимо-
сти могут быть даны и в аналитической форме.
ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КЛАПАННЫХ УЗЛАХ
В основу расчета максимального перепада давления при движении от-
качиваемой жидкости через клапанные узлы насоса положены эксперимен-
тальные исследования, выполненные А. М. Пирвердянои и И. С. Степановой.
Ими лриняты следующие допущения:
а) при наличии в потоке жидкости, проходящей через клапан, свобод-
ного газа в качестве расчетной принимается максимальная скорость смеси
(без учета относительной скорости фаз);
б) при откачке обводненной нефти не образуется высоковязкой эмульсии.
Порядок расчета:
расход смеси через клапан
расход жидкости при давлении
где pi — давление, равное давлению на приеме (рПр) для всасывающего кла-
пана и давлению на выкиде насоса (Рвын) для нагнетательного клапана,
МПа; QT — расход газа; Ья — объемный коэффициент нефти; В — объемная
обводненность, доля единицы.
Если р<>рвае, то Qr(p<)=0 и свободного газа в потоке жидкости, про-
ходящей через клапан, нет. Если pi<pn»c, то Qr(pt) рассчитывается по фор-
муле
где
0 Q,«n.i(i — Д). ( I V 4 )
W « c 86 400 ' К '
z — коэффициент сверхсжимаемости газа; ГСк» — температура в скважине. К;
То — абсолютная температура, К; Qa с — объемный расход сепарированной
нефти, м3/с; Qm пд — объемный расход жидкости в пластовых условиях,
м'/сут; ро — атмосферное давление.
Максимальная скорость движения перекачиваемой среды в седле кла-
пана с учетом неравномерности движения плунжера
0тах=4Сг„л/<*2кл,
где dKJI —диаметр отверстия в седле клапана, м (см. табл. IV. 1).
Число Рейнольдса для потока смеси в седле клапана
Re,<a=(<Wmax)/v>K,
где v» — кинематическая вязкость жидкости,
134
Т А Б Л И Ц А IV. 1
РАЗМЕРЫ КЛАПАНОВ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ
Условный раз-
мер насоса, мм
Диаметр отверстия седла клапана, мм
обычного
всасывающего
нагнетательного
с увеличенным проходным оечекием
вс а<сыва юще го
нагнетательного
Невставной насос
28
32
43
55
68
93
11
14
20
25
30
40
11
14
20
25
30
40
14
18
22.5
30
35,5
48
14
18
22.5
30
35,5
48
Вставной насос
28
32
38
43
55
20
20
25
25
30
11
14
18
20
25
22.5
22,5
30
30
35.5
14
18
20
22,5
30
По экспериментальным графикам (рис. IV. 1) определяется коэффициент
расхода клапана данного типа Дкл в зависимости от Re™, вычисленного по
формуле (IV.6).
Зависимость n™=f(ReKa ) может использоваться при вязкости откачи-
ваемой жидкости от 10~в до 2,3-Ю-4 м2/с
Перепад давления в клапане
Р«=РндвН-(рв—р.дю)В, (IV.8)
где рж — плотность дегазированной жидкости.
После установления потерь давления во всасывающем Дркл в и нагне-
тательном Дркл • клапанах определяют давление в цилиндре насоса при вса-
сымнни рае а и нагнетании рВшт ц:
Рве ч—Рвр—Драл I, (IV.9)
Рш.г. п.е=Ршын-\-Ар*аи; (IV.10)
«"•
g 0,8
о. °.6
0,4
5
•в-
- •
*£</^-20
II > ^ —
4 6 8 Ю 2 2 3 4 6 8 1 0 3 2 3 4 6 8 1 0 * 2 3 4 6 8 1 0' 2
Ряс. IV. 1. Коэффициент расхода для клапанов:
I—с одним шариком с окнами; 2 — с одним шариком со стаканом; 3 — с двумя шарв-
канн
135
перепад давления, который нужно создавать насосом Дрн, чтобы обеспечить
подъем жидкости на поверхность,
Д/>н=Рващ ц—Pop. (IV.11)
Кроме того, определив потери давления во всасывающем клапане, мож-
но установить минимально необходимое давление на приеме насоса рПр mm
или минимальную глубину погружения насоса под динамический уровень,
когда откачиваемая продукция не содержит свободного Газа:
(IV. 12)
где рг Пр — упругость паров откачиваемой жидкости, Па; рУ Р — давление га-
за в межтрубном пространстве у динамического уровня жидкости, Па; s —
длина хода полированного штока, м
где Ядин — динамический уровень, т. е. расстояние по вертикали от устья
скважины до уровня жидкости в межтрубном пространстве (между колон-
нами НКТ и обсадной); рНеж — давление газа в межтрубном пространстве
на устье, Па.
Минимальное необходимое погружение насоса под динамический уровень
Лдив min=/?np mm/pmg. (IV.14)
Расчет производительности и коэффициента подачи
штанговой насосной установки
Теоретическая производительность штанговой насосной установки при
заданном режиме откачки и диаметре насоса
Qr = J^-D'n]lsN, (IV. 15)
где £>пл—диаметр плунжера, м; N — число качаний балансира в секунду.
Фактическая производительность установки Q& почти всегда отличается
от теоретической (табл. IV.2). Степень этого отличия характеризуется коэф-
фициентом подачи
Коэффициент подачи, как правило, меньше единицы за исключением
случаев, когда скважина фонтанирует через скважинный насос.
Величина коэффициента подачи зависит от многих факторов, причем
влияние некоторых из них, наиболее существенных, таких, как упругие де-
формации штанг и труб, наличие свободного и растворенного в жидкости
газа, утечки в плунжерной паре, может быть оценено аналитически:
%>д = ЧхЧнапЧр г. (IV. 17)
где t| x=Snn/s — коэффициент, учитывающий несовпадение длины хода плун-
жера я п л и полированного штока s; т)нап — коэффициент наполнения насоса,
определяемый как отношение объема жидкости, поступающей в насос из
скважины, к объему, освобождаемому плунжером при ходе вверх; Т)р г —
коэффициент усадки нефти, учитывающий уменьшение объема откачиваемой
жидкости при снижении давления на приеме насоса до давления сепарации
за счет выделения растворенного в нефти газа.
При использовании формулы (IV.17) принято, что в клапанных узлах
насоса и в колонне насосно-комлрессорных труб утечек нет.
136
ТА БЛИЦА IV.2
ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ПОДАЧА СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ (м>/сут) ПРИ
п=10 кач/мян, ^,^„=1
Длина хода
плунжера,
мм
300
450
600
750
900
1050
1200
1500
1800
2С0О
2100
2400
2500
2700
3C00
3300
3500
4500
5200
6000
Диаметр насоса, мм
28
2,7
4,0
5,3
6,7
8,0
9,3
10,7
13,3
16,0
17,8
18,7
21,4
22,2
24,0
26,7
28,4
31,1
40,0
46,3
53,4
32
3,5
5,2
6,9
8,7
10,4
12,2
13,9
17,4
20,9
23,2
24,4
27,8
29,0
31,3
34,9
38,3
40,6
52,1
60,3
69,8
38
4,9
7,3
9,8
12,2
14,7
17,1
19,6
24,4
29,4
32,6
34,3
39,2
40,7
44,0
48,8
53,8
57,0
73,5
84,8
97,6
43
6,2
9,4
12,5
15,7
18,8
21,9
25,0
31,3
37,5
41,8
43,7
50,0
52,2
56,2
62,5
68,8
73,1
93,7
108,7
125,0
55
10,2
15,4
20,5
25,7
30,7
35,9
40,9
51,4
61,4
68,4
71,6
81,8
85,5
92,2
102,8
112,8
119,7
154,0
177,8
205,6
68
15,7
23,5
31,4
39,2
47,1
54,9
62,8
78,4
94,2
104,6
110,0
125,6
130,7
141,4
156,8
172,6
183,0
235,0
272,0
313,6
93
29,4
44,0
58,8
73,4
88,2
102,8
117,6
146,8
176,4
196,0
205,6
235,2
245,0
264,4
293,6
323,2
343,0
440,0
509,6
587,2
Определение длины хода плунжера
Как известно, в процессе работы штанговой насосной установки колонны
штанг и труб периодически подвергаются деформациям от веса жидкости,
воспринимаемого плунжером, кроме того, на колонну штанг действуют ди-
намические нагрузки и силы трения. В результате длина хода плунжера мо-
жет существенно отличаться от длины хода полированного штока.
Режимы работы этой установки принято разделять на статические и ди-
намические. Критерием для разделения служит параметр динамического по-
добия (критерий Коши):
Фд=(о£н/а, (IV.18)
где а — скорость звука в штанговой колонне, м/с; <о — угловая скорость вра-
щения вала кривошипа, рад/с; a) = 2niV; LB — глубина спуска насоса, м. При
значениях параметра фд^О.З—0,4 режим работы установки считается стати-
ческим, при больших значениях — динамическим. При статических режимах
силы инерции практически не влияют на работу установки, в том числе и на
длину хода плунжера.
Длина хода плунжера
s n n =s —I, (IV.19)
где
Х=Хшт-|-Лт» (IV.20)
представляет собой сумму упругих деформаций штанг (%Шт) и труб (Хтр),
обусловленную гидростатической нагрузкой на плунжер:
к — Рве цКпл^-н С"1 с,-
*s
шт i
Лтр — '
Рве ц)' п
'тр
(IV.21)
(IV.22)
137
где ее-доля длины ступени, состоящей из штанг с площадью поперечного
сечения (шц, от общей длины штанговой колонны LH; /'I p — площадь по-
перечного сечения (по металлу) подъемных труб, м2; Е— модуль упругости
материала штанг, равный 0,2 МПа; /^л —площадь сечения плунжера мг-
потерями хода от сил трения пренебрегаем; />вы к—давление на выкиде на-
соса; ршо ц—давление всасывания в цилиндре.
Формула (IV. 19) может применяться при
0,2
( I V 2 3 )
где т — коэффициент, учитывающий влияние на растяжение колонны штанг
силы инерции массы столба жидкости (табл. 1V.3).
ТА БЛИЦА IV.3
КОЭФФИЦИЕНТЫ m н .
(НО А. Н. АДОНИНУ)
ДЛЯ НАСОСОВ РАЗЛИЧНЫХ ДИАМЕТРОВ
Диаметр насо-
са, мм
т
¥кр
<43
1
0,20
55
1.5
0,17
68
2,0
0,14
93
3.0
0,12
Следует отметить, что если колонна подъемных труб заякорена у насо-
са, то А.тр=0.
Если <р>фкр, то при расчете хода плунжера следует учитывать прира-
щение хода от инерционных удлинений штанг.
В настоящее время известно несколько формул для расчета длины хода
плунжера по динамической теории:
формула АзНИИДН, учитывающая инерционные удлинения штанг,
(IV.24)
,^11-i-m-H-X
пригодна в интервале значений 0,2/К q ^,;
формула А. С. Вирновского для двухступенчатой колонны штанг, учи-
тывающая вынужденные колебания штанговой колонны, вызванные периоди-
чески действующей нагрузкой от веса жидкости,
cos <p, cos »j — т*— sin if, sin y,
Inn
(IV.25)
где <pi,2=w'i,2/a; l\, h — длина ступеней колонны соответственно с площадью
штанг /щи и /Шт2. Для колонны штанг постоянного сечения (т. е. односту-
пенчатой) формула (IV.25) представляет формулу Л. С. Лейбензона:
5пл=(5/СО8ф)-Х. (IV.26)
Формулы (IV.24) и (IV.25) можно применять при 0,2<q>s£l,l. Опреде-
лять длину хода плунжера для одноступенчатой колонны штанг можно по
формулам (IV.25) и (1V.26). если принять соответствующую величину ско-
рости звука а, входящую в зависимость (IV.18). Для одноразмерной колон-
ны штанг а=4600 м/с, для двухступенчатой колонны а=4900 м/с, для трех-
ступенчатой а=5300 м)с.
138
Все приведенные формулы не учитывают гидродинамического трения при
движении плунжера. Этого недостатка лишена формула А. С. Вирновского
( I V - 2 7 )
где А — константа трения, О1; обычно Л=0,2—1,0 С- |.
А. Н. Адонин [2] показал, что при больших значениях константы трения,
т. е. при откачке высоковязких жидкостей, снижение длины хода плунжера
может достигать 15% и более. Для откачки маловязкой нефти можно при-
нять Л=0, и формула (IV.27) превратится в формулу (1V.26).
Помимо приведенных формул, известны также формула И. А. Чарного
у 1
!>78 I T ) - 2.6 6 — cos? (IV.28)
и формула Г. Дралле и И. Ламберджера
fcr-^ (IV29)
где k — Коэффициент, равный 1.22Х10-4; я— число ходов в минуту. Осталь-
ные обозначения прежние.
Приведенные для расчета потерь хода плунжера формулы получены
в предположении, что колонна штанг не сжимается и не подвергается про-
дольному изгибу. Однако из опыта эксплуатации насосных скважин известно,
что при ходе штанг вниз на плунжер действует сосредоточенная осевая сила,
направленная вверх, вызывающая сжатие и продольный изгиб нижней части
колонны штанг. Для насосов типов НСН и НСВ эта сила обусловлена тре-
нием плунжера при ходе вниз я перепадом давления в нагнетательном кла-
пане.
Прн продольном изгибе упругая ось изогнутого участка колонны имеет
форму, близкую к винтовой спирали с переменным шагом. Следовательно,
к упругим деформациям штанг и труб, вызванным действием гидростатиче-
ской нагрузки на плунжер, добавляются также деформации от сжатия А,сж,
изгиба Хш штанг в сжатой части штанговой колонны длиной /Сж, а также
дополнительное растяжение колонны подъемных труб Хи тР, обусловленное
действием осевой сжимающей силы Рсж:
Р R4
*"*p=w <I V - 3 2 >
/.»=/W<7'mr ож, (IV.33)
где Um—длина сжатого и изогнутого участка штанговой колонны, м; R —
радиус спирали, по которой изогнута сжатая часть колонны, м;
RMD* ш-dmr от)/2 (IV.34)
»»— внутренний диаметр подъемных труб, м; / — экваториальный момент
инерции поперечного сечения штанг, м4;
(IV.35)
139
rfmi еж, /шт еж, <?'шт еж — соответственно диаметр, площадь поперечного се-
чения и вес 1 м штанг в жидкости в пределах участка длиной /Сж.
Если осевая сжимающая сила Рс не превышает 10 кН, то для расчета
деформаций изгиба Л,и можно пользоваться более простой формулой
А. Лубинсхого
* и = 8EJ • <I V-36>
Общие потери хода плунжера от упругих деформаций штанг и труб
с учетом сжатия и продольного изгиба нижней части колонны штанг
т р ) > (IV.37)
где Xmi и Хтр рассчитываются по формулам (IV.21) и (IV.22), а длину хо-
да плунжера рекомендуется вычислять по формуле (IV.19) и не учитывать
влияние динамических процессов на деформацию штанг.
Утечки в зазоре плунжерной пары
Для нового (неизношенного) насоса утечку можно приближенно рассчи-
тать по формуле А. М. Пирвердяна (при ламинарном течении жидкости
в зазоре)
3 \ "£>плв3(Лык — Рве и) 1
— 'г>) 1 2 У ж/п л Р ж Г^плК- (IV.38)
где рж, vm — соответственно плотность (кг/м3) и кинематическая вязкость
(м2/с) откачиваемой жидкости; Inn—длина плунжера, м; б— зазор между
плунжером и цилиндром при их концентричном расположении, м; сэ — отно-
сительный эксцентриситет расположения плунжера в цилиндре, т. е. отно-
шение расстояния между их центрами к величине б ( 0^сэ ^1); «о — средняя
скорость движения плунжера, м/с; Uo=Snni; n — число качаний в секунду.
Критическое значение параметра Рейнольдса, соответствующее переходу
от ламинарного к турбулентному режиму течения в зазоре, ориентировочно
принято равным ReKp=103.
Тогда условие сохранения ламинарного режима будет иметь следующий
вид:
(IV.39)
При турбулентном режиме течения жидкости в зазоре величину утечки
можно определить приближенно:
а) для концентричного расположения плунжера в цилиндре (сэ =0)
Г ( Р ы Р ц )
qyr = 4,7nDnn [ j - ^ J -^ГГ—Т D™Su°; (IV.40)
б) для эксцентричного расположения плунжера в цилиндре (с3ф0), но
без учета движения плунжера
\&3(P*bK-PBcu)W 1
пл — -ТТт-
\(P*bKPBcu)W 1 „ 1Ч
<?у т =4,7( 1+0,Зе г э ) я 1>п л — -ТТт-- (IV.41)
Величина зазора б в новом (неизношенном) насосе зависит от группы
посадки.
140
Для эксплуатации скважин с различной геолого-промысловой характе-
ристикой и глубиной подвески насоса выделяются следующие четыре группы
посадки:
Группа посадки О I II III
Зазор 9, мкм (по диаметру) 0—45 20—70 70—120 120—170
Следует иметь в виду, что в новых (неизношенных) насосах, откачиваю-
щих нефть средней вязкости и при средних высотах подъема жидкости, утеч-
ки имеют относительно небольшую величину (3—5%) по сравнению с теоре-
тической производительностью насоса. Однако для условий откачки из глу-
боких скважин с малым дебитом и сильнообводненных утечки могут быть
значительно больше.
Коэффициент наполнения скважинного насоса
Обычно вместе с жидкостью в цилиндр скважинного насоса поступает
свободный газ, занимая часть объема цилиндра. Таким образом, коэффициент
наполнения насоса жидкостью снижается:
УЖ(РПР) v-vn0T-vyT
,,а„= —у —"? у — <?,. (IV. 42)
где Vm (Pnv) — объем жидкости при давлении на приеме насоса рПр, посту-
пающей в цилиндр в течение хода всасывания; V — объем, описываемый
плунжером при всасывании; V=Faasaa; Упот— «потерянный» объем, заня-
тый выделившимся газом из жидкости, находящейся во вредном простран-
стве, м3; VyT — объем утечки жидкости в зазоре плунжерной пары, м3; <?i —
содержание жидкой фазы в единице объема газожидкостной смеси под плун-
жером насоса в момент окончания хода вверх, м'/м3.
Величина коэффициента наполнения зависит от многих факторов. В из-
вестных зависимостях, приведенных в работах И. М. Муравьева и А. П. Кры-
лова, А. Н. Адонина, Н. Н. Репина, Н. В. Зубкова и др., учтены только
некоторые из этих факторов, причем не дается сравнительной оценки возмож-
ного их значения для точности вычисления коэффициента наполнения насоса.
В настоящее время наиболее полная расчетная схема процессов, протекаю-
щих в цилиндре скважинного штангового насоса при откачке газожидкостной
смеси, учитывающая характер фазовых переходов и сегрегацию фаз при рас-
ширении и сжатии, разработана М. М. Глоговским и И. И. Дунюшкиным.
Расчетные зависимости', полученные авторами, позволяют не только
определить возможные значения коэффициента наполнения, но и оценить по-
грешность, допускаемую при неучете отдельных факторов.
Расчеты выполняются в следующем порядке.
1. При Рве ц^р'нас свободного газа в цилиндре насоса нет, и коэффи-
циент наполнения его
Т)напО=1— /ут, (IV.43)
где
<7ут
1\гт = =
2<Эж(р'н а с ) '
р'вас — давление насыщения с учетом сепарации газа2. Величина ^ у т вычис-
ляется по формулам (IV.38) — (IV.41).
1 При выводе этих зависимостей предполагалось, что фазовые переходы в смеси,
происходят в изотермических условиях, отсутствуют утечки в клапанных узлах, а раст-
воримость попутного газа в воде принята равной нулю.
'Множитель 2 в знаменателе формулы обусловлен тем, что утечки жидкости в за-
зоре плунжерной пары происходят в течение половины времени работы насоса (только
при ходе плунжера вверх).
141
2. При Рве ц<Р нас в цилиндре насоса во время хода всасывания име-
ется свободный газ. Рассмотрим возможные предельные варианты состояния
газожидкостной смеси в цилиндре при работе насоса.
I в а р и а н т
Процесс растворения и выделения газа из нефти равновесный; вода,
нефть и свободный Fa3 равномерно распределены в объеме цилиндра насоса:
1 — V
71нап1.1= \ + R —H.I - (IV.44)
где
а коэффициент бть зависит от соотношения между давлением нагнетания и
давлением насыщения.
Если давление в цилиндре насоса при нагнетании ршлт „ будет меньше,
чем давление насыщения нефти газом р'вас, то это означает, что не весь
свободный газ перешел в раствор. Тогда
«ар
*Ъ = Т+ТГХ
х ( [+1 _,|
| ЫРнагц) Рк а 1 - Я Р, У
(IV.45)
где /пВр — отношение объема вредного пространства к объему V, описывае-
мому плунжером при ходе вниз; Ьж(р) —объемный коэффициент жидкости
при давлении р,
Ьж(р)*=Ья{р){1-В)+Ь.-В. / (IV.46)
Если же ряаг ц>р'вас, а процесс растворения газа в нефти принят рав-
новесным, то к моменту открытия нагнетательного клапана весь газ перей-
дет в раствор. Тогда
II в а р и а н т
Процесс растворения газа настолько неравновесный, что растворимостью
газа в нефти при изменении давления от />Вс к до /?н«г ц можно пренебречь;
вода, нефть и свободный газ равномерно распределены в объеме цилиндра
насоса. При такой схеме процесса коэффициент наполнения насоса
1 — Л,т
- »т)8. 0V.48)
1+«
+ R \ Рвсп
III в а р и а н т
Процесс растворения газа — неравновесный, и растворимостью газа мож-
но пренебречь; вредное пространство насоса к концу хода плунжера вниз
заполнено только жидкостью. Тогда коэффициент наполнения
_ JLzIlL. (IV.50)
142
При введении дополнительных упрощающих предположений из формул
(IV.42), (IV.45) и (IV.48) получатся известные зависимости.
Тан, формулу, приводимую И. М. Муравьевым и А. Н. Адониным,
(где Р»о=Л/(1+Л)—объемное газосодержание смеси при давлении Рво ц)
легко получить из (IV.47), если в последней пренебречь утечками и принять,
что /ут=0; В=0; Ьж(р) = \. При этих же допущениях из формул (IV.42)
и (IV.44) получается зависимость, совпадающая по своей структуре с фор-
мулой Н. Н. Репина:
1 + я
X \—р — А • (IV.52)
^ ц) - Г (Рвс ц ) ^ j
Г [ПЛ,аг ц) Г (Рвс ц)] + 1 j
Риаг и Риаг a '
Выше были рассмотрены предельные условия для газожидкостной смеси.
Однако реальные процессы, протекающие в цилиндре насоса, редко соответ-
ствуют этим предельным условиям. Очевидно, что от начала хода всасывания
до момента открытия нагнетательного клапана одновременно происходят
расслоение смеси, образование «газовой подушки», а затем сжатие и раство-
рение газа. Установить, какая доля свободного газа растворилась, а какая
перешла в «газовую подушку», степень дисперсности газа и т. д. весьма
затруднительно, а значит, нельзя точно определить фактическое значение
коэффициента наполнения.
Однако можно с достаточной степенью достоверности указать интервалы
значений, в которых должен находиться фактический коэффициент наполне-
ния. Верхней границей будет значение т)н,„ 4. а нижняя граница будет изме-
няться в зависимости от того, к какому процессу — равновесному или не-
равновесному — будут ближе реальные условия для газожидкостной смеси
в насосе. Для каждого из рассмотренных вариантов можно указать вероят-
ное среднее значение коэффициента наполнения:
"Пат I = "if (Чита «" + ^нт *) • (IV.53)
где /=1, 2, 3, а также максимальное абсолютное отклонение реального ко-
эффициента от вероятного среднего;
«i = ± — «I/ С = 1". 2. 3). (IV.54)
Коэффициент, учитывающий уменьшение объема нефти при снижении
давления от рВе п до давления в сепарирующем устройстве за счет выделе-
ния растворенного газа
ж ^ ц ) (1-Д). (IV.55)
где u(pic ц ) —коэффициент усадки нефти от давления р»с ц до ро.
НАГРУЗКИ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ НА КОЛОННУ НАСОСНЫХ ШТАНГ
В течение цикла работы скважинного насоса на колонну насосных штанг
действуют нагрузки, как остающиеся постоянными по величине и направле-
нию на протяжении всего цикла или значительной его части, так я перемен-
ные. К постоянным или статическим нагрузкам принято относить вес колон-
ны насосных штанг в жидкости Р'тт, гидростати 1ескую нагрузку Рж, обу-
143
словленную разницей давлений жидкости над и под плунжером при ходе его
вверх, а также нагрузки от трения штанг о стенки подъемных труб Ятр нех
и от трения плунжера в цилиндре ЯТр пл-
К переменным нагрузкам относятся:
инерционная нагрузка Яи н, обусловленная переменной по величине и
направлению скоростью движения системы «штанги — плунжер»;
вибрационная нагрузка Явив, обусловленная колебательными процессами,
возникающими в колонне штанг под действием ударного приложения и сня-
тия гидростатической нагрузки на плунжер;
нагрузка от трения штанг в жидкости Ят р г;
сила гидравлического сопротивления РКл н, вызванная перепадом давле-
ния в нагнетательном клапане при движении жидкости.
Учитывая перечисленные нагрузки, можно записать общие формулы для
определения усилия в точке подвеса штанг при ходе штанг вверх Яв и
вниз Яя:
Яв =Я'ш т - | - Яж +ЯИ н в+Явиб в+^тр М+ЯТР г+Лгр пл, (IV.56)
Рп=Р'шт—(Ршв н+Явиб H-f-Ятр «+Ртр г+^кл н). (IV.57)
Индексы «в» и «н» обозначают, что данная нагрузка относится соответ-
ственно к ходам вверх или вниз.
Вес колонны штанг в воздухе ЯШт и вес ее в жидкости Я'шт, запол-
няющей подъемные трубы, а также гидростатическая нагрузка на плунжер
вычисляются по общеизвестным формулам
)» (I V-5 8 >
Я'шт=Яшт/С.Р1, (IV.59)
Яж =(/>вЫК— Рвсц^пл (IV.60)
или
Яж={£[#динРсм т-|-(£н— #дин) (рем т—рем меж)] + (рц—РмежМ^пл. (IV.61)
где дшл — вес 1 м штанг данного диаметра в воздухе, Н; Карх=
= (ршт—рем т)/ршт — коэффициент плавучести штанг; рШт — плотность ма-
териала штанг, кг/м3; р с м меж, рсм т — средняя плотность жидкости (смеси),
находящейся соответственно в пространстве между обсадной колонной и ко-
лонной насосно-компрессорных труб, кг/м; рМеж—давление газа в этом про-
странстве на устье скважины, Па.
ФОРМУЛЫ ДЛЯ РАСЧЕТА ЭКСТРЕМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК
НА ШТАНГИ ЗА ЦИКЛ РАБОТЫ НАСОСА
Точные формулы
В настоящее время нет универсальной методики расчета экстремальных
нагрузок (максимальной Ят ах и минимальной Рт щ), в которой были бы
учтены все перечисленные составляющие усилия, действующие на колонну
штанг. Однако экспериментальные исследования, проведенные в стендовых
скважинах, и статистическая обработка реальных промысловых данных по-
зволили установить, что для широкого диапазона условий эксплуатации на-
сосных установок и режимов их работы в нормальных скважинах наиболее
точны формулы А. С. Вирновского
Ятах=Я'шт-М3ж-| -Явя6 В +Яи в в, (IV.62)
Ятт=Я'ШТ —(Явибн+Яивн), (IV.63)
144
где
Ф——) я ш т Р Ж ) (IV.64)
Лш в = 4" «'.я1. («. - 2 ^ } Яшт. (IV. 65)
Вибрационная и инерционная нагрузки для хода вниз получаются из приве-
денных формул путем замены в них коэффициентов а\ и Oi соответственно
коэффициентами а2 и а2.
В формулах (IV.64) и (IV.65)
me = K«*s/g. Ф = ^шт/(ХШт + ^тР).
«1(012)—кинематический коэффициент, равный отношению л/2 к действи-
тельному угловому перемещению кривошипа с момента начала движенияг
точки подвеса штанг вверх (вниз) до момента достижения его максимальной,
скорости; а1 | 2 — кинематические коэффициенты, учитывающие отличие истин-
ной максимальной скорости движения точки подвеса штанг Ища* от макси-
мальной скорости для идеального гармонического движения;
2 ( )/
( ) l,2/,z
Исходные величины для определения коэффициентов ai,2 и а\,г получают
построением графика фактической скорости точки подвеса штанг для каж-
дого типоразмера станка-качалки и длины хода полированного штока
(табл. IV.4).
В формулах А. С. Вирновского учтены динамические усилия, вызванные
вынужденными и свободными колебаниями штанговой колонны.
Однако расчетная схема, использованная при выводе формул (IV.62) —
(IV.65), не учитывает ряд факторов, реально существующих и обусловливаю-
щих нагрузки на штанги, в том числе и на экстремальные значения этих
нагрузок.
К этим факторам можно отнести: силы трения плунжера о цилиндр на-
соса, гидравлические сопротивления, возникающие при движении продукции
через нагнетательный клапан, наличие свободного газа в насосе, утечки и т. д.
Учесть аналитически эти факторы в настоящее время не представляется
возможным.
На основании статистической обработки результатов расчета по форму-
лам (IV.62) — (IV.65) и фактических нагрузок в точке подвеса штанг для
широкого диапазона условий эксплуатации и режимов откачки были рас-
считаны поправочные коэффициенты для динамических составляющих экстре-
мальных нагрузок Лдин в и Ядин я. С учетом этих коэффициентов формулы
(IV.62) и (IV.63) имеют следующий вид:
Ята*=.Р'шН-Яж-М(дин в( Яв я 6 в+Яин в), (IV.66)
Ят 1 п =Я'ШТ —Кдин н(Явиб в+Рин в), (IV.67)
КдИн в=2,042(£„л-103)-0^06, (IV.68)
К„„н в=2,754(£пл-103)-°.29<. (IV.69)
Результаты расчета по формулам (IV.68) и (IV.69) приведены
в табл. IV.5.
Преобразованные формулы А. С. Вирновского получили следующий вид:
Ят ах=Р'шт+Рж(1+Я1+/С'1), (IV.70)
Ятш=Р'шт—Я
где К\(Кг) и К'\(К'2)—коэффициенты динамичности для учета усилий от
собственных колебаний штанг и сил инерции переносного движения для хода
вверх (вниз).
145
Т А Б Л ИЦА IV.4
КИНЕМАТИЧЕСКИЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ СТАНКОВ-КАЧАЛОК
Станок-качалка
1СК 1,5-0,42-100
2СК2-0,6-250
ЗСКЗ-0,75-400
4СКЗ-1,2-1700
5СК6-1,5-1600
6СК6-2,1-2500
7СК12-2,5-4000
8СК12-3,5-8000
9СК20-4.5-12 000
Радиус
кривошипа,
м
0,15
0,165
0,18
0,195
0,20
0,15
0,188
0,22
0,26
0,295
0,149
0,202
0,22
0,26
0,31
0,325
0,36
0,22
0,32
0,412
0,508
0,57
0,21
0,30
0,345
0,39
0,57
0,715
0,45
0,60
0,75
0,90
1,0
0,60
0,75
0,90
,05
,20
,05
,20
,35
1,50
1,67
,25
1,46
1,67
1,89
2,00
Длина
хода s, м
0,30
0,34
0,37
0,40
0,41
0,30
0,38
0,46
0,54
0,61
0,30
0,41
0,45
0,52
0,63
0,67
0,75
0,44
0,65
0,84
1,04
1,19
0,42
0,61
0,70
0,79
1,17
1,49
0,91
1,22
1,54
1,86
2,08
1,22
1,53
1,84
2,17
2,50
2.14
2,45
2,77
3,10
3,48
2,54
2,99
3,45
3,91
4,17
ХОД Е
1.09
,09
,09
,09
.09
,08
.10
Л
,11
,П
,07
,08
,09
.09
,10
.09
,08
,07
,ю
,11
,11
,10
,06
,08
1,09
1,10
,11
1,10
1,08
1,10
1,11
1,11
1,10
1,09
1,11
1,11
1,11
1,10
1.11
1,11
1,11
1,11
1.Ю
1.11
1,11
1,11
1.11
1,10
а,
верх
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
0,92
0,91
0,90
0,90
0,90
0,93
0,91
0,91
0,91
0,90
0,90
0,90
0,92
0,90
0,89
0,89
0,90
0,93
0,92
0,91
0,90
0,89
0,90
0,91
0,90
0,89
0,89
0,90
0,91
0,89
0,89
0,89
0,90
0,89
0,89
0,89
0,89
0,90
0,89
0,89
0,89
0,89
0,90
а,
ход
0,84
0,82
0,81
0,79
0,79
0,88
0,85
0,82
0,78
0,76
0,89
0,86
0,84
0,82
0,78
0,77
0,74
0,90
0,84
0,80
0,76
0,73
0,92
0,88
0,87
0,85
0,78
0,73
0,8»
0,83
0,80
0,76
0,73
0,86
0,83
0,79
0,76
0,73
0,83
0,81
0,78
0,76
0,74
1,83
0,80
0,77
0,75
0,73
а,
вниз
,23
,27
,30
,34
,35
,17
,23
,29
,37
,44
.14
,20
,23
.28
,37
,41
,48
.14
.24
,34
.46
,55
,11
.17
,19
,23
,39
,55
,17
.27
1.35
.47
.55
,21
1,28
1,36
1,45
1,56
,28
,33
.39
.47
,55
,28
,34
,42
,50
,55
146
Продолжение табл. IV.*
Станок-качалка
СКНЗ-1515
СКН5-3015
СКН-10-3315
СКН-10-3012
Радиус
кривошипа.
м
0,22
0,295
0,37
0,445
0,52
0,595
0,67
0,72
0,375
0,50
0,62
0,74
0,87
0,98
1,11
1,20
0,49
0,61
0,74
0,86
0,97
1,10
1,21
1,32
0,46
0,695
0,93
1,15
Длина
хода s, и
0,44
0,60
0,75
0,91
(
1,07
.23
,39
,50
),90
,21
,50
,80
2,13
2,42
2,76
3,01
1,19
1,49
1,79
2,10
2,38
2,72
3,01
3,31
1,20
1.80
2,42
3,00
ХОД 1
1,06
1,08
,09
.11
,11
,П
!"
.11
,05
,07
,08
,09
,С9
,09
,08
.07
.07
.08
,09
.10
,10
,10
,09
,08
,05
,08
,10
,11
а,
верх
0,93
0,92
0,90
0,89
0,88
0,88
0,87
0,88
0,95
0.93
0,92
0,92
0,92
0.92
0,92
0,93
0,93
0,92
0,92
0,91
0,91
0,91
0,92
0,93
0,95
0,93
0,91
0,90
« 1
ход
0,92
0,89
0 87
0,84
0,82
0,79
0,77
0,75
0,92
0,89
0,86
0,83
0,80
0,78
0,75
0,73
0,89
0,87
0,84
0,82
0,79
0,76
0,74
0,72
0,92
0,88
0,84
0,80
вниз
1.11
1,16
1,21
1.27
1,33
1,40
1,48
1,53
1,09
1,1+
1,1*
1.24
1.31
1,36
1,44
1,49-
1.14
1,18
1,2&
1,23
1,33
1,40
1.47
1,54
1,10
1,16
1,23
1,31
Для расчета перечисленных коэффициентов предложены следующие за-
висимости:
*'...=^- x (w-°'25)fsl n^+^-si n^'
ТАБЛИЦА IV .5
ЗНАЧЕНИЯ ПОПРАВОЧНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ К.
(IV.72)
(IV.73)
Диаметр
плунжера, мм
32
38
43
*дянв
1,00
0,97
0,94
Ядвин
0,99
0,95
0,91
Диаметр
плунжера, им
55
68
93
Кдинв
0,89
0,85
0,80
*динн
0,84
0.79
0,72
14Г
где фо —угол поворота кривошипа станка-качалки, соответствующий оконча-
нию периода начальной деформации, т. е. моменту, когда перемещение точки
подвеса штанг, отсчитываемое от нижней мертвой точки, станет равным ве-
личине потерь хода плунжера X (рис. IV.2).
А. Н. Адонин установил, что для статических режимов откачки т е
при Ф«£0,30-0,40, формулы (IV.62) и (IV.63) можно упростить, приведя их
к следующему виду: г
Р = Р'
дик>
рг
Р =
3/,
-т.,
'шт ср
>jA
-+1000,
где й ш т с р — средний диаметр штанг ступенчатой колонны;
1 /*ШТ с р
(IV.74)
(1V.75)
f шт ср —
(IV. 76)
Им установлены также пределы применимости формул (IV74) В реко-
мендуемой области / (рис. IV.3) погрешность этих формул не превысит 103Н
т. е. будет меньше погрешности применяемых динамографов.
OIT.C'OO
" 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Параметр динамического подобия <р
Рис. IV.2. График для определения
коэффициентов К\2 в формуле
(IV.72)
Рис. IV. 3. Области применимости
формул для определения макси-
мальной и минимальной нагрузок
В области // целесообразнее применять формулы (IV.62) и (IV.63).
Все формулы, приведенные для определения экстремальных нагрузок,
имеют общие пределы применимости, обусловленные теми предположениями,
которые заложены в расчетной схеме процессов, происходящих в штанговой
колонне. Если пренебречь силами трения, то предел применимости формул
А. С. Вирновского определяется согласно зависимости
1 /37 500 \
«пред— 6 0 у L^ — 1.5J,
(IV.77)
где приближенно учитывается предрезонансное повышение усилий при дли-
нах хода до 3—4 м.
148
Зависимости (IV.62)—(IV.74) используются, как правило, при решении
задач, когда требуются высокая точность и достоверность расчетов. На
практике часто применяются более простые, хотя и менее точные зависимо-
сти различных авторов, так называемые упрощенные формулы.
Упрощенные формулы для определения максимальной нагрузки
При статическом режиме работы ШГНУ, т. е. при значениях параметра
динамического подобия <р<:(0,30-+-0,40), достаточную для практики точность
обеспечивают приведенные ниже зависимости.
Формула И. М. Муравьева
^шах= Ли
где n=N-60 — число ходов плунжера в минуту.
Формула И. А. Чарного
-) +ЯЖ. (IV.79)
Формула Дж. С. Слоннеджера
Лпах = (Лит + Лк) (l + Щ • (IV.80)
Формула Дж. С. Слоннеджера получила широкое распространение
в США, где она рекомендована для применения стандартом Американского
нефтяного института.
Формула Кемлера
''max = (Лит + Лк) ^ + j f ^ ) • (IV.81)
Формула К. Н. Милса
Лпах = Лит (1 + Т790] + Я'«' СV-8 2 )
/"ж=(Рвык— Рве ц) (Л:л — /шт), (IV.83)
где Р'т — вес ЖИДКОСТИ над плунжером.
Погрешность расчета по перечисленным приближенным формулам нахо-
дится в пределах 10—20% от Pmai.
Известны и другие зависимости для расчета максимальной нагрузки
в точке подвеса штанг, которые по существу не отличаются от приведенных
приближенных формул.
Упрощенные формулы для определения минимальной нагрузки
Формула К. Н. Милса
sri> \
UV.84)
Формула Д. О. Джонсона
/ sn2 \
[п == шт I ^арх Г790 I * (IV.85)
\ /
Формула Дж. С. Слоннеджера
| п = 0,75Ршт — (Pmr + Px)j^. (IV.86)
149
Формула Н. Дрэготеску и Н. Драгоииреску
У37
(IV.87)
Н. Дрэготеску указывает, что надежность приближенных формул для
определения минимальной нагрузки обычно заметно ниже, чем аналогичных
формул ДЛЯ Яшах-
СИЛЫ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПРИ РАБОТЕ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ
Наиболее существенно силовые и энергетические показатели и надеж-
ность насосной установки зависят от следующих сил, возникающих при ее
работе:
механического трения колонны штанг о стенки колонны НКТ;
гидродинамического трения штанг;
трения плунжера о стенки цилиндра;
гидравлического сопротивления, обусловленного перепадом давления
в нагнетательном клапане насоса.
Абсолютная величина каждой из этих сил, энергия, которую необходимо
затратить на их преодоление, и относительное влияние на показатели экс-
плуатации установки в большой степени зависят от физических свойств до-
бываемой продукции, конструкции скважины, компоновки и режима работы
оборудования. Больших значений, порядка 10—15 кН, могут, например, до-
стигать: сила механического трения штанг в искривленных или наклонно-на-
правленных скважинах и сила гидродинамического трения в скважинах, даю-
щих высоковязкую жидкость. Если же откачивается высокопарафинистая
нефть или жидкость с большим содержанием абразивных частиц, наибольшее
значение могут иметь силы трения плунжера о стенки цилиндра.
Поэтому при расчете сил сопротивления необходимо учитывать конкрет-
ные условия эксплуатации и свойства продукции скважин.
Сила трения штанг о стенки колонны подъемных труб
Механическое трение штанг о стенки колонны НКТ обусловлено искрив-
ленностью ствола скважины.
В простейшем виде профиль наклонной скважины можно представить
плоской трехинтервальной кривой (рис. IV.4).
При такой схематизации профиль скважины
состоит из: первого вертикального участка дли-
ной /в, участка набора кривизны длиной /ж, где
ствол скважины постепенно искривляется, от-
клоняясь от вертикали до величины зенитного
угла а=а„, и имеет форму, близкую к дуге
окружности, и, наконец, конечного линейного
участка, называемого наклонным, длиной /н и
с постоянным зенитным углом аа.
При расчете силы механического трения
штанг РТр мех за основу может быть принята
зависимость, предложенная Ю. А. Песляком и
экспериментально проверенная А. X. Шарипо-
вым:
Рис. IV.4. Схематизация
профиля наклонной
скважины
150
{ =1
I/ (
XI/ (^Tsina1. + P1..I -^-y+^P1..1-^i-sin«1Jl, (IV.88)
где Cmi — коэффициент трения штанг о трубы; Д£< — длина 1-го участка
с отклонением ai от вертикали, м; Р\-\ — текущая суммарная нагрузка от
веса жидкости, веса штанг и сил трения, приложенная к нижнему сечению
i-ro участка, Н; af (8i)—угол отклонения (-го участка ствола скважины от
вертикали (по азимуту), рад.
Величина коэффициента трения Сшт, по данным ряда авторов, колеблет-
ся от 0,1 до 0,7 и зависит, в первую очередь, от вязкости жидкости, запол-
няющей колонну НКТ, и содержания воды. В. М. Троицкий рекомендует
принимать при расчетах следующие средние значения коэффициента тре-
ния Сшт:
Тип нефти и ее вязкость, мг/с Сщг
Обводненная, 10-'—10-' 0,25
Легкая, менее 3-10~5 0,20
Легкая, более 3- 10~в 0,16
А. X. Шарипов показал, что силу Ртр к«х в инженерных расчетах сле-
дует учитывать в скважинах с отклонением ствола по вертикали более 5°,
по азимуту — более 4л радианов и при статической нагрузке более 50 кН.
Прв выполнении этих условий РТр мех будет превышать 1 кН.
Если ствол скважины незначительно отклоняется от начального азимута,
то в формуле (IV.88) можно пренебречь последним слагаемым в подкорен-
ном выражении
^ ^ ) (IV.89)
Эту зависимость можно упростить, если принять, что угол искривления
ствола по всей длине подвески насоса Oi =am«i. Учитывая, что при о^15°
sin (t%a, окончательно получаем?
^трм.х=Сштатах(Яж+Я'ш1). (IV.90)
Тогда величина ЯТр мех, получаемая по формуле (IV.90), будет макси-
мальной силой механического трения штанг.
Гидродинамическое трение штанг
Различными исследователями предложено большое число приближенных
формул, отличающихся упрощающими допущениями, степенью учета мно-
жества факторов, определяющих силы гидродинамического трения колонны
штанг в потоке вязкой жидкости Ят р Р.
А. М. Пирвердян получил формулу для расчета ЯТр г для гладкой (т. е.
безмуфтовой) штанговой колонны, когда поток жидкости в подъемных тру-
бах отсутствует (т. е. колонна НКТ заглушена на конце), которая может
быть использована для приближенных расчетов:
где
и^-^рг ; m=i^ (IV-92)
ltf=T l n m ~ 1
</mt — диаметр штанг, м; Dr » — внутренний диаметр НКТ, м.
Для ступенчатой колонны штанг расчет по формуле (IV.91) выполняет-
ся для каждой ступени отдельно, а полученные величины суммируются.
151
В формуле (IV.93) дополнительно учтено движение жидкости в колонне
HKTi
i—uB,). (IV.93)
Знак плюс соответствует ходу штанг вверх, а знак минус — ходу вниз.
А\, В\ — числовые коэффициенты, зависящие от размеров кольцевого сечения
между штангами и подъемными трубами, определяемые по формулам
In m
(«'-О+^я,!-! ~ (IV_g4)
(тг+
(тг—
г — (тг—
— 21птл
и=-
8QH
(IV.95)
(IV. 96)
Формулу (IV.91) можно получить из формулы (IV.93) как частный слу-
чай при соответствующих допущениях.
Усилия для ступенчатых колонн определяют суммированием величин, по-
лученных по отдельным ступеням. Формула (IV.93) рекомендуется для рас-
четов при откачке жидкости повышенной вязкости (до 30 мПа-с).
Зависимость, в которую введены экспериментально определенные коэф-
фициенты, учитывающие дополнительное сопротивление, создаваемое штан-
говыми муфтами при ходе штанг вниз, имеет следующий вид:
Ртр r=2,88XWNsvHSpmk'[LB(\-\-2k")-Jrn'(l^rl'ak")l (IV.97)
Т АБЛИЦА IV.6
ЧИСЛОВЫЕ ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ, ВХОДЯЩИХ В ФОРМУЛУ (IV.97) [21]
Условный
диаметр
штанг,
dmr, мм
16
19
22
25
16
19
22
25
16
19
22
25
16
19
22
25
50,3
15,8
21,3
0,113
0,166
59
12,6
16,2
20,9
0,079
0,116
0,161
Внутренний
62
диаметр НКТ От в, мм
73
Коэффициент
11,8
15,0
19,1
24,4
9,6
11,9
14,6
18,0
Коэффициент
0,071
0,103
0,144
0,194
0,050
0,072
0,100
0,133
Эквивалентная по трению длина
2,91
12,23
0,98
5,16
8,78
0,63
3,90
6,60
20,8
0,11
1,24
2,48
9,16
Эквивалентная по давлению длина
7,4
18,9
3,5
11,5
16,1
2,5
9,65
13,6
28,0
0,6
4,4
7,35
18,0
76
88.6
k'
9,2
11,3
13,7
16,7
7,9
9,2
11,2
13,3
k"
0,067
0,091
0,121
0,048
0,065
0,086
штанговых муфт /э,
0,89
1,86
7,46
0,18
0,52
3,37
штанговых муфт /э
3,45
6,03
16,0
0,97
2,34
10,5
100,3
7,1
8,3
9,7
11,3
0,050
0.06&
м
0,12
1,13.
', м
0,7
4,4
152
где k' и k" — коэффициенты, зависящие от площади кольцевого сечения; U
и 1'э — длины штанг, эквивалентные по силе трения и потерям давления
штанговым муфтам, м.
Числовые значения упомянутых величин для различных применяемых на
практике сочетаний размеров штанг и насосных труб приведены в табл. IV.6.
Сила гидродинамического трения штанг при ходе вверх оказывается зна-
чительно меньшей, чем при ходе вниз, за счет уменьшения скорости движения
штанг относительно жидкости. Поэтому сложные и громоздкие формулы для
хода вверх здесь не приводятся.
Оценка величины силы гидродинамического трения при ходе штанг вверх
может быть выполнена по формуле (IV.93), где перед первым слагаемым
в скобках должен быть поставлен знак плюс.
Сила трения плунжера о стенки цилиндра
в поверхностных условиях
Величина этой силы при работе насоса, согласно рекомендации А. Н. Адо-
нина, может быть приближенно оценена по эмпирическим формулам
В. И. Сердюка:
для обводненных скважин Ртр п л = 1.84 —т— — 137,
(IV. 98)
для безводных скважин /> т р п л = 1,65 —| ^-—127.
где Daa — в м, б — в мм, Ят „ пл — в кН.
Согласно этим формулам, сила трения плунжера может достигать боль-
ших величин: так, при зазоре 6=0,1 мм, что соответствует второй группе
посадки, эта сила составит около 1,1 кН для насоса диаметром 0,068 м и
1,6 кН для насоса диаметром 0,093 м.
Экспериментальная проверка формул (IV.98) показала, что они с доста-
точной для практики точностью позволяют оценить силы трения плунжера
в поверхностных условиях. Однако в реальных условиях эксплуатации сила
трения в насосе может быть больше, чем рассчитанная по формулам (IV.98).
Причина — наличие песка в откачиваемой жидкости, отложение парафино-
смолистых веществ в зазоре плунжерной пары и др.
Сила гидравлического сопротивления
в нагнетательном клапане
Эта сила обусловлена перепадом давления ДрКл п, возникающим при
движении добываемой жидкости через нагнетательные клапаны насоса. Ме-
тодика определения ДрКл н приведена выше,
Ркп в=Ар„лн^пл. (IV.99)
Учет сил сопротивления при определении
экстремальных нагрузок
Силу механического трения штанг о стенки насосно-компрессорных труб
следует учитывать в сильно искривленных и наклонных скважинах. Для
определения экстремальных нагрузок в точке подвеса штанг можно исполь-
зовать формулы Д. Н. Дрэготеску.
Для скважины с трехинтервальным профилем (см. рис. IV.5) упомяну-
тые формулы приобретают следующий вид:
M( вРнак+(Явер+ЛН-Рна „)тИ-Р'яН-Ртр пл, (IV.100)
нРнак— (Рвер-fJVf Рнак)/Пн— Рял н —ЯТ р п л, (IV.101)
где /"вер, Рк, Ржак — вес штанг соответственно в вертикальном, в искривлен-
ном и в наклонном участках ствола скважины; Кя в, Кп в — коэффициенты
изменения нагрузки от веса штанг в искривленном участке соответственно
153
при ходе штанг вверх и вниз; Кя в, Кя а — коэффициенты изменения нагруз-
ки от веса штанг в наклонном участке соответственно при ходе штанг вверх
и вниз; тв, та — коэффициенты динамичности при ходе штанг вверх и вниз.
Для приближенных расчетов можно принять
sn* sn.1
«в = 1440, «н = Тт90- (I V.I 02)
Коэффициенты Кя в, Кя я, Кал и Кя я рассчитываются по следующим
формулам:
Кя в = ~ fsin ан + сшт(1 — cos ан)],
7 [s i n c t H —С шт(1 — COSOH)],
Ku в =COS ан + Сщт sin ан,
/Сн н =c o s он — С ш т sin
«и- I
(IV. 103)
(IV.104)
Следует отметить, что формулы (IV.100) — (IV.104) приближенные и
применимы, строго говоря, только при достаточно малой скорости набора
кривизны а по длине скважины, т. е.
da/dL-*O. (IV. 105)
Более точные формулы для расчета экстремальных нагрузок получены
Ю. А. Песляком и С. Г. Зубаировым. Однако они очень громоздки, и вычис-
ления по ним выполнять сложно. Поскольку в промысловых условиях дан-
ные об истинном профиле скважины, как правило, приближенные, кроме того,
насосные установки эксплуатируются в скважинах, для которых условие
(IV. 105) обычно выполняется, то применение для приближенных расчетов
формул (IV.100)—(IV.104) можно считать оправданным.
При подъеме из скважин высоковязких жидкостей гидродинамическое
трение штанг обусловливает изменение отдельных составляющих нагрузок на
штанги и соответствующее изменение экстремальных значений общей нагруз-
ки в точке подвеса штанг.
Исследованиями многих авторов показано, что при откачке высоковязких
жидкостей наблюдается быстрое затухание колебании нагрузки, возникающих
при смене направлений движения плунжера. При ходе штанг вверх нагрузка
от гидродинамического трения последних максимальна приблизительно в се-
редине хода и может превысить динамические нагрузки, возникающие в на-
чале хода.
Усилия от гидродинамического трения штанг в средней части хода вниз
существенно превышают динамическую нагрузку, возникающую в начале
этого хода. Однако сила гидродинамического трения штанг может оказаться
настолько большой, что происходит отставание в движении полированного
штока от движения головки балансира с последующим резким ударом, что
приводит к обрыву канатной подвески или штанговой колонны.
Максимальную и минимальную нагрузку в точке подвеса штанг при от-
качке жидкости высокой вязкости можно приближенно оценить по следую-
щим формулам:
Ятах=Р'шт-ЬЯж+^тр г .-f-Ятр од, (IV.106)
Ятт=Я'шт—Ятргн—Як л я —Р,рпл, (IV.107)
где Pip г в, Ятр г • — соответственно нагрузки гидродинамического трения
штанг при ходе вверх и вниз (см. формулы (IV.91) — (IV.97)).
В формулах (IV. 106) и (IV.107) принято, что нагрузки от гидродинами-
ческого трения штанг в середине хода превышают динамические нагрузки,
возникающие в начальные периоды хода.
154
Поскольку расчетных формул, учитывающих совместное влияние колеба-
тельных процессов в штангах и гидродинамического трения на экстремальные
нагрузки на штанги, нет, то при отсутствии фактических промысловых дан-
ных о величинах упомянутых нагрузок для заданных условий эксплуатации
скважины можно определить динамические нагрузки
ЯДнн=Я,«в+ЯВя (IV.108)
для ходов вверх и вниз, например, по формулам (IV.64)—(IV.65), и срав-
нить с величиной нагрузки от сил гидродинамического трения, вычисленной
по одной из формул (IV.91)—(IV.97). В зависимости от того, какая из на-
грузок окажется большей (динамическая или гидродинамического трения),
экстремальные усилия в точке подвеса следует определять или по формулам
(IV.62)—(IV.63), или по (IV.106)—(IV.107).
Если силы сопротивления, сосредоточенные у плунжера насоса, а имен-
но: сила гидравлического сопротивления ЯКд в и сила трения плунжера
о стенки цилиндра Ятрпа—достигают значительных величин, порядка
3—5 кН, и под действием этих сил нижняя часть штанговой колонны на зна-
чительной длине подвергается продольному изгибу, то необходимо учитывать
влияние этих сил на динамические нагрузки (инерционные и вибрационные).
Это обусловлено тем, что при приложении и снятии внешней нагрузки изо-
гнутый участок будет работать подобно винтовой пружине и его механиче-
ские характеристики — модуль продольной упругости и скорость распростра-
нения продольных колебаний — будут иметь значения, отличающиеся от
аналогичных характеристик прямолинейного участка колонны штанг.
Вибрационная И инерционные нагрузкн на штанги при наличии в колонне
при ходе вниз изогнутого участка могут быть рассчитаны по формулам
(IV.64)—(IV.65), если в них Хшт определять по формуле (IV.37).
НАПРЯЖЕНИЯ В ШТАНГАХ
Опыт эксплуатации насосных установок показывает, что разрушение
штанговых колонн обычно обусловлено усталостью металла, вызванной про-
должительным действием циклических переменных нагрузок. Усталостный
износ штанг усиливается и ускоряется под влиянием коррозионно-активных
компонентов, содержащихся в откачиваемой газожидкостной смеси (серово-
дород, минерализованная вода и т. д.).
Как было отмечено, усилия и напряжения в произвольном сечении штан-
говой колонны циклически изменяются. Для характеристики цикла изменения
напряжения используются следующие величины:
максимальное напряжение цикла
а..,-Рш.„//»т<, (IV. 109)
минимальное напряжение цикла
~9~ ("max ~~
амплитудное и среднее напряжения
(IV. 111)
•«!=*" 2 ("max + emin)-
Здесь индекс / обозначает, что напряжения определяются для произ-
вольного поперечного сечения колонны.
При эксплуатации штанговых колонн цикл изменения напряжения в про-
извольном поперечном сечении, как правило, несимметричен, т. е. о*Ф0. По-
этому надежность работы колонны определяется не только величиной макси-
мального напряжения, но и амплитудой его изменения.
Необходимость учитывать две величины для сравнения напряженности
работы штанговых колонн при различных режимах откачки и в разных сква-
155
Т А БЛИЦА IV.7
ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСКАЕМЫЕ ПРИВЕДЕННЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ, [а 1
Группа
насосов*
I
I
I
II
I
II
Марка стали
40
20 НМ
40
40
20 НМ
20 НМ
Термообработка
Нормализация
»
Закалка ТВЧ
я
1'прЬ М П а
для формулы
(IV.1I2)
70
90
120
100
130
ПО
для форм лы
(IV. 113)
57
74
98
82
106
90
• Группа насосов I — диаметры 28, 32, 38, 43 мм.
Группа насосов II — диаметры 55, 68, 95 мм.
жинах вызывает существенные затруднения. Поэтому в качестве единой ха-
рактеристики цикла изменения напряжения вводится условная величина, на-
зываемая приведенным напряжением апр, определенным образом рассчиты-
ваемая по значениям фактических напряжений данного цикла. Вследствие
условного характера величины аПр для ее расчета предложены различные
формулы.
Из большого числа зависимостей, используемых в общем машинострое-
нии, для расчета и конструирования штанговых колонн применяются:
формула И. А. Одинга
(IV.112)
и формула М. П. Марковца
(IV.113)
Возможность применения первой из этих зависимостей показал
А. С. Вирновский, а второй — В. П. Грабович. Обе эти зависимости в на-
стоящее время широко применяются на практике.
Б. Б. Круман [28] рекомендует для расчета ап р использовать формулу,
полученную на основе модифицированной диаграммы Гудмена:
Спр=Отах—0,56(Tmin.
(IV.114)
Расчеты, выполненные И. К- Караевым, Б. Б. Круманом и Г. И. Бого-
мольным, показали, что для широкого диапазона режимов откачки конст-
рукции равнопрочных многоступенчатых колонн, рассчитанные по формуле
(IV.112) и по каждой из формул (IV.M3) и (IV. 114), различаются незначи-
тельно— не более чем на 5—10%. Поэтому при выполнении инженерных рас-
четов целесообразно пользоваться формулами (IV.113) и (IV.114), которые
позволяют получать более простые зависимости для определения конструк-
ций колонн (табл. IV.7).
При выборе конструкции штанговой колонны необходимо знать предель-
но допускаемые приведенные напряжения для различных марок штанг. По
предложению И. Л. Фаермана ап р определяют путем статистической обра-
ботки данных об обрывности штанг для данного месторождения или района.
Полученные таким образом величины имеют вероятностный характер,
а также могут существенно зависеть от условий эксплуатации и свойств до-
бываемой продукции.
156
КОНСТРУКЦИЯ КОЛОННЫ НАСОСНЫХ ШТАНГ
Конструирование штанговой колонны состоит в определении необходимо-
го числа ступеней, диаметра и длины штанг каждой ступени и марки штанг.
Выбранная конструкция должна обеспечить безаварийную работу насосной
установки с запланированной производительностью и при минимальных за-
тратах.
Необходимо учитывать следующие требования при конструировании
штанговых колонн:
1. Колонна штанг должна удовлетворять условию достаточной усталост-
ной прочности.
2. Вес колонны должен быть по возможности минимальным.
3. Потери хода плунжера от упругих удлинений колонны штанг не долж-
ны быть большими, так как это приводит к снижению производительности
и к. п. д. установки.
4. Стоимость колонны не должна быть завышенной, что следует учиты-
вать при выборе марки штанг, поскольку штанги из легированной стали и
термообработанные дороже штанг из углеродистой стали.
Некоторые из этих положений противоречат друг другу, поэтому при
конструировании колонны штанг следует искать оптимальный вариант.
В настоящее время в отечественной практике расчет штанговых колонн
ведется по условию обеспечения усталостной прочности, т. е. приведенные
напряжения в любом произвольном сечении колонны an P i не должны пре-
вышать предельно допускаемых значений для выбранного материала штанг
при данных условиях эксплуатации, т. е.:
СГпр,<[сГпр]. (IV.115)
Следующее условие — обеспечение равнопрочное™ ступеней колонны,
которое заключается в том, что приведенные напряжения в наиболее нагру-
женных сечениях каждой из ступеней равны между собой, т. е.
0npI=O'npII=O'npIII, (IV.116)
где индексы I, II и III относятся, например, к верхним сечениям соответст-
вующих ступеней. Следует отметить, что в зарубежной практике конструиро-
вание ступенчатых колонн ведется таким образом, что коэффициенты запаса
усталостной прочности в верхних сечениях ступеней увеличиваются в направ-
лении от устья к скважинному насосу. Считается, что таким образом обес-
печивается повышение устойчивости колонны к действию продольного изгиба.
В настоящее время при конструировании штанговых колонн применяются
специальные таблицы, номограммы, а также аналитические методики.
Наиболее простой и оперативный способ — подбор конструкции штанго-
вой колонны по таблицам. Таблицы, разработанные институтом АзНИИДН,
наиболее популярны (табл. IV.8—IV. 12). Их рассчитывали при следующих
допущениях: динамический уровень в скважине находится у приема насоса,
плотность жидкости в колонне НКТ 900 кг/м3, приведенные напряжения рас-
считываются по формуле И. А. Одинга. При составлении табл. IV.8, IV.9 был
принят режим откачки с длиной хода s=l,8 м и числом качаний п=
= 12 1/мин, а в таблицах IV. 10 и IV. 12 расчетные режимы откачки указаны
в заголовках таблиц.
Однако использование приведенных таблиц для условий эксплуатации,
значительно отличающихся от тех, которые были предусмотрены в них, обу-
словливает большие погрешности.
Наиболее точно определить конструкцию колонны можно, используя ана-
литические зависимости.
Ниже описаны применяющиеся в настоящее время методики расчета
конструкций штанговых колонн, удовлетворяющих условию достаточной
усталостной прочности.
Одна из первых таких методик была основана на работе А. С. Вирнов-
ского, согласно которой среднее и амплитудное напряжения цикла для верх-
него сечения одноступенчатой колонны штанг
157
ТАБЛИЦА IV.8 Р2КОУ1ЗД ХУв МЫЕ ГЛУБИНЫ СПУСКА НАСОСОВ (М)
НА ШТАНГАХ ИЗ УГЛЕРОДИСТОЙ СТАЛИ. НОРМАЛИЗОВАННЫХ. ПРИ о =
70 МПа
Конструкция
колоты
Одноступен-
чатая
Двухступен^
чатая
Трехступен-
чатая
Условный
диаметр
штанг, мм
Диаметр
28
32
38
насоса, мм
43
Глубина спуска насоса, м
16
19
22
1150
1300
—
1020
1170
—
860
1000
—
Длина ступеней колонны, %
19
16
34
66
38
62
45
55
Глубина спуска
1480
1310
1100
Длина ступеней колонны, •
22
19
28
72
31
69
36
64
Глубина спуска
1620
1460
1260
720
860
—
к глубине
55
45
насоса, м
920
55
68
650
790
590
1 спуска
—
—
i
—
—
/о к глубине спуска
42
58
насоса,
1060
55
45
—
м
820
—
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
25
92
—
—
—
—
Глубина спуска насоса, м
—
—
—
Длина ступеней колонны, %
22
19
16
26
28
46
29
32
39
—
42
58
56
44
960
720
к глубине спуска
Глубина спуска насоса, м
1760
1570
1490
Длина ступеней колонны, % t
25
22
19
—
27
30
43
1270
с глубине
33
35
32
—
—
спуска
—
—
(
D* \
2d* ~~ ' ) "д
(IV.117)
(IV. 118)
где dmr — диаметр штанг, м; cto — коэффициент, имеющий размерность
объемного веса и учитывающий силы сопротивления, сосредоточенные
у плунжера; ai=al,l-\0* Н/м3; еер — средний кинематический коэффициент,
е=1,05.
158
ТА Б Л И Ц A IV.9. РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ГЛУБИНЫ СПУСКА НАСОСОВ (М)
НА ШТАНГАХ ИЗ ЛЕГИРОВАННОЙ СТАЛИ МАРКИ 20 НМ,
НОРМАЛИЗОВАННЫХ. ПРИ <
Конструкция
колонны
Односту-
пенчатая
Условный
диаметр
штанг, мм
г п р =.00МПа
Диаметр насоса, мм
28
32
Глубина
22
25
—
—
38
спуска
—
Длина ступеней колонны, <
19
16
35
65
39
61
Глубина
1890
1680
46
54
спуска
1410
Длина колонны, % к
22
19
28
72
30
7а
Глубина
2080
1870
35
65
спуска
1610
Длина ступеней колонны. °
25
22
—
—
—
—
Глубина
—
—
28
72
спуска i
1810
Длина ступеней колонны, •
22
19
16
25
28
47
28
32
40
—
—
—
43
55
68
95
насоса, м
—
1000
—
760
—
490
600
/t к глубине спуска
55
45
—
—
—
—
насоса, м
1180
—
—
—
глубине спуска
41
59
54
46
—
—
—
—
насоса, м
1370
1050
—
—
/t к глубине спуска
32
68
40
60
55
45
—
—
«coca, м
1510
1230
910
—
/% к глубине спуска
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Глубина спуска насоса, м
2270
2010
—
—
—
—
—
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
25
22
19
20
23
57
23
26
51
26
30
44
31
35
34
Глубина спуска насосов, м
2450
2200
1900
1620
—
159
Т А Б Л ИЦА IV.10. РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ГЛУБИНЫ СПУСКА (М)
НАСОСОВ ПЕРВОЙ ГРУППЫ НА ШТАНГАХ ИЗ УГЛЕРОДИСТОЙ СТАЛИ,
ЗАКАЛЕННЫХ
Конструкция
колонны
Одноступен-
чатая
Двухступен-
чатая
Трехступен-
чатая
ТВЧ, ПРИ ап р
Условный
диаметр
штанг, мм
= 120 МПа
Диаметр
28
32 | 43
s = 2,1 м, п = 12 кач/мин
насоса, мм
28
s = 3,3
Глубина спуска насоса, м
16
19
22
1860
2090
2290
1660
1885
2060
1180
1420
1640
Длина ступеней колонны, % к
19
16
34
66
38
62
53
47
1600
1765
1900
глубине
32
68
Глубина спуска насоса, м
ДЛР
22
19
2410
на ступе
27
73
2150
ней колоь
30
70
1540
ты, % к
40
60
2080
глубине
27
73
Глубина спуска насоса, м
2640
2380 | 1785
Длина ступеней колонны, % и
22
19
16
24
32
44
39
44
17
2240
глубине
24
26
50
Глубина спуска насоса, м
—
—
2590
1850
Длина ступеней колонны, % и
25
22
19
23
26
51
31
34
35
2500
глубине
20
22
58
Глубина спуска насоса, м
—
2840
2125
2650
32
м; л = 12
1450
1625
1750
спуска
35
65
1885
спуска
29
71
2060
спуска
26
29
45
2270
спуска
22
24
54
2450
43
кач/Мин
1080
1260
1440
47
57
1400
38
62
1600
36
39
25
1685
28
31
41
1885
Максимальное напряжение цикла, как это следует из формулы (IV.111),
а приведенное напряжение вычисляется по формуле И. А. Одинга (IV. 112).
Условие применимости одноступенчатой колонны штанг заданного диа-
метра йшт следующее:
Стпр^[апр]. (IV. 120)
Для двухступенчатой колонны формулы А. С. Вирновского были преоб-
разованы К. В. Гаврилкевичем. Напряжения в верхнем сечении первой от
160
Т А Б Л ИЦА IV.П. РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ГЛУБИНЫ СПУСКА НАСОСОВ
I ГРУППЫ НА ШТАНГАХ ИЗ ЛЕГИРОВАННОЙ СТАЛИ 20 НМ,
ЗАКАЛЁННЫХ ТВЧ, ПРИ s = 130 МПа
Конструкция
колонны
Условный
диаметр
штанг, мм
Диаметр насоса, мм
s = 2,1 м, я = 12 кач/мин
28
32
•13
= 3,3 м, п = 12 Кач/мин
28
32
43
Одноступен-
чатая
Двухступен-
чатая
Трехступен-
чатая
Глубина спуска насоса, м
19
22
22
19
2250
2050
1540
1780
1920
1750 I 1360
— 1550
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
28
72
30
70
40
60
26
74
Глубина спуска насоса, м
2800 | 2560 | 1940 | 2400
28
72
2000
25
22
19
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
21
23
56
26
28
46
31
33
36
20
21
59
Глубина спуска насоса, м
3250 2650 I 2280 2800
24
26
50
2320
36
64
1720
27
30
43
2020
плунжера ступени с искомой длиной 1\
f D* \
= Рем тй ( 2diar-l — * ) "д
(IV.121)
°maxl — *ai "Ь "mn
а в точке подвеса
«m. = Рем тй
— «о 2^гшт2 «дин + *срРшт ~2~ I LH ~ h + ' 1 - ^ 8 щ g I,
emax2
(IV. 122)
(IV. 123)
(IV. 124)
(IV. 125)
(IV. 126)
Здесь индексы 1 и 2 ОТНОСЯТСЯ соответственно к нижней и верхней сту-
пеням.
161
Т А Б Л ИЦА IV. 12. РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ГЛУБИНЫ СПУСКА НАСОСОВ
II ГРУППЫ (ДИАМЕТРОМ >55 мм) НА ШТАНГАХ ИЗ СТАЛИ МАРКИ 40 И 20 НМ,
ЗАКАЛЕННЫХ ТВЧ, ПРИ ап = 100 МПа
Конструкция
колонны
Условный
диаметр
штанг, мм
Диайетр насоса, мм
55
С8
s = 2,1 м; п = 12 кач/мин
55
95
s = 3,3 м; п = 12 кач/мин
Односту-
пенчатая
Двухсту-
пенчатая
19
22
25
19
22
25
22
, 900
1075
1240
650
820
980
415
525
650
825
980
1100
625
765
900
400
500
600
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
51
49
70
30
46
54
Глубина спуска насоса, м
П40 | 830 | — | 1035
61
39
775 I —
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
39
61
52
48
38
62
Глубина спуска насоса, м
1340 I 1000 I — I 1200
48
52
940 I —
Условие равнопрочности (IV. 116) для данного случая запишется в сле-
дующем виде:
«maxiO-ai=amax2aa2. (IV.127)
Подставляя в это уравнение величины напряжений из формул (IV. 121) —
(IV.126), решают его относительно U. Длина верхней ступени
/2=1н—/i. (IV.128)
Однако методика не учитывает сил сопротивления. Этого недостатка не
имеет методика, разработанная в МИНХ и ГП. В ней учтена зависимость
прочности колонны не только от статических и динамических нагрузок,
а также от осевой сжимающей силы, действующей на плунжер, и силы гид-
родинамического трения.
Расчет ведется в следующем порядке.
1. Для выбранного диаметра насосно-компрессорных труб и заданных
стандартных диаметров штанг вычисляются Мшт по формуле (IV.92) и Мм:
0,032
Dr
т\{ + 1
(IV. 129)
где dM — диаметр штанговой муфты, м.
Затем определяют гидростатическую нагрузку на плунжер Яж по фор-
муле (IV.60) или (IV.61), коэффициенты тв и тпн — по формулам (IV.102),
а также коэффициент плавучести штанг Кар*.
Затем выбирается вариант конструкции штанговой колонны. Так, соглас-
но рекомендациям ТатНИПИнефти, для насосов диаметром менее 43 мм под-
162
бор следует начинать с двухступенчатой колонны 16X19 мм; для насосов
диаметром 43 и 56 мм начальной будет одноступенчатая колонна из штанг
диаметром 19 мм, а для насосов большего диаметра — тоже одноступенчатая
колонна штанг диаметром 22 мм. Однако эти рекомендации не обязательны
и при дополнительных ограничениях, накладываемых конкретными условия-
ми эксплуатации, они могут быть изменены.
Использование одноступенчатой колонны возможно при следующих усло-
виях:
а) обеспечение движения штанг вниз без «зависания»
Р'шт2*(Ртрг-гЛ>клн-М>трпл); (IV.130)
причем Я'шт, Ят р г, Якл н, Ят р пл предварительно определяют соответственно
по формулам (IV.59), (IV.91), (IV.98), (IV.99);
б) обеспечение усталостной прочности
Опр^[о"пр];
причем величина аПр рассчитывается по формуле М. П. Марковца (IV.113),
а значения [аПр] выбираются по табл. IV.7.
Если сила трения велика и не обеспечивается нормальный нисходя-
щий ход, то следует для штанг большего диаметра проверить снова усл»-
вие (IV. 130).
Если же не выполняется условие обеспечения усталостной прочности, то
следует перейти к расчету равнопрочной двухступенчатой колонны штанг.
Задаемся диаметрами штанг каждой из ступеней, после чего длина первой
(от плунжера) ступени определяется по следующей формуле:
fan {ЧшпМ + УтргНн — О.6(РЖ + Рт«)Мшт
где
Д/шт=Лпт2—/юн; (IV.132)
М=0,2/(арХ+0>6тв-)-0,4тв; (IV.133)
4тР! = §Л'>жЫМ(Мшт:+Мм1); (IV.134)
/шт<, <7штг, <7TPI — характеристики штанг i-й ступени, соответственно: пло-
щадь поперечного сечения, вес 1 м штанг, сила гидродинамического трения
штанги на длине 1 м; Рт а — вес «тяжелого низа», который принят равным
сумме сил сопротивлений, сосредоточенных у плунжера;
Рт е=Ркл в+Ятр нл. (IV.135)
Длина «тяжелого низа», предотвращающего продольный изгиб нижней
части штанговой колонны, определяется по формуле
/тн = Ятн/?'тв, (IV.136)
где <7'т н — вес (в жидкости) 1 м «тяжелого низа», в качестве которого мо-
гут применяться штанги диаметром 25 мм или при необходимости утяжелен-
ные штанги конструкции АзНИИ ДН.
Длина второй ступени
/2 =LH—/,—/т „. (IV.137)
Полученная конструкция проверяется по условиям (IV.115) и (IV.130)
и, если они не удовлетворяются, то проводится расчет двухступенчатой ко-
лонны из штанг большего диаметра.
Из серийно выпускаемых штанг могут быть скомпонованы трехступенча-
тые колонны двух конструкций: 16X19X22 мм и 19X22X25 мм.
163
Длины ступеней равнопрочной трехступенчатой колонны можно рассчи-
тать по следующим формулам (без учета гидродинамического трения штанг):
* ~ ?штз9шп9шт2 + fmri^s + Д9г^шт?шт » * " '
(IV.139)
(IV. 140)
где
Д<?! = <7шТЗ — <7lHT2 > Д^З = ?Г О| — <7ШТ1 .
А\ —
Цштз—fum) •
М определяют по (IV.133).
Если достаточная усталостная прочность не обеспечивается ни одной из
конструкций колонны из штанг данной марки, то необходимо расчеты повто-
рить, задаваясь штангами другой маркой с более высоким пределом уста-
лостной прочности.
Методикой МИНХ и ГП целесообразно пользоваться для условий экс-
плуатации обычных скважин, а также скважин, продукция которых имеет
повышенную вязкость.
Принцип конструирования штанговых колонн минимального веса поло-
жен в основу методики расчета, разработанной В. П. Грабовичем и
В. М. Касьяновым. Согласно этой методике, длина первой ступени двухсту-
пенчатой колонны или первой и второй ступеней трехступенчатой колонны
выбирается так, чтобы приведенное напряжение цикла в верхнем сечении
каждой из названных ступеней, рассчитываемое по формуле М. П. Марковца
(IV.113), равнялось бы предельно допускаемому для штанг выбранной мар-
ки. Длина верхней ступени определяется затем как разность между глубиной
спуска и суммой длин нижних ступеней. При расчете длин ступеней учиты-
ваются статические и динамические нагрузки от веса штанг и жидкости,
силы трения штанг о трубы и плунжера в цилиндре, динамического давле-
ния жидкости на плунжер и сила гидравлического сопротивления, обуслов-
ленная перепадом давления в нагнетательном клапане.
Расчет выполняется в следующей последовательности. Определяются гид-
ростатическая нагрузка на плунжер Рж, силы трения плунжера в цилиндре
ЯТр пл и гидравлического сопротивления в нагнетательном клапане Як л н со-
ответственно по формулам (IV.60) или (IV.61), (IV.98), (IV.99). После этого
рассчитывается ряд вспомогательных коэффициентов:
с,=[0пр]—0,23(ршт—ром i)gLe, (IV. 142)
(IV.143)
г, (1УЛ44)
Л3 = 0,6(/>ж+Л<ле)+Яив+/\рпл, (IV. 145)
рекомендуется принимать РИн=104 Н.
Затем определяется площадь поперечного сечения одноразмерной штан-
говой колонны fmr э, эквивалентной по упругим деформациям рассчитывае-
мой ступенчатой колонне.
с,Ыт э - Л = с 2 Кс з Гшт Э - 1. (IV. 146)
164
Если эта площадь, определенная по формуле (IV. 146), окажется больше,
чем площадь поперечного сечения штанг диаметром 25 мм, то для рассмат-
риваемого режима эксплуатации необходимо использовать штанги с большим
Опр, а если и этого недостаточно, то, следовательно, насос заданного диа-
метра не может быть спущен на требуемую глубину.
По найденному значению /шт э может быть выбрана одноступенчатая
колонна, для чего достаточно выбрать штанги с площадью поперечного се-
чения, большей, чем /шт э.
Расчет ступенчатой колонны выполняется в следующем порядке. Опре-
деляют потери хода плунжера, для чего рассчитывают Хтт по формуле
(IV.21), подставляя в нее величину /шт э- Затем определяют вибрационную
составляющую динамической нагрузки РВВб и динамическое усилие на плун-
жер по следующим формулам:
Д П (IV. 148)
где р — коэффициент, зависящий от диаметра насоса.
Dm, мм 28 32 38 43 55 68 93
Р 0 5 7 9 015 023 034 056
0,05 0,07 0,09 0,15 0,23 0,34 0,56
Затем выбирают диаметр штанг нижней ступени. Очевидно, что площадь
поперечного сечения этих штанг должна быть меньше, чем /шт э, но при этом
необходимо, чтобы
fmri > 7 7 T f °'6 С* + Р™ н + ЯД пл) + ^тр пл]• (IV. 149)
L°npJ
Исходя из опыта эксплуатации нефтяных скважин, для нижней ступени
рекомендуется выбирать штанги следующих размеров:
Диаметр плунжера, Dnn, мм <4 3 43,55 ^ 6 8
Диаметр штанг нижней ступени, м м.... 16 19 22
Длина первой ступени
f шп 1 "пр] 0,6 (/ж -г 'к л н Т ' д пл) — *тр пл
/,= —. - (IV. 150)
0, г з ^, + — [Р*Л (1 + КТ) + Рю - 0,6ЯД пл]
Н
Длина тяжелого низа /т н вычисляется по формуле (IV. 136).
Если (/i-Нт н ) <LB, TO максимальная возможная длина второй ступени
Afnrr [°пр]
/( I V.1 5 1 )
0,239 шт 2 + -ц- [Яв„б(1 + Кг) + Рш-О.бЯдпл]
Если одновременно с условием /I-4JT H < L B выполняется условие
H' >^н, то длина второй ступени
/2=LB—1\—1т в. (IV. 152)
В противном случае вычисляется длина третьей ступени:
h^LB—h—lr-lt н. (IV. 153)
Для трехступенчатой колонны необходимо проверять условие усталост-
ной прочности (IV. 115) для точки подвеса штанг.
Методику В. М. Касьянова и В. П. Грабовича целесообразно применять
для глубоких скважин с относительно невысоким дебитом, а также для сква-
жин, оборудованных станками-качалками низкой грузоподъемности.
165
КРУТЯЩИЙ МОМЕНТ НА ВАЛУ РЕДУКТОРА СТАНКА-КАЧАЛКИ
А. Н. Адонин на основании анализа опыта эксплуатации насосных уста-
новок рекомендует при выборе оборудования и режима откачки рассчитывать
максимальный крутящий момент на кривошипном валу редуктора по эмпи-
рической формуле Р. А. Рамазанова
•Мкр mai=300s+0,236s (Ртах—
Н • М.
(IV. 154)
Формула (IV. 154) получена для условий полного уравновешивания
станка-качалки и полного заполнения цилиндра насоса.
По данным А. Н. Адонина, формула Р. А. Рамазанова дает несколько
заниженные по сравнению с фактическими значения максимального крутя-
щего момента, причем для насосов диаметром более 55 мм расхождение
может достигать 20—25%.
ВЫБОР СТАНКА-КАЧАЛКИ
Станок-качалка подбирается таким образом, чтобы его паспортные ха-
рактеристики по максимальной нагрузке в точке подвеса штанг, максималь-
ному крутящему моменту на кривошипном валу редуктора и наибольшей ско-
рости откачки превышали бы расчетные значения соответствующих показа-
телей для планируемого режима (или возможного диапазона режимов)
эксплуатации скважины.
В табл. IV.13—IV. 15 приведены паспортные данные серийных станков-
качалок, необходимые для выбора типоразмера последних.
ТАБЛИЦА IV. 13
ОСНОВНЫЕ ПАСПОРТНЫЕ ДАННЫЕ СТАНКОВ-КАЧАЛОК
Показатели
Максимальная нагрузка в точке
подвеса штанг, Н
Наибольший крутящий момент на
кривошипном валу редуктора, Н-м
Наибольшая длина хода точки под-
веса штанг, м
Число качаний балансира в мин
Показатели
Максимальная нагрузка в точке
подвеса штанг, Н
Наибольший крутящий момент на
кривошипном валу редуктора, Н-м
Наибольшая длина хода точки под-
веса штанг, м
Число качаний балансира в мин
Станок-качалка
СКШ-615
20 000*
2500
0,6
5—15
СКНЗ-915
30 000
6500
0,9
4,7—15
CRH5-1812
50 000
23 000
1,8
6—12
CKH10-21I5
100 000
40 000
2,1
4,7—15
Станок-качалка
СКНЗ-1515
30 000
6500
1.5
4,7—15
СКН5-3015
50 000
23 000
3,0
4,7—15
СКНЮ-3315
100000
40 000
3,3
4,7—15
СКНЮ-3012
100 000
57 000
3,0
6—12
* При пересчете паспортных характеристик станков в единицы СИ принято 1 кгс~10Н
сто 1 кгс = 9.80655Н).
166
Т А Б Л ИЦ А IV.14
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ СТАНКОВ-КАЧАЛОК
Станок-качалка
Макси-
мальная
нагрузка
в точке
подвеса
штанг, Н
Наиболь-
ший крутя-
щий момент
на криво-
шипном
валу редук-
тора, Н м
Длина хода точки подвеса штанг, м
Число
качаний
балансира
в мнн
Уравновешивание
Базовые модели
1СК1,5-0,42-100
2СК2-0,6-250
ЗСКЗ-0,75-400
4СКЗ-1.2-700
5СК6-1,5-1600
6СК6-2,1-25000
7СК12-2,5-4000
8СК12-3,5-8000
9СК20-4.2-12000
15
20
30
30
60
60
120
120
200
1000
2500
4000
7000
16 000
25 000
40 000
80 000
120 000
0,3
0,3
0,3
0,45
0,6
0,9
1,2
2,1
2,5
0,:?5
0,45
0,52
0,60
0,9
1,2
1,5
1,3
2,8
0,42
0,60
0,75
0,75
1,2
1,5
1,8
2,6
3,15
0,9
1,5
1,8
2,1
2,9
3,5
1,05
2,1
2,5
3,2
3,85
1,2
3,5
4,2
5—15
5—15
5—15
5—15
5—15
6—15
5—12
5-10
5—10
Модифицированные модели
Балансирное
То же
Комбинированное
То же
я
Кривошипное
То же
О)
-4
1СК10.6-100
2СК1,25-0,9-250
ЗСК2-1,05-400
4СК2-1,8-700
5СК4-2,1-1600
6СК4-3-2500
7СК8-3,5-4000
7СК12-2,5-6000
8СК8-3,5-6000
8СК8-5-8000
9СК15-6-12000
10
125
20
20
40
40
80
120
80
80
150
1000
2500
4000
7000
16 000
25 000
40 000
60 000
60 000
80 000
120 000
0,4
0,44
0,42
0,675
0,84
1,29
1,675
1,2
1,675
3,0
3,55
0,5
0,66
0,75
0,9
1,26
1,7
2,1
1,5
2,1
3,3
4,0
0,6
0,9
1,05
1,125
1,68
2,15
2,5
1,8
2,5
3,7
4,5
1,35
2,1
2,6
3,0
2,1
3,0
4,1
5,0
1,575
3,0
3,5
2,5
3,5
4,6
5,5
1,8
5,0
6,0
5-15
5—15
5—15
5—15
5—15
6—15
5—12
5—12
5—12
5—10
5—10
Балансирное
То же
ш я
Комбинированное
То же
я я
Кривошипное
То же
п я
я •
Рис. IV.5. Диаграмма Адонина А. Н.
ТАБЛИЦА IV. 15
ПАСПОРТНЫЕ ДАННЫЕ СТАНКОВ-КАЧАЛОК НОРМАЛЬНОГО РЯДА
Станок-качалка
СК2-0,6-250
СКЗ-1,2-630
СК4-2,1-1600
СК5-3,0-2500
СК6-2,1-2500
СК8-3.5-4000
СК 12-2,5-4000
СК20-4.5-12500
СК 10-3,0-5600
СК 10-4,5-8000
СК 12-3,5-8000
СК 15-3,5-12500
СК12-2.5-40000
Паспортные характеристики
CWlxio-'.
н
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
8,0
12,0
8,0
10,0
10,0
12,0
15,0
20,0
[Мкр!хю-«.
Нм
2,5
6,3
16
25
25
40
40
56
56
80
80
125
125
[sn] min,
м/мнн
1,5
2,2
4,2
6,5
4,5
8,3
6,0
8,3
6,5
9,0
10
8,3
9,0
[sn] max.
м(мин
9
18
31
45
31
42
30
42
36
45
35
35
45
N , кВт
дв' °
2,8
7,0
10
20
20
40
28
28
28
40
40
55
55
Для облегчения подбора станков-качалок А. Н. Адониным были построе-
ны соответствующие диаграммы (рис. IV.5).
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ
НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ
Мощность, потребляемая двигателем станка-качалки, расходуется на вы-
полнение полезной работы по подъему жидкости на поверхность и на покры-
тие потерь мощности в оборудовании.
168
Определить мощность, потребляемую электродвигателем, можно двумя
способами.
Первый заключается в последовательном расчете всех составляющих ба-
ланса потребляемой мощности по формулам или номограммам, таким обра-
зом можно учесть реальные условия работы штанговой насосной установки
(например, повышенную вязкость откачиваемой жидкости, кривизну ствола
скважины и т. д.).
Второй способ — это применение эмпирических формул, таких, например,
как формулы Азинмаша или Б. М. Плюща и В. О. Саркисяна и т. д.
Рассмотрим каждый из способов.
Мощность, используемая на совершение полезной работы,
(IV. 155)
Потери в подземной части установки обусловлены, в основном, утечками
в насосе, потерей части развиваемого насосом напора в клапанных узлах,
трением штанг о трубы и жидкость и плунжера в цилиндре и, наконец, внут-
ренним трением в материале штанг, обусловленным переменной нагрузкой на
последние.
Потери мощности, обусловленные утечками жидкости, учитываются со-
ответствующим коэффициентом:
(I V -1 5 6 >
2QH
Поскольку аналитически оценить можно только утечки в зазоре плун-
жерной пары, то величина qyT должна определяться по формулам (IV.38) —
(IV.41). Утечки в клапанах пои необходимости могут быть заданы средней
величиной за межремонтный период работы установки, исходя из опыта
предшествующей эксплуатации.
Потери мощности определяются по формуле
'кл = j -z^g (Д/'кл в + ДЛл „) • (IV. 157)
Мощность, расходуемую на преодоление механического трения штанг,
можно рассчитать на основе формул (IV.89) — (IV.90):
k
'тр мех = 2СШТ 5^2 Щ ^'шт sin а, + Р, _, i j £.j, (IV. 158)
или
/тр иех = 2Сшт5МХтах(/>'шт+Рж). (IV.159)
Мощность, затрачиваемую на преодоление гидродинамического трения
штанг, можно рассчитать по формуле А. М. Пирвердяна
xLaMmr, (IV.160)
где все обозначения те же, что и в формуле для расчета силы гидродина-
мического трения (IV.91).
Потери мощности на трение плунжера в цилиндре можно приближенно
определить по формуле
/тр пЛ=2РТ р uaSN (IV.161)
в предположении, что сила трения РТр пл остается постоянной в течение
всего хода.
1 Во всех формулах настоящего пункта величины мощности имеют размерность
Ватт, кроме специально оговоренных случаев,
169
Таким образом, затраты мощности в подземной части установки с уче-
том приведенных составляющих баланса энергии
/
"ТЛЯ
- ***** | г 1^ т | ^ г 1^ т 1\\Т \ АО\
пч — ~ т"*'кл~Г^гр мех ~г 'тр г ~г JTpn.T» \i v.iozj
Т)п ч=^плз//п ч. (IV.163)
А. Н. Адонин рекомендует оценивать коэффициент полезного действия
подземной части установки по последующей эмпирической формуле:
т] а ,=0,85—2,1 • 10-4 (sn)2. (IV. 164)
Она получена на основе обработки результатов исследований, проведен-
ных на стендовой скважине.
Потери в наземном оборудовании, т. е. в станке-качалке и в электро-
двигателе, учитываются приближенно. Так, к. п. д. электродвигателя т)Э д при
циклической нагрузке может иметь значения от 0,65 до 0,88. К. п. д. станка-
качалки т]сн при нагрузке в точке подвеса штанг, близкой к номинальной
грузоподъемности, может составлять для всех типоразмеров 0,70—0,90.
Общий к. п. д. штанговой насосной установки
Т)шну=Г)п чТ)с кТ]э д, (IV.165)
а полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости,
/подн=^плз/Г1шву. (IV.166)
В качестве примера второго способа расчета потребляемой мощности
рассмотрим методику, предложенную Б. М. Плющом и В. О. Саркисяном,
которая обеспечивает точность при выборе электродвигателя для станков-
качалок в эксплуатационных условиях
Согласно этой методике,
-' 6 7 >
где т)п — к. п. д. передачи от вала двигателя к валу кривошипа, которым
учитываются потери в редукторе и клиноременной передаче (принимается
равным 0,96—0,98); Ki— коэффициент, зависящий ФТ типа станка-качалки
(табл. IV. 17); /Сг — коэффициент, зависящий от режима откачки и диаметра
насоса;
^2пэд + 0,28 П + 3,6-
(IV. 168)
Значения коэффициента Ki в формуле (IV. 168)
Паспортная грузоподъемность
станка-качалки, кг До 2 2—3 3—5 5—10 >10
Кг 1,2 2,1 6,0 9,6 13,2
Значения К\ рассчитывались для станков-качалок по ГОСТ 5866—51 и
ГОСТ 5866—56, поэтому использование их для станков-качалок по ГОСТ
5866—76 может привести к некоторому увеличению погрешности расчета.
После определения потребляемой мощности Люлн можно выбирать для
станка-качалки электродвигатель, номинальная мощность которого должна
быть несколько большей, чем рассчитанная /поля.
В качестве приводов станков-качалок используются короткозамкнутые
асинхронные двигатели в закрытом обдуваемом исполнении единой серии АО
модификации с повышенным пусковым моментом (АОП), а также закрытые
обдуваемые электродвигатели новой серии АО2 и модификации АОП2; по
сравнению с электродвигателями серии АОП к. п. д. их более высокий, и
в эксплуатации они более надежные. Все электродвигатели, представленные
170
Т АБЛИЦА IV.16
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
ДЛЯ СТАНКОВ-КАЧАЛОК
Двигатель
АОП-41-4
АО2-22-4
АОП-42-4
АО2-31-4
АОП-51-4
АОП2-41-4
АОП2-42-4
АОП-52-4
АОП2-51-4
АОП-62-4
Номиналь-
ная мощ-
ность, кВт
1,7
2,2
2,8
3,0
4,5
4,0
5,5
7,0
7,5
10,0
К.п.д.*
81,0
82,5
83,0
83,5
84,5
85.0
87,0
86,0
88,0
86,5
COS If*
0,82
0,83
0,84
0,84
0,85
0,81
0,82
0,86
0,83
0.87
Двигатель
АОП2-52-4
АОП-63-4
АОП2-61-4
АОП-72-4
АОП2-71-4
АОП-7Э-4
АОП2-72-4
АОП-84-4
АОП2-81-4
АОП2-82-4
Номиналь-
ная мощ-
ность, кВт
10,0
14,0
13,0
20,0
22,0
28,0
30,0
40,0
46,0
55,0
К.п.д,*
88,0
87,5
88,0
88,0
89,5
89,0
90,0
90,0
91,0
92,0
соз ip*
0,83
0,87
0,84
0,87
0,85
0,87
0,85
0,88
0,89
0,89
При номинальной нагрузке.
в табл. IV.16, имеют частоту вращения вала от 1420 до 1470 об/мин, крат-
ность пускового момента их, т. е. отношение начального пускового момента
к номинальному, равна 1,8—2,0, кратность максимального момента состав-
ляет 2,2—2,8. Кроме приведенных в табл. IV. 16, выпускаются также элек-
тродвигатели той же номинальной мощности, но с частотой вращения вала
960—980 об/мин.
Наряду с перечисленными энергетическими характеристиками рекоменду-
ется также определять:
удельный расход энергии на подъем жидкости и нефти.
-™уд ж —
А
-"уд ж —
Луди—
- Д ) Дж
QH
сРжс
л
луд ж
3,6-
•"уд ж
10'
кВт
кВт
т
• ч
кг
•ч
I —В т
ъ =
суточный расход электроэнергии
УТ=24-10~3/поли кВт-ч.
КОФФИЦИЕНТ ЭКСПЛУАТАЦИИ
И МЕЖРЕМОНТНЫЙ ПЕРИОД РАБОТЫ
ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ
Коэффициент эксплуатации штанговой насосной установки
'к (' рем т *орг)
(IV. 169)
(IV. 170)
(IV.171)
(IV.172)
(IV. 173)
где Гц, 7"Рем, ?орг — время соответственно календарное, простоя, связанного
с ожиданием и проведением подземного или текущего ремонта скважины
(ПРС) и оборудования, организационного простоя, не связанного с проведе-
нием ПРС, ч.
Величина <Орг может определяться по фактическим данным для каждого
месторождения или по нормативам, a TveM должна рассчитываться, исходя
из числа ПРС и продолжительности каждого.
171
К основным видам аварий подземной части насосного оборудования от-
носятся аварии с колонной штанг (обрывы, отвороты), износ и выход из
строя насоса и его отдельных элементов (плунжер, клапаны). Первая группа
отказов составляет в среднем от 25 до 40% от общего числа аварий под-
земного оборудования; на смену насоса и промывку клапанов приходится
примерно 30 и 20% соответственно. В настоящее время считается, что от
параметров режима эксплуатации (таких, как дебит, обводненность продук-
ции, диаметр и глубина спуска скважинного насоса, скорость откачки) зави-
сит только частота аварий со штангами, а частота прочих видов аварии не
зависит от названных факторов.
Поэтому общее число подземных ремонтов в год
ЛГрем=У+11пр, (IV.174)
где у — вероятная частота ремонтов, связанных с ликвидацией аварий со
штанговой колонной в течение года; т)пр — число прочих ПРС в год.
Величина Tinp определяется по фактическим данным эксплуатации обо-
рудования на конкретном месторождении или рассчитывается по нормати-
вам. Для оценки же вероятной частоты аварий штанговой колонны, вызван-
ных усталостью материала штанг, можно пользоваться различными форму-
лами.
Одна из них предложена А. С. Вирновским:
(IV.175)
где с', k — числовые коэффициенты, зависящие от предела усталостной проч-
ности и физических свойств материала штанг. Эти величины определялись
путем статистической обработки фактических данных. Так, для условий ряда
нефтяных промыслов Баку было установлено, что величина k для штанг из
углеродистой стали, работающих в неосложненных условиях, составляет
0,75—1,0, а с'я=0,533.
Формула (IV.175) применима в первую очередь для средних условий
эксплуатации по глубине спуска и числу качаний. Для больших глубин и
высоких чисел качаний, а также при откачке сильно коррозионных жидкостей
коэффициент k может быть больше 1 и даже достигать значений k=2.
Другой вид зависимостей для оценки вероятной частоты обрывов штанг
предложен в работе [39]:
nn-i; \в'
-'( £ п — LH) ' (IV. 176)
lg-jr-» (IV. 177)
где Lnp, i'np — максимальная глубина спуска насоса, на которой приведен-
ные напряжения в штангах достигают предельно допускаемой величины, м;
т АБЛ иц А IV.17
ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ, ВХОДЯЩИХ В ФОРМУЛЫ (IV. 176) и (IV. 177)
Диаметр
насоса и^,
мм
55
43
38
32
28
1235
1517
1894
2054
2252
2283
Ишимбайнефть (IV. 176)
А
0,870
0,755
0,690
0,644
0,623
0,560
В'
1,64
1,64
1,37
1,41
1,48
1,52
Туймазанефть
"пр- -
1052
1405
1667
1982
2195
2520
(IV. 177)
А'
0,198
0,222
0,174
0,224
0,236
0,274
172
А, А', В' — числовые коэффициенты, определяемые статистическим методом
по фактическим данным.
Значения этих параметров для условий Туймазинского месторождения и
группы Ишиибаевских месторождений приведены в табл. IV. 17.
Общий недостаток приведенных зависимостей — их недостаточная уни-
версальность, т. е. они довольно точно отражают особенности эксплуатации
оборудования на конкретном месторождении, для условий которого они были
получены, или сходных с ним, но, как правило, не могут быть распро-
странены на другие месторождения, с существенно отличающимися условия-
ми эксплуатации. Поэтому целесообразно установить зависимость между по-
казателем надежности штанговой колонны, например, величиной у, и неко-
торой обобщенной переменной, которая, в свою очередь, является функцией
параметров режима эксплуатации. Таким параметром может быть приведен-
ное напряжение в точке подвеса штанг Стпр-
Анализ исследований по обрывности штанг, проведенных в ряде нефте-
добывающих районов страны с различными условиями эксплуатации, пока-
зал, что при значениях приведенного напряжения в точке подвеса штанг,
далеких от предельно допускаемых (ап р ^40—60 мПа), зависимость вероят-
ной частоты обрывов штанг от приведенного напряжения имеет одинаковый
характер для разных месторождений и для оценки этой зависимости может
быть использована единая формула.
Такая формула, полученная на основе работ, выполненных под руковод-
ством М. М. Саттарова, имеет следующий вид:
0,012<в"-"Л"о*р"
[»пр] — °пр '
(IV. 178)
где А", В" — числовые коэффициенты, зависящие от диаметра плунжера,
(табл. IV. 18); [аПр] — допускаемое приведенное напряжение.
Зависимость (IV.178) более удобна для использования и сравнения раз-
личных режимов работы насосной установки, чем формулы (IV.175) — (IV.177),
так как величина 0В Р — обобщающий показатель, зависящий от основных
параметров режима откачки, глубины спуска и диаметра насоса, конструкции
штанговой колонны и т. д.
После того как по одной из приведенных формул будет определена ве-
роятная частота обрывов штанговой колонны у, можно установить общее
число ремонтов в год AfpeM по формуле (IV. 174) и время простоя скважины
Грем, связанное с проведением ПРС,
(Мрем, (IV.179)
(IV. 180)
и межремонтный период работы насосной установки
'к 'р е м
Т
' мрп —
N
рем
где <Р], <р2, tom — время, затрачиваемое соответственно на ремонт по ликви-
дации обрыва штанг, на ремонт, относящийся ко второй группе, на ожида-
ние" ПРС, ч.
ТАБЛИЦА IV.18
Коэффи-
циент
А"
В"
0
1
28
,32
,52
too
32
,36
,48
0
1
Диаметр
38
,39
,41
0
1
насоса,
43
,43
,37
мм
55
0,29
1,64
0
1
68
,29
,65
0
2
93
,37
,0
173
Наконец по формуле (IV.135) можно определить коэффициент эксплуа-
тации т)э и годовой отбор нефти из скважины
2Qr =365Q»,n n ( l — В)т1эрндег/103 [т]. (I
ЗАТРАТЫ НА ПОДЪЕМ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИНЫ
Для сопоставления показателей различных вариантов компоновки обору-
дования и режима его работы необходимо рассчитывать экономические по-
казатели для каждого из вариантов. При этом нет необходимости суммиро-
вать все статьи затрат, относящихся к соответствующему показателю; нужно
учитывать только переменные затраты, т. е. зависящие от типоразмера штан-
говой насосной установки и режима ее работы.
Согласно отраслевым требованиям, при расчете условной себестоимости
и условных приведенных затрат на подъем нефти из скважины необходимо
учитывать следующие статьи затрат.
1. Капитальные вложения для оборудования скважины штанговой насос-
ной установкой с учетом стоимости: самой установки, строительно-монтаж-
ных работ и резервного оборудования, необходимого для нормальной работы
установки (в доле, приходящейся на одну скважину).
2. Эксплуатационные расходы, приходящиеся на одну скважину в год
и зависящие от типоразмера и режима работы установки.
К этой группе относятся:
затраты на энергию, расходуемую для подъема жидкости на поверх-
ность;
затраты на подземный текущий ремонт скважин и наземного оборудо-
вания;
амортизационные отчисления от стоимости оборудования.
Затраты рассчитываются в следующем порядке.
1. Капитальные затраты на оборудование скважины штанговой насосной
установкой включают стоимость станка-качалки, насосно-компрессорных труб,
штанг, устьевого и дополнительного оборудования (с учетом резервного обо-
рудования), определяемые по действующим прейскурантам, а также стои-
мость строительно-монтажных работ.
Стоимость станка-качалки Сс« выбирается по табл. IV. 19.
Стоимости колонн насосно-компрессорных труб и штанг
С
НКТ "ИСТ
Г — ТУТ * Ш Т '
^ шт — "*шт i g >
(IV. 182)
(IV. 183)
Т А Б Л ИЦА IV.19
СТОИМОСТЬ СТАНКОВ-КАЧАЛОК
Станок-качалка
1СК1-0,6-100
2СК1,25-0,9-250
1СК 1,5-0,42-100
2СК2 0,6-250
ЗСК2-1,05-400
ЗСК2-1,8-700
ЗСКЗ-0,75-400
4СКЗ-1,2-70
5СК4-2,1-1600
Стоимость
комплекта
Сс к, руб.
680
900
680
900
1100
1600
1100
1600
2200
Станок-качалка
6СК4-3-2500
5СК6-1,5-1600
6СК6-2,1-2500
7СК8-3.5-4000
7СК8-3,5-6000
8СК8-5-8000
7СК12-2,5-4000
7СК12-2,5-6000
8СК12-3,5-8000
Стоимость
комплекта
Сск- ГО6-
3000
2200
3000
5200
6000
8200
5200
6000
8200
174
ТАБЛИЦА IV.20
СТОИМОСТЬ 1 Т НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ (МАРКА Е, ГЛАДКИЕ)
Условный
диаметр НКТ,
мм
48
60
73
Расчетная
масса ! м труб
•W к г
4,5
7,0
9,5
Цена за 1 т
т « * а нкг РУ6-
351
335
318
Условный
диаметр НКТ,
мм
89
102
114
Расчетная
масса 1 м труб
W- к г
13,7
15,8
19,1
Цена за 1 т
труб аг а т, руб.
297
271
263
где аНКт — стоимость 1 т насосно-компрессорных труб, руб.; qBKj— расчет-
ная масса 1 м труб, кг; ашп — стоимость одной штанги, руб.; /Шт( — длина
i-й ступени штанговой колонны, м.
Величины Онкт, <7нкт выбираются по табл. IV.20 для труб соответствую-
щего диаметра, а атп — по табл. IV.21 в зависимости от диаметра штанг и
допустимого приведенного напряжения [о"пр]-
Оборудование прочих видов (устьевое, дополнительное) учитывается по
фактической стоимости и должно задаваться в числе исходных данных.
Стоимость строительно-монтажных работ Смонт принимается по действую-
щим расценкам для данного района и также должна задаваться предвари-
тельно. Так, например, по рекомендации института СибНИИНП стоимость
монтажа оборудования принимается равной 23% от стоимости станка-ка-
чалки.
Т АБЛИЦА IV.21
СТОИМОСТЬ НАСОСНЫХ ШТАНГ
Условный диаметр
штанг, мм
16
19
22
25
Оптовая пена (pv6.) за одну штангу при следующих значениях допу-
скаемого приведенного напряжения [а 1 (по Одингу)
90МПа
4,5
5,4
6,7
8,8
ПО МПа
6,1
7,7
10,35
13,15
120 МПа
6,6
8,3
10,5
13,85
Капитальные затраты на оборудование штанговой насосной установки
2кап=Лреэ(Сск+СнктЧ-Сшт-|-Су о)-(-Сионт+Сдоп, (IV.184)
где Крез — коэффициент резервирования оборудования; Су 0, Сд о п — стои-
мость соответственно устьевого и дополнительного оборудования, руб.
2. Энергетические затраты Zaa включают затраты на потребляемую
активную мощность Z3B потр и плату за установленную мощность Z3B у с т:
Z3B ПОТР=
Z3B у с т =
СПА',Д „ZQr,
(IV. 185)
(IV.186)
(IV. 187)
д п с кВт/ч потребляемой электроэнергии, руб/(кВт-ч);
Сует —плата за установленную мощность, руб/(кВттод); ЛГуст — установ-
ленная мощность электродвигателя станка-качалки, кВт; Казн — коэффи-
циент, учитывающий расходы на содержание линий электропередач.
175
Z3B=ZaB потр-т-^эн уст,
где Сп — стоимость 1
ТАБЛИЦА IV.22
НОРМЫ АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ ЗА НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Оборудование
Станок-качалка
Насосно-компрессорные трубы
Насосные штанги
Устьевое оборудование
Условное обозначение
норм амортизации
л
л с к
^НКТ
•<4шт
•"уо
Годовая норма аморти-
зации, доля единицы
0,12
0,10
0,20
0,12
Показатели С„ и £уст установлены для каждого нефтяного района. Так,
для Башкирии Сп=0,006 руб/(кВт-ч), а СуСт=17,9 руб/(кВт-год). Коэффи-
циент Клаа может быть принят равным 1,1—1,2.
3. Расходы на подземный ремонт скважин
гпрс=СремЛГрвм, (IV. 188)
где Срем — стоимость одного ремонта по фактическим данным или по нор-
мативам, руб.
4. Амортизация оборудования. Затраты по этой статье рассчитываются
в соответствии с установленными нормативами:
2 а м= = (-^скСск-Ь"НктСнкт-|-^»штСшт~Г-Луо^'уо"гСс н^с нТ^^допСдоп)Аи р»
(IV.189)
где А — идентификатор с соответствующим индексом, определяет долю от-
числений на амортизацию данного вида оборудования (табл. IV.22); Сс в —
стоимость скважинного насоса, руб.; Nc в — годовой расход скважинных на-
сосов на скважину, шт.; Кк р — коэффициент, учитывающий отчисления на
капитальный ремонт оборудования; Ккр=1,1—1,2.
Условный диаметр насоса, мм . . 28 32 38 43 55 68 93
Средняя стоимость насосов НСН
иНСВСс, руб 62 62 74 74 96 126 162
Рассчитав по приведенным формулам затраты по статьям, зависящим от
оборудования и режима его работы, можно определить:
себестоимость подъема 1 т нефти на поверхность
(IV. 190)
удельные капитальные затраты
Луд-ZKan/SQr; (IV.191)
условные приведенные затраты
2п р =£„/( уя+С, (IV. 192)
где £н — отраслевой нормативный коэффициент окупаемости капитальных
вложений; £я =0,17.
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ РАСЧЕТОВ ПРИ ВЫБОРЕ
ШТАНГОВОЯ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ
Выбор типоразмера и режима работы
Вариант компоновки штанговой насосной установки и режима ее работы,
обеспечивающего заданный плановый отбор нефти, выбирается следующим
образом.
1. Задаются набором исходных данных для расчета зависимостей объем-
ного коэффициента нефти от давления и количества растворенного в нефти
газа от давления (см. I часть Справочного руководства).
176
Скорость воплывания газовых пузырьков в жидкости у приема насоса
у0 тр=0,02 м/с при В<0,5; t7ornp=O,17 м/с при 63*0,5.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТОВ
Глубина скважины Lt, м 1600
Диаметр эксплуатационной колонны Dc, м 0,150
Планируемый дебит жидкости 0 ж п л, м3/сут 26,2
Объемная обводненность жидкости В, доля единицы 0
Плотность дегазированной нефти рн д е г, кг/м3 850
Плотность пластовой воды рв, кг/ма И СО
Плотность газа (при стандартных условиях) рг 0, кг/м3 1,4
Газовый фактор Go, м3/м3 59,4
Вязкость нефти vH, м'/с 3- 10~а
Вязкость во;ы vB, м2/с 10~6
Давление насыщения нефти газом ркас, МПа 9
Пластовое давление рпл, МПа 11
Устьевое давление рч, МПа 1,53
Средняя температура в стволе скважины, К 303
Коэффициент продуктивности Кпр, м3/(с-Па) 1,02-10""
Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения 6нас ... 1,16
2. По одной из изложенных методик (см. стр. 72) строится кривая рас-
пределения давления по стволу скважины, начиная от забоя и до глубины,
где давление становится минимально допустимым (см. IV. 12) или объемное
газосодержание достигает максимально допустимой величины.
Численное значение |$пр max должно задаваться для конкретного место-
рождения в зависимости от свойств добываемой продукции. Так, по опыту
эксплуатации насосных скважин установлено, что при откачке газожидкост-
ной смеси с газосодержанием (5Пр5*(0,70—0,80) плунжер при ходе вниз уда-
ряется о жидкость и это приводит к резкому росту числа обрывов штанг.
Поэтому, если нет ограничений, то рекомендуется принимать рПр тах=0,75*
3. Выбирается глубина спуска насоса.
Выбор глубины спуска насоса, а следовательно, давления на его приеме—
одно из важнейших условий эффективной и надежной работы всей насосной
установки. С одной стороны, глубина спуска насоса должна быть достаточ-
ной для обеспечения высоких значений коэффициента наполнения, с другой—
по возможности минимальной, чтобы не произошло чрезмерного роста на-
грузок на штанги и станок-качалку, а также увеличения затрат на оборудо-
вание и подземный ремонт.
Необходимое давление на приеме насоса зависит, в первую очередь, от
содержания свободного газа.
Если свободного газа в откачиваемой смеси содержится мало, что воз-
можно, например, при высокой (свыше 80%) обводненности жидкости или
низком газовом факторе, то минимально необходимо давление на приеме
насоса зависит от потерь напора во всасывающем клапане и может быть
рассчитано, например, по формуле (IV.12). Согласно практическим рекомен-
дациям при дебите скважины менее 100 м3/сут и вязкости жидкости не бо-
лее 10~4 м2/с можно принимать погружение насоса под динамический уро-
вень равным 20—50 м, что соответствует давлению на приеме насоса при-
мерно 0,16—0,40 МПа.
При значительном содержании свободного газа в откачиваемой продук-
ции трудно заранее выбрать оптимальное давление на приеме насоса. Для
каждого нефтяного района разрабатываются конкретные рекомендации. Так,
для месторождений Татарии и Башкирии оптимальное давление на приеме
насоса составляет 2,0—2,5 МПа. Для Арланского месторождения оно при-
нимается равным 3 МПа. В среднем оптимальное давление на приеме насоса
должно составлять примерно 30% от давления насыщения.
Следовательно, основанные на практическом опыте эксплуатации реко-
мендации по установлению давления на приеме и глубины спуска насоса
177
ТАБЛИЦА IV.23
ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ
Насос
НСН1
НСН2
НСН5
(с плунжером
длиной 1500 мм)
НСН2Т
НСН2В
НСНА
НСВ1
НСВ2
НСВ1В
НСВГ
НСВ1П
Условный
размер
насоса,
мм
28
32
43
55
32
43
55
68
93
43
55
43
55
32
43
55
43
55
68
93
28
32
38
43
55
32
38
43
55
32
38
43
55
38/55
55/43
28
32
38
43
55
Максималь-
ная длина
хода плун-
жера, мм
900
3000
4500
4500
4500
4500
45С0
4500
3000
3000
3000
4500
4500
3500
3500
4500
4500
3500
3500
6000
6000
6000
3500
6000
6000
6000
3500
3500
3500
3500
3500
3500
3500
3500
3500
3500
3500
Максимальная
идеальная по-
дача при
«=10 ход/мин,
M3/CVT
8,0
10,5
19,0
31,0
35,0
94,5
155,0
235,0
440,0
94,5
155,0
63,0
103,5
35,0
94,5
155,0
73,5
120,0
235,0
440
31,0
41,0
98,5
125,5
207,0
41,0
98,5
125,5
207,0
41,0
57,5
73,5
120,0
64,0
73,5
31,0
41,0
57,5
73,5
1200
Макси-
мальная
глубина
спуска, м
1200
1000
1200
2200
1800
1600
800
2200
1800
1200
1000
1200
1500
'2Г0
15С0
1200
1000
800
2500
2200
3500
1500
1200
3500
3500
30С0
2500
2200
2000
1500
1200
1200
1200
2500
2200
2000
1500
1200
Вязкость
жидкости
мПл-с (не
более)
25
25
25
15
15
£5
25
25
15
100
25
Содержание
механиче-
ских приме-
сей,
об. %
До 0,05
До 0,05
До 0,2
Более 0,2
Более 0,2
Дэ 0,05
До 0,05
До 0,05
Более 0,2
До 0,05
До 0,02
П р и м е ч а н и е. Для всех типоразмерот насосот ус танавливаются также предельная
минерализация воды, равная 200 мг/л, содержание серотодорода — не Солге 0,1 о5 % и рН —
не менее 6,8.
178
могут обеспечить приемлемую точность расчетов т о л ь к о для хорошо изу-
ченных месторождений. Поэтому при выборе оптимального типоразмера уста-
новки и режима ее работы рекомендуется задаваться несколькими вариан-
тами возможных глубин спуска насоса и для каждого варианта проводить
расчеты.
Следует учитывать, что на конкретном месторождении возможный диа-
пазон глубин спуска насосов может быть ограничен по тем или иным при-
чинам технологического или технического характера, например, из-за отло-
жений солей или парафина, различной кривизны ствола скважины и т. д.
4. Выбор скважинного штангового насоса.
Выбирать тип и размер насоса следует в соответствии с действующей
в настоящее время Инструкцией по эксплуатации скважинных штанговых на-
сосов, согласно которой при выборе учитываются состав откачиваемой жид-
кости (наличие песка, газа и воды) и ее свойства, дебит скважины и высота
подъема жидкости.
Если по условиям эксплуатации возможно применение как вставных, так
и невставных насосов, то следует учитывать, что первые предпочтительно
использовать при больших глубинах спуска и необходимости часто извлекать
насосы из скважины. Однако вставные насосы спускают на колонне труб
большего диаметра, чем невставные, следовательно, капитальные затраты и
амортизационные отчисления для них более высокие (табл. IV.23).
Группа посадки насоса выбирается в зависимости от вязкости, обводнен-
ности, температуры откачиваемой жидкости и глубины спуска насоса.
Насосы с группой посадки 0 и I рекомендуются для откачки легкой,
маловязкой нефти при глубине спуска более 1200 м в скважинах с повышен-
ными устьевыми давлениями. Насосы II группы посадки следует применять
для откачки жидкости малой и средней вязкости с глубины до 1200 м при
средней температуре. Насосы III группы посадки рекомендуется использовать
для откачки высоковязкой жидкости, а также жидкости с высокой темпе-
ратурой или повышенным содержанием песка и парафина.
При скорости откачки sn^34 м/мин рекомендуется применять клапан-
ные узлы с одним или двумя шариками, причем последние неприемлемы для
скважин с малым погружением насоса под динамический уровень. Клапан-
ные узлы с увеличенным проходным сечением рекомендуется применять при
повышенных скоростях откачки sn>34 м/мин или повышенной вязкости жид-
кости.
При наличии на приеме насоса свободного газа следует устанавливать
газовые якоря. В скважинах с высоким содержанием песка в откачиваемой
жидкости на приеме насоса рекомендуется устанавливать «хвостовик» из на-
сосно-компрессорных труб малого диаметра (33 и 48 мм) или специальный
якорь.
Для предварительного выбора диаметра насоса можно использовать диа-
грамму А. Н. Адонина (см. рис. IV.5). Однако для повышения точности и
надежности выбора рекомендуется не ограничиваться только этим диаметром,
а подобрать еще один-два близких по размеру (табл. IV.23).
На с о с ы с к в а жи н н ые шт а н г о в ые н е в с т а в н ые НСН1
предназначены для эксплуатации нефтяных скважин с глубиной подвески
насоса не более 1200 м в неосложненных условиях. Насос снабжен всасы-
вающим и нагнетательным клапанами, расположенными в верхней части
плунжера.
На с о с ы с к в а жи н н ые шт а н г о в ые н е в с т а в н ые НСН2
предназначены для эксплуатации нефтяных скважин в неосложненных усло-
виях с глубиной подвески не более 2200 м. Насос снабжен одним или двумя
нагнетательными клапанами. От насосов НСН1 эти насосы отличаются ло-
вильным устройством. При необходимости возможна установка клапанных
узлов увеличенного проходного сечения.
На с о с ы с к в а жи н н ые шт а н г о в ые в с т а в н ые НСВ1 пред-
назначены для эксплуатации нефтяных скважин в неосложненных условиях
с глубиной подвески до 2500 м. Замок расположен в верхней части насоса.
179
„ Т А Б Л И Ц А IV.24
° ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
Диаметр трубы, мм
услов-
ный
наруж-
ный
внут-
ренней
Толщи-
на стен-
ки, мм
Площадь
сечения
тела тру-
бы по ме-
таллу,
см1
Высаженная
часть, мм
Наружный
диаметр
длина
Теоретическая масса, кг
1 м глад-
ких труб
двух вы-
саженных
частей од-
ной трубы
муфты
Предельная глубина спуска одноразмерной
колонны НКТ в скважину, м
марки стали
Д
К
Е
Л
М
48
60
73
73
89
102
114
48.3
60,3
73,0
73,0
88,9
101,6
U4.3
40,3
50,3
62,0
59,0
76,0
88,6
100,3
4.0
5,0
5,5
7,0
6,5
6,5
7,0
5,6
8,7
11,6
14,5
16,7
19,5
24,0
Трубы гладкие
___
.
—
,
—
4,39
6,84
9,16
11,39
13,32
15,22
18,47
0,5
1,3
2,4
2,4
3,6
4,5
5,1
1100
1200
1300
1400
1250
1250
1400
1650
1700
1900
16С0
1650
1600
1850
1900
2050
1800
1800
1800
2100
2200
2400
2С50
2100
2100
2400
2500
2750
2400
2450
Трубы с высаженными наружу концами
33
42
48
60
73
73
00 00
CD CD
102
114
33,4
42,2
48,3
60,3
73,0
73,0
88,9
88,9
101,6
114,3
26,4
35,2
40,3
50,3
62,0
59,0
76,0
73,0
88,6
100,3
3,5
3,5
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
6,5
7,0
2,3
4,2
5,6
8,7
11,6
14,5
16,7
20,2
19,5
24,0
37,5
46,0
53,2
65,9
78,8
78,8
95,2
95,2
107,9
120,6
45
51
57
89
95
95
102
102
102
108
2,58
3,34
4,39
6,84
9,16
11,39
13,22
If ,98
15,22
18,47
0,1
0,2
0,4
0,7
0,9
0.9
1.3
1.3
1.4
1,6
0,5
0,7
0,8
1,5
2,8
2,8
4,2
4,2
5,0
6,3
500
400
1900
1900
1950
1950
2000
1950
700
550
2250
2650
2600
2700
2600
2600
750
600
2800
2900
2850
2950
2900
2900
900
700
3200
3250
3200
3300
3350
3300
1050
800
3700
3750
3700
3800
3900
3800
Насос снабжен двумя всасывающими и двумя нагнетательными клапанами.
Клапанные узлы могут иметь увеличенное проходное сечение.
На с о с ы с к в а ж и н н ы е шт а н г о в ые с п е ц и а л ь н о г о на з на -
ч е н и я рассчитаны на работу в скважинах с сильным пескопроявлением, при
форсированной откачке жидкости, на глубине подвески насоса 3000—3500 м,
с вязкопластичной жидкостью и т. д. Для эффективной эксплуатации таких
скважин предназначены насосы специальных типов.
На с о с ы с к в а жи н н ые шт а н г о в ые н е в с т а в н ые НСН5
предназначены для эксплуатации нефтяных скважин с повышенным содер-
жанием песка в откачиваемой жидкости (до 0,2%). От насосов НСН2 они
отличаются увеличенной длиной плунжера, равной 1500 мм, и применением
специальных износостойких материалов для плунжера, цилиндра и клапан-
ных узлов.
На с о с ы с к в а жи н н ые шт а н г о в ы е н е в с т а в н ые НСН2Т
под т р у б ч а т ые шт а нг и предназначены для эксплуатации скважин
с высоким содержанием песка (свыше 0,2%). К отличительным особенностям
этих насосов относятся наличие полого штока, с помощью которого плунжер
соединяется с нижним концом колонны трубчатых штанг. Это позволяет на-
править нагнетаемую насосом жидкость в колонну трубчатых штанг, минуя
полость насосно-компрессорных труб, и предотвратить оседание песка из
жидкости и попадание его в зазор между плунжером и цилиндром.
Кроме того, поскольку в трубах меньшего диаметра скорость подъема
жидкости значительно возрастает, то условия выноса песка улучшаются.
На с о с ы с к в а жи н н ые шт а н г о в ые н е в с т а в н ые НСН2В и
в с т а в н ые НСВ1В предназначены для эксплуатации скважин обводнен-
ных и с пескопроявлениями.
В отличие от насосов НСН2 и НСВ1 в данных насосах установлены
узлы верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, которые предот-
вращают попадание песка в зазор между плунжером и цилиндром. Внутри
плунжера установлен сепаратор для отделения нефти из откачиваемой жид-
кости и смазки ею трущихся поверхностей плунжерной пары.
На с о с ы с к в а жи н н ые шт а н г о в ы е н е в с т а в н ые НСНА
предназначены для форсированной откачки жидкости из нефтяных скважин,
не содержащих в продукции механических цримесей, через насосно-компрес-
сорные трубы, диаметр которых меньше, чем диаметр плунжера.
К особенностям конструкции насосов данного типа относятся применение
автосцепа, обеспечивающего соединение и разъединение плунжера и колонны
насосных штанг и специального сливного устройства, предназначенного для
слива жидкости нз полости насосно-компрессорных труб при подъеме устэ
новки.
На с о с ы с к в а жи н н ые шт а н г о в ы е в с т а в н ые НСВ2 пред-
назначены для эксплуатации скважин, в продукции которых не содержится
песок, с глубиной спуска насоса от 2500 до 3500 м.
Эти насосы в отличие от насосов НСВ1 имеют замковую опору, распо-
ложенную в нижней части, что позволяет разгрузить кожух цилиндра от
растягивающих усилий при ходе плунжера вверх.
Следует отметить, что для этих же условий эксплуатации предназначен
насос НСВ1 с условным диаметром 38 мм.
На с о с ы с к в а ж и н н ы е шт а н г о в ые в с т а в н ые НСВГ пред-
назначены для откачки высоковязкой и вязкопластичной жидкости с вяз-
костью до 100 мПа-с.
Насос НСВГ относится к дифференциальным плунжерным насосам одно-
стороннего действия, состоящим из соединенных двух секций втулочных ци-
линдров.
Плунжеры верхней и нижней секций соединены полым штоком. При этом
нижняя секция меньшего диаметра — рабочий насос, откачивающий жидкость
из скважины, а верхняя — силовая часть, создающая дополнительное усилие,
необходимое для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз, т. е.
для преодоления гидравлических сопротивлений в насосе и силы гидродина-
мического трения штанг.
181
ТАБЛИЦА IV.25
СООТВЕТСТВИЕ РАЗМЕРОВ НКТ ТИПОРАЗМЕРАМ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ
Насос
\ь
Насос
1, 2,
5, 2
НСН2Т
28
32
43
55
68
93
43
55
48
48
60
73
89
114
73
73
4,0
4,0
5,0
5,5
6,5
7,0
5,5
5,5
НСНА
НСВ1, НСВ2,
НСВ1В, НСВ1П
НСВГ
43
55
68
93
28
32
38
43
55
55/43
48
60
73
89
60
60
73
73
89
89
4,0
5,0
5,5
6,5
5,0
5,0
5,5
5,5
6,5
6,5
На с о с ы с к в а ж и н н ы е шт а н г о в ы е в с т а в н ые НСВ1П пред-
назначены для эксплуатации нефтяных скважин, в откачиваемой жидкости
которых содержится повышенное количество песка (до 0,2%). Эти насосы
отличаются от насосов НСВ1 тем, что в них установлены одинарные кла-
панные узлы с седлом клапана из твердого сплава.
5. Выбор колонны насосно-компрессорных труб.
Насосно-компрессорные трубы, применяемые при насосной эксплуатации
скважин, изготавливаются по ГОСТ 633—80 и выпускаются с гладкими и
с высаженными концами (см. табл. IV.24).
Диаметр НКТ выбирается в зависимости от типа и условного размера
скважинного штангового насоса (табл. IV.25).
6. По кривой распределения давления по стволу скважины для выбран-
ной глубины спуска насоса определяются давление рпР и газосодержание ($Пр
на его приеме.
7. Вычисляются коэффициент сепарации газа и трубный газовый фактор.
Коэффициент сепарации газа у приема погружного оборудования kc ха-
рактеризуется отношением объема свободного газа, уходящего в межтрубное
пространство, Qr меж к общему объему свободного газа Qr у приема при
данных термодинамических условиях:
»c=Qr Mtx/Qr,
«со
1 +36Д
«со
1+4,с
(при В<0,5),
(при В>0,5 ),
(IV. 193)
(IV. 194)
где ас о —коэффициент сепарации у открытого приема штангового скважин-
ного насоса при (?ж =0; асо^меж/^с /меж — площадь поперечного сечения
кольцевого пространства между обсадной колонной и колонной НКТ на
уровне приема,
182
л2; Fc — площадь сечения эксплуатационной колонны, м2.
Трубный газовый фактор
GH0=Go—[Го—Г(рВр)]ас (IV. 195)
и новое давление насыщения р'иас находят из условия
ОН0=Г(р'нас). (IV.196)
8. По методике Ф. Поэттмана и П. Карпентера рассчитывается давление
на выходе из насоса рВык-
9. По формулам (см. стр. 99) определяется максимальный перепад дав-
ления, обусловленный движением продукции через всасывающий ДрКл в и
нагнетательный Дрк л н клапаны насоса, а также оценивается минимально не-
обходимое давление на приеме насоса при откачке дегазированной жидкости.
10. Вычисляются утечки в зазоре плунжерной пары qYT, коэффициент
наполнения насоса т)наг и коэффициент т|р г, учитывающий количество рас-
творенного в нефти газа; затем подбираются длина хода плунжера вп л и
число ходов Л', которые бы обеспечивали необходимую подачу насоса по
газожидкостной смеси В7вас:
WaaC = Q>K (Рве ц)/Т)нап. (IV.197)
11. Подбирается конструкция штанговой колонны по одной из приведен-
ных методик. Затем определяются:
потери хода плунжера от упругих деформаций штанг ЯШт и труб ХТр и
длина хода полированного штока s;
экстремальные нагрузки Я т а х и Pmin и приведенное напряжение ап р
в точке подвеса штанг;
силы сопротивления, действующие при работе установки;
максимальный крутящий момент на кривошипном валу редуктора стан-
ка-качалки Мир max.
12. Выбирается станок-качалка.
13. Рассчитываются такие энергетические показатели работы штанговой
насосной установки, как мощность, затрачиваемая на подъем жидкости, пол-
ная и полезная, потери энергии в подземной и наземной частях установки,
удельный расход энергии и к. п. д. установки.
13. Проводится оценка показателей надежности установки (вероятная
частота обрывов штанг v и общее число подземных ремонтов Л^рен), и опре-
деляется коэффициент эксплуатации ее.
14. Рассчитываются экономические показатели: капитальные и эксплуа-
тационные затраты, себестоимость подъема нефти из скважины и условные
приведенные затраты, обусловленные типоразмером и режимом работы на-
сосной установки. При этом учитываются стоимость полного комплекта на-
сосного оборудования, расходы на электроэнергию, подземный ремонт и
амортизационные отчисления.
15. Если рассматривается несколько вариантов, отличающихся глубиной
спуска и (или) диаметром скважинного насоса, то расчеты, перечисленные
в пп. 3—14 настоящего раздела, повторяются для каждого варианта, после
чего полученные в п. 14 условные приведенные затраты на подъем нефти Znp
сравниваются между собой и предпочтение отдается варианту, обеспечиваю-
щему минимум условных приведенных затрат.
Определение максимального отбора жидкости из скважины
В практике эксплуатации нефтяных месторождений случается, что до-
бывные возможности скважины превышают подачу насосной установки,
а применение других, более высокопроизводительных, способов эксплуатации
скважин оказывается невозможным по техническим и технологическим при-
чинам (например, из-за высокой температуры жидкости нельзя применять
ЭЦН) или нецелесообразно.
Поэтому необходимо определить максимальный дебит жидкости, кото-
рый можно получить из данной скважины, и подобрать штанговую насосную
установку, обеспечивающую этот отбор.
183
-iУстье скважины
Рис. IV.6. Зависимости дебита газо-
жидкостной смеси от глубины спус-
ка насоса:
/ — индикаторная линия скважины; 2 —
расход газожидкостной смеси при мини-
мальном давлении на приеме насоса; в—
б — кривые распределения давления на
глубине
Рис. IV.7. Определение максималь-
ного отбора жидкости из скважины:
/ — граница добывных возможностей ус-
тановки; 2 — зависимость производителв-
ности системы (по газожидкостной смеси)
от глубины спуска насоса
Глубина спуска иасоса
Последовательность выполнения расчетов при этом следующая.
1. Задаемся допустимым минимальным забойным давлением для данной
скважины рзаб min, исходя из геолого-промысловых или технических ограни-
чений, таких, например, как разрушение призабойной зоны, предотвращение
выделения в призабойной зоне парафина, солей или свободного газа, сохра-
нение целостности обсадной колонны и цементного кольца и т. д.
Задаемся также необходимым минимальным давлением на приеме насо-
са /эПр mm, исходя из условия обеспечения нормальной работы его в условиях
данной скважины.
Остальные необходимые для расчета исходные данные задаются согласно
приведенному перечню (стр. 177).
2. Строим зависимость <2ж(Рзаб) для данной скважины (рис. IV.6). За-
тем вычисляют объемное газосодержание газожидкостной смеси в скважине
при давлении р„Р гаш:
fcip1
1
(Рщ> mln) "t" j
(I V.I 98)
Затем на том же графике строится зависимость (?си(Рзаб, Pnpmin),
ординаты которой получаются путем умножения ординат первой зависимо-
сти на множитель 1/(1—рПр) (кривая 2).
3. На графике рис. IV.7 выбирают несколько значений дебита газожид-
костной смеси QCJII ('=0, 1, ..., п) в интервале от нуля до максимальной
величины и определяют соответствующие им значения давления на забое
скважины, которые лежат в пределах от пластового до минимального за-
бойного давления.
184
4. По одной из приведенных в настоящем разделе методик для каждого
значения забойного давления строится кривая распределения его по стволу
скважины (см. рис. IV.7, кривые 3—6). Затем проводят вертикальную линию
(пунктирная), соответствующую минимальному давлению на приеме насоса
Рпр mm. Ординаты пересечения этой линии с кривыми распределения давле-
ния в стволе скважины (кривые 3—6) показывают, на какой глубине в сква-
жине находится сечение с давлением рп р mm и расходом газожидкостной
смеси Qc j, когда забойное давление равно рэаб*.
На диаграмме А. Н. Адонина, граница которой (см. рис. IV.7, кривая /)
определяет максимальные добывные возможности современного насосного
оборудования, проведем вертикальную прямую с абсциссой LB, равной глу-
бине екважины, а затем нанесем точки с координатами [Z.,, QCMi], найден-
ными из предыдущих построений и, соединив их, получим зависимость дебит
газожидкостной смеси — потребная глубина спуска насоса для рассматривае-
мой скважины (см. рис. IV.7, кривая 2).
Пересечение кривых 1 к 2 дает искомую точку А — совпадение характе-
ристики скважины с предельными параметрами штанговой насосной установ-
ки при заданном минимальном давлении на приеме насоса.
Выбор основного насосного оборудования и режима откачки проводится
в обычном порядке
ПРИМЕР ВЫБОРА ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ
И РЕЖИМА ЕЕ РАБОТЫ,
ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО ЗАДАННЫЙ ОТБОР НЕФТИ
Числовые значения основных исходных данных приведены на стр. 177.
Пример соответствует условиям Туймазинского месторождения.
1. Определяем дебит нефти по формуле (IV.4):
Q м f}\ 26 2
Q «<== * 86 400 = 8 6 4 M"= = 3 l ° 3'1 0"4 M'/c -
2. Забойное давление
_ <Э„с З.ОЗ-Ю-4 0
Рзаб — Рпл— Кпр 1,02'Ю-1» = 8,03-106 Па.
з а 5 =8,0 3 МПа.
3. Строим кривую распределения
давления по стволу скважины при
Рзав = 8,03 МПа (рис. IV.8).
4. Глубину спуска насоса выбира-
ем, исходя из онтимального давления
на приеме, примерно равного 2,6 МПа.
По графику (см. рис. IV.8) находим,
что при LH = 900 м рПр=2,56 МПа.
Эту глубину и выбираем в качестве
глубины спуска. ":
5. По диаграмме А. Н. Адонина вы- =
бираем диаметр насоса, который для s
LH=900 M И QH,,^ =2 6,2 м3/сут равен £
38 мм. По табл. IV.26 выбираем на-
сос НСВ1-38, пригодный для неослож-
ненных условий эксплуатации (с обыч-
ными клапанами), II группы посадки
с зазором 6=100 мкм (10~4) в плун-
жерной паре.
Рис. IV.8. Кривые распределения дав-
ления по стволу скважины (Л и колон-
не НКТ (2)
185
0
А
\
i \
i l l
\
ч
\
\
\
1
i
\
\
вр й Рвик 10
Д авление, МПа
ТАБЛИЦА IV.26
ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСНЫХ ШТАНГ'
Показатели
Площадь поперечного сечения штан-
'И, СМ2
Вес 1 м штанги в воздухе, Н
Наружный диаметр муфты, мм
Диаметр штанг dm T. мм
16
2,01
17,5
38
19
2,83
23,5
42
22
3,80
31,4
46
25
4,91
41,0
55
6. Колонна НКТ для насоса НСВ1-38 в соответствии с табл. IV.26 вы-
бирается с условным диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,5 мм. Для тоуб
этого размера £>т н=0,073 м; DT „=0,062 м; /тр=11,6X10—' м2.
7. Для давления рпр определим объемный коэффициент нефти:
2,56—0,
9 | 0 _ 0 [
количество растворенного газа:
Г А Р - 0,П С Г (2,56-0,1) I М5 4
\ 594[\ ]
Г А Р -
,0,) I
9,0-0,1) ]
= 3 3 - 1
расход свободного газа:
Q
, \ гп г- / м ^Р»' СКВ,-,
г (AID) = [Г„—Г (рпр)] т Q» с =
0 1-303
= [59,4 — 33,1] 2 5 6.9 7 3 •3,03-10-4 =
подачу жидкости
QM(pnp)=QHMpnp)4-QB=3,03-10-<-l)
8. Коэффициент сепарации газа по (IV.194)
fMeiK D\ — D\H 0.1502 — 0,О73г
в
* м3/с;
10-< м 3/с.
0.1502
0,76
= 0,76;
^
. <?ж(АР)
1+36,5—^-
3,39-10-«4
D
Трубный газовый фактор
GH o = G0— [Го— Г(рвр)]ас=59,4—[59,4—33,1]0,45=47,6 м3/м3.
Очевидно, Гв о=Он о.
Новое давление насыщения р'нас^б.б МПа.
9. Определим давление на выкиде насоса рВык = 7,94 МПа (рис. IV.8).
Определим среднюю плотность смеси в колонне НКТ:
Рем т=(Рвык—^y)/LHg=(7)94—1,53)106/(900-9,8)=727 кг/м3.
10. Определим максимальный перепад давления в клапанах при движе-
нии через них продукции скважины.
186
Согласно табл. IV. 1, 4 л в=25 мм, йКлв = 18 мм. Предварительно опре-
делим расход смеси через всасывающий клапан:
0,1-303
= (47,6 — 33,1) 2 5 6 2 7 3 3,03-10-*= 1,9-10-* м»/с,
Максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана
и число Рейнольдса:
<3кл =(3,35 +1,9) 10-* = 5,3-10-* м'/с
ксимальная скорость
Рейнольдса:
4QKJ 1 5.3 - 1 0 - *
"ma x — й 2 к л в — 0,025s — М'с >
rfK.iBfmax „0,025-3,4
По графику (см. рис. IV. 1) определяем коэффициент расхода клапана
при Некл=2,8'104Мкл=0,4. Перепад давления на всасывающем клапане
= 0,03 МПа.
Аналогично определим перепад давления на нагнетательном клапане.
Поскольку рвт>р'аас, то <2'г(Рвык)= 0 и
ас) = Снс«'н(Р'нас)=3,03-10-*-1,14 = 3.46-Ю-* м'/с;
4-3,46-10-*
(0.018)2
=4.2 7 м/с;
Мкл = 0,4 (см. рис. IV.1),
(4 27)2850
4/;к., н = . ' ,— = 0,48- 10s Н/мг = 0,05 МПа.
Тогда давление в цилиндре насоса при всасывании рВо ц и нагнетании
Рнагнц и перепад давления, создаваемый насосом ДрНас, будут следующие:
Рве ц=рпр—Дркл в=2,56—0,03=2,53 МПа;
Ряагнц=Рвык+Дркл н=7,94+0,05=7,99 МПа;
Дря=Рнагя ц—рпр=7,99—2,56=5,43 МПа.
11. Определим утечки в зазоре плунжерной пары (по (IV.38) вторым
членом пренебрегаем):
3 ,
187
I, . 3 п „\3,14-3,8'10-'(10-4 )3 (7,94 — 2,53)-108
=[1 + — 0,5«j 12-3.10-Л.2.850 = °.24-Ю- м'/с
Проверяем характер течения в зазоре:
<7ут _ 2,4-10-»
= «АиЛж ~3,14-3,8-10-2-3-10-« = 67< 1000.
Следовательно, режим течения жидкости в зазоре ламинарный.
12. Коэффициент наполнения определяем по методике, изложенной на
стр. 142.
Установим предварительно <Зсм(Рвсц):
Qm(Рвец)«= <?ж(Ар) =3,39-10-* м'/с;
Г 25,3— 1 10,454
/"( Лсц) =59,4^—gg I = 32,9 м'/м»;
=1,95-10-* м'/с;
QCM = (3,39+1,95) 10-* = 5,34-10-* м'/с;
. <Уг(Лсц) 1.95
Р в с ~" Qc« - 5,3 4 ~0 > 3 b 5 -
Проверяем условие рВс ц<р'нас Поскольку оно выполняется, то в ци-
линдре во время хода всасывания имеется свободный газ. Тогда коэффи-
циент наполнения т)на п определяем в следующем порядке.
Коэффициент утечек по (IV.43)
_ _ ^ v i _ 0.24-Ю-*
/у т = 2QC M( J D B C U ) -2-5,34-10- - °'0 2 2 -
Газовое число по (IV.44)
1.95-10-"»
°575
Л ~0 » ( Лс ц ) ~ 3.39-10-* -° -5 7 5 -
РнагнЦ=7,99 МПа>р'яао=5,5 МПа. Следовательно, коэффициент наполнения
определяется по (IV.47):
«вр (Ьж(Рвса)
В расчете принято Ьж(р)=Ья(р);
1—/у т 1 — 0,022
Чини = Т+~Я ~ 8 ^ = 1 + 0,575-°-031 = °'59-
Определим коэффициент наполнения также для неравновесного харак-
тера процесса растворения газа по (IV.48) и (IV.49):
- 1 1 =0,0 2 1;
k в11з= Г + ^ Ш- О-021 = 0,62-0,021 =0,60.
188
Определим коэффициент наполнения также для процесса неравновесного
и при полной сегрегации фаз по (IV.50):
1 /
0,62.
= ] I ^
По формуле И. М. Муравьева (IV.51)
Лвап=1—Рве ( т в р +1 ) = 1—0,365 (0,1+1) =0,60.
Вероятные средние значения коэффициента наполнения т^нап i и соот-
ветствующие максимальные абсолютные отклонения 6i составят соответст-
венно (см. (IV.53) и (IV.54))
- >ап ч + Чнап I . - 0.62 + 0,59
Чнап г = § ' 'Чна п г = 2 = °>Ь0 5 >
_ 0,62 + 0,60 1
1напз = 2 = °.61; Si=±-%4
62 = ±0,017; бз=+0,01.
Следовательно, значения коэффициента наполнения насоса, определенные
для различных схем процесса выделения и растворения газа и сегрегации
фаз, лежат в довольно узком диапазоне значений: т)Нап=0,59—0,62. Погреш-
ность схематизации не превышает 0,02.
Для дальнейших расчетов принимаем т)Нап = 0,60.
Коэффициент т)р г, учитывающий усадку нефти, вычисляем по (IV.55):
„ _ , Ьж(рвсц)-\ 1,12-1
13. Определим подачу насоса 1УНас, обеспечивающую запланированный»
дебит нефти при получившемся коэффициенте наполнения, по (IV.197):
= 5'6 5'
При известном диаметре насоса можно определить необходимую ско-
рость откачки, пользуясь, например, формулой (IV.15):
4И?нас 4-5,65-Ю-4
5 п л П = пОглл ==3,14(3,8)М0-* = 3 м/м и н -
По диаграмме А. Н. Адонина для заданного режима рекомендуется ис-
пользовать станки-качалки 6СК6-1.5Х 1600 или 6СК6-2,1 Х2500.
Первый из них не подходит, поскольку не обеспечит требуемую скорость
откачки (для этого станка snmux = 22 м/мин). Поэтому следует ориентиро-
ваться на параметры станка СК6-2,1— 2500 по ГОСТ 5866-76, параметры
которого аналогичны параметрам станка-качалки 6СК6-2,2х2500.
Выбираем эпл=2 м; л=15 кач/мин или W=0,25 1/с.
14. При выборе конструкции штанговой колонны, вначале воспользуемся
таблицами АзНИИ ДН. По табл. IV.8 для насоса диаметром 38 мм выбираем
двухступенчатую колонну штанг из углеродистой стали 40 ([аПр] = 70 МПа)
диаметрами 16 и 19 мм с соотношениями длин ступеней 55x45%- Выберем
также конструкцию равнопрочной штанговой колонны по методике МИНХ
и ГП.
189
Предварительно установим значения следующих коэффициентов (необхо-
димые размеры штанг приведены в табл. IV.30):
т = Отв/с1ш; т 1 6 = 62/16 = 3,87; /л„ = 3,26;
Л^шт = тх i j : Л^шт 16 = 1.82, МЬ т „ = 2,3 4;
тм = £>т в/^м у ф т; юм „ = 62/38 = 1,63, тм „ = 62/42 = 1,48;
0,032
•Ммуфт = М8м _(. 1 ; Ммуфт ig = 9,40,
Площадь плунжера насоса
D2
fnJI = п -22 — 11,34-10-* м2.
Гидростатическая нагрузка
Рж= (Рвыкл—Рве ц)^пл = (7,94—2,53) • 106-11,34-10—' = 6130 Н.
Коэффициенты динамичности при ходе вверх т в и вниз тв, а также
плавучести штанг Карх и вспомогательный множитель М устанавливаются по
(IV.102) и (IV.133):
1440 ~ 1440
5П8 2-15'
1790 = 1790 — °-25
р™ т 727
1 ^ 1
JM = 0,2/Сарх +0,6/яв + 0,4т„ = 0,2-0,907+ 0,6-0,31+ 0,4-0,25 = 0,47.
Сила гидродинамического трения, действующая на единицу длины ко-
лонны, рассчитывается по (IV.134):
4ТР , = 2л2-3-10-6-850-2,0-0,25(1,82+0,4) =0,056 Н/м,
</тр2=2я2• 3 • Ю-6• 850 • 2,0• 0,25 (2,34 + 0,64) = 0,075 Н/м.
Далее определим силы сопротивлений, сосредоточенные у плунжера
Ртрчл, по (IV.98) и (IV.99):
-РКлн=ДЛлн^пл = 5-Ю'-11,34-10-* = 57 Н,
р т р п л = = 1,6 5 ^ р — 1 2 7 = 1,6 5 ^ ^ — 127 = 500 Н.
Вес «тяжелого низа> принимаем равным сумме сил сопротивления, со-
средоточенных у плунжера:
Рт н=Р„л н+Ртр пл=57+5005к560 Н.
Далее установим длины нижней h и верхней /2 ступеней по (IV. 131) и
(IV.137).
190
Предварительно отметим, что <?Тр i и ^т р г составляют весьма незначитель-
ную часть от веса единицы длины штанг qmr 1 и qmi 2 (IV.131). Поэтому
при расчете по (IV.131) можно не учитывать qtpi2'
0,6
f.'UT 1?ШТ 2^-Н ft/[ ('Ж
'.=
0 6
:( 6 1 3 0 +560) 0,8
= 581 м'
2,0-23,5+ 17,5-0,8
е,= /,/£„ = 581/900 = 0,65 = 65о/„;
/,= Z.H —/, = 900— 581 =319 м;
Е2 = 100 — е, = 100—65 = 35%.
Оценим необходимую длину «тяжелого низа», если его выполнить из
штанг диаметром 25 мм:
560
*i-H = A-H/9urrftaP4= 41-0,907 = 1 5 М' ИЛИ 1'6У'
от общей длины колонны.
Таким образом, расчетным путем была получена конструкция колонны
диаметром 16X19 мм с соотношением длин ступеней 65X35%. Для дальней-
ших расчетов принимаем конструкцию колонны с соотношением длин для сту-
пеней 65X35%.
15. Рассчитаем потери хода плунжера и длину хода полированного штока:
PXLH f е, е2 N 6,13-10'-900 / 0,65 0,35
* ^ + ) [ +
[ 2,8-10-*
6,13-103-900 _
f'rp~ 2 - 1 0"i l 6 1 0 - « - ° > 0 2 4 м -
Лшт + ^тр =0,1 2 4 + 0,024 = 0,15 м.
Критерий динамичности <р для данного режима
u>La 2nNLu 2-3,14-0,25-900
4900
= 0,29
Поскольку фк р = 0,2 (см. табл. Н.З), то фк Р <ф и длину хода полиро-
ванного штока s можно определить по формулам (IV.24) или (IV.26):
s M + X 2,0 + 0,15
s= ..*= «Torn» - 2,0 6 м;
i - p III о * —р п
s = (snJt + K) cos <f = (2,0 + 0,15) cos 0,29 = 2,06 м.
Обе формулы дают одинаковый результат, причем длина хода штока
оказалась несколько меньшей, чем рассчитываемая без учета динамических
усилий в штангах.
Для дальнейших расчетов принимаем ближайшую стандартную длину
хода станка-качалки СК6-2,1-2500 s=2,l, тогда для сохранения прежней-
скорости откачки определяем уточненное число качаний:
2,06-0,?5
N = г,—j = 0,245 кач/с = 14,7 кач/мин;
со= 2яЛ/ = 2-3,14-0,245= 1,54 рад/с.
191
Длина хода плунжера при s=2,l м
*™ = Ш?- Х = cos 0^9 - 0.'5 = 2,04;
% = W s = 2,04/2,1 =0,97,
а общий коэффициент подачи штанговой насосной установки
Чпад = V W) P г = 0,97-0,60-0,89 = 0,52.
16. Перейдем к определению нагрузок, действующих в точке подвеса
штанг.
Соответственно вес колонны штанг в воздухе и в жидкости с учетом
веса «тяжелого низа»
Ршт = ?щ,| ( 1,- /тн)+<7шт2/2 + ?тн/тн = 17,5(581—15) +23,5-319 + 41,0-15 =
=18020 Н= 18,0 кН;
Р'шт=РшТ/Сарх=18,0-0,907=16,3 кН.
Вычислим предварительно коэффициенты /и, н ф в формулах А. С. Вир-
новского:
4> = Лшт/Х = 0,124/0,15 = 0,83.
Принимаем 01=02=01=02= 1 (для упрощения расчета).
Определим вибрационную и инерционную составляющие по формулам
(IV.62) —(IV.65):
= 1-0,71 I / Го,83 — - j - f ) 18,0-6,1 = 6,5 кН,
Исследованиями установлено, что вибрационная составляющая экстре-
мальной нагрузки не может быть больше, чем гидростатическая. Следова-
тельно, результат расчета по формуле (IV.64) получился завышенным. По-
этому примем
Рвио=Рж=6,1 кН;
/>тах=/"шт4-^ж+^=и6+Рин=16,3+6,1-(-3,9=32>4 кН;
Лп.п=Р'шт— (ЯвИб4-рив)=16,3-(6,1+3,9)=6,3 кН.
Тогда экстремальные нагрузки по скорректированным формулам
(IV.66—IV.69) составят:
+Ри.) = 16,3+6,1+0,97(6,1 + 3,9)=32,1 кН,
) = 16,3—0,93(6,1— 3,9) =6,8 кН.
По упрощенным формулам А. Н. Адонина (IV.74) получаем, предвари-
тельно определив среднюю площадь сечения fm* cp и средний диаметр штанг
«шт ср•
j furrt 2,0 + 2,8
192
-, / fшт ср Ао О.1П-*
j 9 1/ - - — 2 1/ ' П 017 м
«шгср — * у „ — z y 3Д4 U.U1' М.
ср
0,038-0,71 _/ 0,124
- 0,017-3 V 0,83 —- j - j -. 18,0 + 1,0 = 9,4 кН.
1,8 кН,
Pmln=P'm?—PmB= 16,3—9,4=6,9 КН.
Определение экстремальных нагрузок по приближенным формулам
Максимальная нагрузка
Формула И. М. Муравьева (IV.78)
sn2 \
рх + над) +
/ 2 1 • 14 72 Л
= 18,0 (0,907 + '1 4 4 П' j = 28,1 кН.
Формула И. А. Чарного (IV.79)
^ + ЯЖ = 18,0 ^0,907 +
2,1-14,72 tgO,29\
1790 0,29 j + 6,l =2 7,l кН.
Формула Дж. С. Слоннеджера (IV.80)
(18,0+6, l ) ( l + 2' \£'7 j = 29,5 кН.
Минимальная нагрузка
Формула К. Н. Милса (IV.84)
2 1 • 14 7 \2
- ^ )
sn2 \ I 2 1 • 14
- 1 7 9 о) = 1 8.0 ^ 1 - - и ^
и ^ ) =13,4кН,
Формула Д. О. Джонсона (IV.85)
f sn2 \ I 2 1-14 72 \
п = -Ршт^аРх—f79oj = 18,0^0,907- ' ^ j = 11,8 кН.
Формула Н. Дрэготеску и Н. Драгомиреску (IV.87)
Сопоставление результатов, полученных по разным формулам, позволяет
сделать следующие выводы.
1. Расчет по точным формулам разных авторов дает близкие результаты,
различающиеся по абсолютной величине в среднем не более чем на 1—1,5 кН,
что находится в пределах точности измерения нагрузки существующими про-
мысловыми динамограммами.
Аналогичный вывод можно сделать в отношении результатов, получен-
ных по приближенным формулам различных авторов.
2. По точным формулам получаются более высокие значения для мак-
симальной нагрузки и меньшие значения для минимальной по сравнению
с приближенными формулами, причем эта разница (между соответствующими
среднеарифметическими значениями) составляет 4 кН для максимальной на-
грузки и 6 кН для минимальной.
193
Отсутствие фактических данных не позволяет установить, какие из рас-
четных формул дают в данном случае наилучшие результаты. Учитывая,
однако, что в настоящее время наиболее точными считаются формулы
А. С. Вирновского, скорректированные А. Н. Адониным и М. Я. Мамедовым
(IV.66)—(IV.69), для дальнейших расчетов будем пользоваться величинами,
полученными по этим формулам:
Ртах = 32,1 КН; Pmin = 6,8 кН.
17. Оценим силы сопротивлений, возникающие при работе насосной
установки.
Будем считать постоянным угол а отклонения ствола скважины от вер-
тикали а и равным SK5° (~0,087 рад), а азимутальным отклонением можно
пренебречь.
Тогда силу механического трения штанг можно определить по формуле
(IV.90).
Величину СШт по данным В. М. Троицкого для vH=3-10-8 м2/с можно
принять равной 0,25. Тогда
Ятр мех = Сшт а( Рж+Р'шт) =0,25-0,087(6,1 + 16,3) =0.49 кН.
Силу гидродинамического трения рассчитаем по формулам (IV.91) и
(IV.93).
По формуле А. М. Пирвердяна (IV.91)
Р т р г = 2n2vmpm<sNU(MmT 1681+МШ119е2) ф 2-3,142-3-10-в-850-2,1-0,245х
Х900(1,82) -0,65+(2,34-0,35) =4 7 Н.
По формуле (IV.93)
для первой ступени: /и, = 1,82, /йг1 = 3,31
^ — 2 (3,31-1)+4 1*ы-1 - 2
( т г +1 ) lnm, —( и*,—1) = (3,31 +• 1)1п 1,82— (3,31 — 1)
=5 - ° >
(w8. — 1) — 2lnml (3,31 — 1) — 2 In 1,82
(«2i + l ) l nm, — (/га2,— 1) ~ (3,31 + 1) In 1,82— (3,31 — 1) ~~ 4 > 1;
U « Q H C 8 - 3,0 3 - l Q - *
U ~ (I - B)n(D\ B-d*mT) ~ 1-3,14(0,0622 —0,016s )
аналогично для второй ступени из штанг 19 мм получаем: тг=2,34; Л=3,14;
В = 2,69; £/=0,22 м/с. Сила трения для каждой из ступеней и всей колонны
Ртрщ = 2n\mpmh(—nNsA—UB) = 2-3,14-3-10-s-850-581(—3.14-0.245X
Х2.1-5—0,21-4,1)=—80,4 Н,
РтРгп=2-3,14-3-10-«-850.329(—3,14-0,245-2,1-3,14—0,22-2,69)=—28,5 Н,
РтР г=РтР п+Ртр гп=—(80,4+28,5)=—109 Н
(знак минус свидетельствует о том, что при ходе вниз сила гидродинамиче-
ского трения штанг направлена вверх).
Результат по формуле (IV.93) получился почти в й раза больше, чем
по формуле (IV.91), поскольку в первой формуле учтена средняя скорость
потока жидкости в трубах.
Сила трения плунжера о стенки цилиндра Pip Пд и гидравлическое со-
противление в нагнетательном клапане были рассчитаны ранее и составляют
соответственно Рт р п л =500 Н, Р к л н=57 Н.
Таким образом, для условии данного примера оказалось, что силы ме-
ханического трения существенно больше, чем силы гидравлических сопротив-
лений. Это объясняется тем, что откачиваемая жидкость имеет низкую вяз-
кость.
Кроме того, силы сопротивлений невелики по сравнению, например, со
статическими нагрузками (наибольшая из них не превышает 4% от суммы
весов штанг и жидкости), поэтому при расчете экстремальных нагрузок
для условий данного примера силы сопротивлений можно не учитывать.
18. Рассчитаем напряжение в штангах по формулам, приведенный на
стр. 155—156:
194
Pmln _ 6,8-10»
•mm = I""2,8 - 1 0 -
»• = -2~<'max-emln) = ~ 0 1 5 - 2 4 ) = 45,5 МПа,
«m =- 2 - ('m a x + »„,,„)= 4~(П5 + 24) = 69,5 МПа.
Приведенное напряжение в точке подвеса штанг составляет соответст-
венно:
по формуле И. А. Одинга (IV. 112)
»ПРод == К »"^ = VlT545",5 = 72 МПа;
по формуле М. П. Марковца (IV. 113)
Опр м=СТа4-0,2ат=45,5-|-0,2-69,5=59,0 МПа;
0пР од/<Тпр м=72,0/59,0= 1,22,
что совпадает с результатом, приведенным в работе [10]. Для штанг из ста-
ли 40 нормализованных предельно допускаемое приведенное напряжение со-
ставляет 70 МПа (по Одингу). Следовательно, для этих штанг условие обес-
печения усталостной прочности не выполняется, так как
[огпр]=70 МПа<0п Р од=72 МПа.
Следовательно, можно либо подобрать штанговую колонну из штанг
той же марки, но большего диаметра, например, 19x22 мм, или сохранить
конструкцию колонны, но выбрать штаги с более высокой усталостной проч-
ностью, например, из стали 20 НМ, нормализованные с [сгПр]=90 МПа по
И. А. Одингу, [аПр]=74 МПа по М. П. Марковцу. В нашем расчете вос-
пользуемся вторым вариантом.
19. Крутящий момент на кривошипном валу редуктора определим по
формуле (IV.154):
(М„р)тах = 300s+0,236s(Pmax—Pmin) = 300-2,1+0,236-2,1 (32,1—6,8) 103 =
= 13 200 Н-м.
20. Выберем станок-качалку. Предыдущими расчетами было установлено,
что для условий примера
Ртах = 32,1 кН; (AfKp)max = 13200 Н-м; s=2,l м; п=14,7 кач/мин.
Сравнивая расчетные данные с паспортными характеристиками станков-
качалок (табл. IV.15), находим, что этим условиям удовлетворяет станок-
качалка СК4-2.1-1600, который и выбираем окончательно.
21. Рассчитываем энергетические показатели работы штанговой насосной
установки.
Полезная мощность
QHC 3,03-10-*
'полезн = r = V ( Лык- Лр) = j (7,94 — 2,56) -10' = 1630 Вт.
Коэффициент потери мощности на утечки
1 1
•V - qyrV-B) = 0,24-10-* = °'96-
1 + 2QH с l + 2-3.03-10-*
195
Потери мощности в клапанных узлах
),05) 10» = 2 4 Вт.
Мощность, расходуемая на преодоление механического /т р „ех и гидро-
динамического /т р г трения штанг, а также трения плунжера в цилиндре
*тр пл>
/трмех = 2Сшт«Мх(Р'шт + Яж ) = 2-0,25-2,1-0,245-0,087- (16,3 + 6,1)Х
ХЮ3 = 500 Вт.
/тр г = «'WVJ KPJ A, [Мшт „е, + AfmT-t,e2] = ^ - />тр r =
3,14-2,1-0,245
= ^ —: 47 = 38 Вт.
/трпл = 2PTpnJlsN= 2-500-2,1 -0,245 = 510 Вт.
Затраты мощности в подземной части установки
/ мталезн , . . .
'п ч — - Т 'кл + 'тр мех Т 'тр г + 'тр пл =
1630
=• 0 9 6 + 24 + 5 00 + 38 + 510 = 2770 Вт.
К. п. д. подземной части установки
Пп ч = /полез//пч= 1630/2770 = 0,59.
т)п ,=0,85—2,1 -Ю-4(sn)2=0,85—2,1 -10-4(2,1 -14,7)2=0,65.
Значения к. п. д. подземной части по этим формулам получились до-
статочно близкие.
Согласно рекомендациям работы [7], принимаем: ti a n =0,77, т|Он=0,80,
тогда общий к. п. д. установки
т]шву=11п чТ|8 дТ)си=0,59 0,77-0,80=0,36.
Полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкоети,
, 'полезн 1630 _ ,. п
/ = ~г =« - ОА=4 5 0 0 Вт = 45 кВт.
Определим полную потребляемую мощность также по методике
Б. М. Плюща и В. О. Саркисяна:
Ki=6,0 для станка-качалки с грузоподъемностью 4 т,
Ч*вд + 0,28 П + 3,6-10- -щ
Г ? 2 1 -0 245» \!
= 1,26-10-» Л/ 0,54'+ 0,28 Г 1+3,6-10-* Q Q38, j = 1,4-10-»;
, --(K л.£в
'полн — о,97 \1Л> "+• 9,8
="0~97"V6 + ' 9 g —1 - ) 0,245 = 6100 Вт = 6,1 кВт.
Расхождение результатов расчета полной мощности по разным методи-
кам составило около 15% от их среднеарифметической величины, что при-
196
емлемо для практических расчетов. Для расчета принимаем /Полн=6,1 кВт.
По табл. IV. 16 выбираем электродвигатель АОП-52-4 с номинальной мощ-
ностью 7,0 кВт.
Удельный расход энергии на подъем жидкости
Аюлн(1-Д) 6100
^ д ж = ОнсРж = 3,03-10-850 =2.4-10* Дж/кг,
2,4-10*
А'уяж =3,6-10' = 6'6 к В т - ч/т.
6,6
—=° 6,6 кВт-ч/т.
Суточный расход энергии
Й7сут=24-10-3/11оля=24-10-3-6100=146 кВт-ч.
22. Определим эксплуатационные показатели и межремонтный период
работы штанговой насосной установки по методикам, приведенным на
стр. 171-174.
Предварительно определим вероятную частоту подземных ремонтов, свя-
занных с ликвидацией аварий со штанговой колонной:
по формуле А. С. Вирновского (IV.175) при £=0,75 и с'п=0,533
по формуле (IV. 178)
Аи \3.27* + 0,I3/ LH\
d^) \-w)
/0,
(0T
/0,038\3.27-0,75+0,13/ 900 \2-0.75+1
= °'533 (0T0I9J (lO^J =2,5 рем/год,
при k = 1 Y = 4,1 рем/год;
по формуле (IV. 178)
(О.О122)в"-и".5," 0.0122'.«-'-0,39.590'.«
Y = [«„,]-«п., = 740-590 = 3'4 /
Результаты расчета по обеим формулам получились близкие, однако
абсолютное значение у оказывается больше, чем определяемое по факти-
ческим данным для основных нефтяных месторождений. Поэтому формулами
(IV. 175)—(IV. 178) следует пользоваться, когда необходимо сравнить между
собой значения у для разных режимов эксплуатации одной и той же сква-
жины или сходных по эксплуатационным условиям скважин, имея в виду,
что абсолютные значения вероятной частоты обрывов штанг могут иметь
достаточно большую погрешность.
Задаваясь числом ПРС, не зависяших от типоразмера оборудования и
режима его работы, пПр определяем вероятное общее число ПРС в течение
года.
Для расчетов принимаем Y=2,5 рем/год, т)Пр= 1 рем/год:
JVpeM=Y + «np = 2,5+l=3,5 рем/год.
Задаемся величинами tp 1, tp 2, tom, tovr, для которых обычно известны
фактические значения для каждого месторождения.
Время затрачиваемое на ПРС, ч:
по ликвидации обрыва штанг tpi 15
прочих подземных ремонтов <рг 20
время ожидания ПРС, ^ 36
Время оргпростоев ^ г, ч 40
Стоимость 1 кВт электроэнергии Сп, руб/(кВт-ч) 0,006
Плата за установленную мощность Су с т, руб/(кВт-г) . . . 17,9
Коэффициент учитывающий расходы иа содержание линий
электропередач йл э п 1,2
Стоимость одного подземного ремонта СреМ, руб 600
197
Определим затраты времени на подземный ремонт Трвы, межремонтный
период работы установки ГМрп, коэффициент эксплуатации Кг и суммарный
годовой отбор нефти из скважины SQP:
7'Р ем= tp ,f + t9inav + tolKVpz4 = 15-2,5 + 20,1 + 36-3,5 = 183,5 ч,
„. Тк — Треы 8760—183,5
х ф п = ЛГрем-2 4 3,5-24 = 1 0 2 СУТ"
тк — (7"рем + <орг) 8760 — (183,5 + 40)
К= к = \ +
0,974,
ЩГ = 0,Зб5джп л (1—Б)/Сэ рн д е г = 0,365-26,2-1-850-0,974 = 7920 т.
Условные затраты на подъем нефти из скважины определяем в следую-
щем порядке.
1. Стоимость станка-качалки СК4-2,1-1600 (как и стоимость станка-ка-
чалки 5СК4-2.1-1600) составляет (см. табл. IV.19) Сс к = 2200 руб.
2. Стоимость колонны НКТ из труб диаметром 73 мм
С„кт = W - H 7 O T = 318-900 7 ^ - = 2720 руб.
(см. табл. IV.20).
3. Стоимость штанг из легированной стали с [сгПр]=90 МПа
Сш т =- д - ( а ШТ 1 г 1 +а ш т 2/2 ) = -^-(4,5-581 + 5,4-319)=540 руб.
(см. табл. IV.21).
4. Капитальные затраты на оборудование скважины штанговой насос-
ной установкой
2кап = Крез(Сс„+Снкт+Сшт + Су о)+СМонт + Сдоп) = 1,1(2200 + 2720+540 +
+400)+0,23-2200=6950 руб.
(принято, что /Срез=1,1; Су о =400 руб.; СДОп=0).
5. Энергетические затраты на потребляемую мощность
2эн потр = СпА'уд н2<2г = 6-10-3-6,6-7920=314 руб.;
плата за установленную мощность
2ЭН уст=*лэпСУстЛГуст=1,2-17,9-7,0=150 руб.
Общие затраты на электроэнергию
г Э п=2э н noTP+Z9H уст=314+150=464 руб/год.
6. Расходы на подземный ремонт скважин
2прс=СремЛ^рем=600-3,5=2100 руб.
7. Амортизация оборудования рассчитывается по формуле (IV.189)
2ам = (ЛскСск+^аитСнкт+.ЛштСшт+Лу оСу о+ССвЛ^са+ЛдопСдоп)Лкр =
= [0,12-2200+0Д0• 2720 + 0,20• 5404-0,12• 400+74• 1,5]1, 1=880 руб.
При расчете принято Nc н=1,5, Кк р=1,1, что соответствует средним усло-
виям эксплуатации.
8. Себестоимость подъема нефти (по IV. 190)
С= (Z3 H+ZaB+Znpc)/2Qr= (464+2100+880)/7920=0,43 руб/т.
9. Удельные капитальные затраты по (IV.191)
/(уд=.гКап/2<ЭПод=6950/7920=0,88 руб/т.
10. Условные приведенные затраты по (IV.192)
2пр=£„Л:уд4-С=0,17 -0,88+0,43=0,58 руб/т.
198
ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСНЫХ СКВАЖИН
Значительная часть фонда насосных скважин относится к малодебитньш
(до 5 м3/сут). Срок работы насосного оборудования и рентабельность воз-
растают при переводе таких скважин на периодическую эксплуатацию. Целе-
сообразна также периодическая откачка в скважинах с высоким, но медленно
восстанавливающимся уровнем, с тем чтобы пуски и остановки их были не
слишком частыми (5—6 в сутки). Наиболее благоприятны для периодиче-
ской откачки условия в скважинах с зумпфом достаточной глубины и с боль-
шим диаметром обсадных труб. Обводненность продукции и зынос песка
из пласта не относятся к ограничивающим факторам, если перевод на перио-
дическую эксплуатацию не сопровождается увеличением содержания в про-
дукции воды и песка.
При периодической откачке производительность скважины, как правило,
оказывается меньше, чем при непрерывной эксплуатации (рис. IV.9). Если
время накопления жидкости было /Нак, то приток в разные моменты времени
h, U U постепенно уменьшается от <?i до qt вследствие возрастания
противодавления. Следовательно, общий приток жидкости за время /н а к опре-
деляется площадью АВДЕ, а при непрерывной откачке — площадью АСД^.
Потери в дебите соответствуют площади ВСД. Эти потери могут быть со-
кращены за счет уменьшения времени накопления /Нак, но при этом возрас-
тают расходы на электроэнергию, увеличиваются износ оборудования, число
ремонтов. Поэтому выбор продолжительности накопления tBeiK и откачки
/от — задача технико-экономическая.
Один из важнейших параметров, определяющих технико-экономические
показатели и эффективность перевода скважины с непрерывной откачки на
периодическую, — относитель-
ное ф и абсолютное AQ сни-
жение дебита:
<P=Qnep/QHn,
где Qnep и <2нп — производи-
тельность скважины соответ
ственно при периодической и
непрерывной эксплуатации;
Статиче
Эффективность перевода
на периодическую работу обу-
словлена также частотой и
стоимостью ремонтов, расхода-
ми на обслуживание скважин
и электроэнергию до и после
перевода. Параметры периоди-
ческой работы скважин долж-
ны быть выбраны таким обра-
зом, чтобы себестоимость неф-
ти не превышала этот пока-
затель при непрерывной откач-
ке. Минимально допустимый
коэффициент снижения дебита
фдоп будет, когда себестои-
мость нефти при обеих видах
откачки одинакова.
При наличии зумпфа до-
статочного объема до запол-
нения его приток нефти из
пласта такой же, как и при
непрерывной откачке. Продол-
жительность накопления жид-
кости определяется объемом
Забой
Рис. IV.9. Восстановление уровня при не-
линейном (/) и линейном (2) притоке:
йд — положение динамического уровня при за-
пуске насоса после накопления жидкости
199
зумпфа и скоростью притока нефти при отсутствии противодавления на
пласт.
Периодическая откачка жидкости без потерь в добыче цефти может
быть осуществлена также при режиме растворенного газа в пласте. Это
объясняется тем, что в период накопления жидкости происходит сжатие и
растворение окклюдированного газа в нефти и заполнение этого объема
призабойной зоны пласта жидкостью'. После пуска насоса давление умень-
шается и в скважину поступает дополнительное количество нефти за счет
расширения свободного и выделяющегося из раствора газа. В зависимости от
свойств пластовой системы объем откачиваемой нефти при этом может
существенно превышать количество ее, накопившееся в скважине за время
/нал. Следует отметить, что объем откачиваемой жидкости после остановки
скважины на накопление превышает объем накопившегося столба нефти за
счет притока из пласта при работе насоса. Но при режиме растворенного
газа этот приток оказывается наибольшим. При прочих равных условиях
наибольшие потери в добыче нефти (площадь FCD см. рис. IV.9) наблюда-
ется при переводе на периодическую эксплуатацию скважин с притоком
в них нефти по линейному закону.
Следовательно, продолжительность накопления при заданных значениях
коэффициента потерь <р необходимо согласовывать с режимом работы пласта
и с закономерностями притока жидкости в скважину после ее остановки.
При этом следует учитывать возможные значительные отличия индикаторных
диаграмм притока, рассчитываемых по кривым восстановления уровня, и по
результатам исследования скважин на приток на установившихся режимах.
Индикаторными диаграммами, полученными по данным стационарной экс-
плуатации, можно пользоваться для установления периодов накопления лишь
тогда, когда есть уверенность, что от перераспределения давления в пласте
в процессе подъема уровня существенно не зависят приток и насыщенность
пласта нефтью, водой и газом. При режиме растворенного газа для уста-
новления продолжительности накопления (в ч.) жидкости целесообразно
пользоваться формулой М. Н. Писарика
*„а,< = 2,8-^-- *»"/', (IV. 199)
где V— объем 1 м кольцевого пространства скважины, л; Q—-дебит сква-
жины при непрерывной откачке, м'/сут; Рия, Ро — давление пластовое и
у приема насоса в конце периода откачки, МПа; RK, rc — радиусы контура
питания и скважины.
При притоке по квадратичному закону
q*=kh, (IV.200)
где Л —понижение уровня; k — коэффициент, определяемый величиной при-
тока ?1 и соответствующим понижением уровня At.
Продолжительность периода накопления (в ч) рекомендуется определять
по формуле А. С. Вирновского и О. С. Татейшвили
*нак = 4 Р к ^ - ( 1 - ¥ ). (IV.201)
где FK — площадь кольцевого сечения, м2; Н — расстояние от статического
уровня до приема насоса, м; <7i — дебит скважины при непрерывной откач-
ке, м3/ч.
При притоке по линейному закону рекомендуется формула тех же авторов
I ( 2 1 ) - ( I V - 2 0 2 )
где К— удельный коэффициент продуктивности, м'/(м-ч).
1 Наблюдения М. Н. Писарика.
200
При работе пласта на гравитационном режиме рекомендуется формула
Вирновского — Адонина
'нак —
FM
Arctg/2(1— <
(IV. 203)
Значения арктангенса гиперболического можно определить по рис. IV. 10.
При определении продолжительности остановки для накопления задаются
величиной коэффициента снижения дебита <р (желательно, чтобы он нахо-
дился в пределах 0,8—0,95). Продолжи-
тельность откачки жидкости t0T (в ч) >
можно определить по следующей фор-
муле: 0,6
(IV.204)
'от — 'нак е „ »
г д е Е — коэффициент запаса производи-
тельности насоса, который равен отноше-
нию производительности насосной уста-
новки с нормальным заполнением к произ-
водительности скважины при непрерывной
откачке;
(IV.205)
- тео-
0,2
e=r\QT/Q,
коэффициент подачи насоса; QT •
0,9(1 0,92 0,88 0,8-1
Рис. IV. 10. Зависимость
ArctgVr2(l —у) от <f
ретическая производительность насоса при
непрерывной работе установки, м3/сут; Q —дебит скважины при непрерыв-
ной откачке, м3/сут.
Длительность цикла Г^нан-Кот.
Число циклов в сутки /1=24/7".
Соотношение себестоимости нефти при непрерывной Сит и периодической
откачке Спер можно оценить по формуле АзНИПИнефть
С 3 + 2
ei.
в,
(IV. 206)
где Bi — стоимость скважино-сутрк эксплуатации скважины при непрерывной
эксплуатации; В2 — стоимость скважино-суток эксплуатации при простое обо-
рудования в период накопления, по" данным АзНИПИнефть
В,
0,85 <Jf-< 0,98;
R — стоимость одного ремонта, руб.; Ти — полный срок службы насоса до
прекращения подачи вследствие износа, сут.
Все приведенные соотношения справедливы при отсутствии утечек жидко-
сти из колонны насосных труб и когда приняты меры по устранению вред-
ного влияния свободного газа на работу насоса.
По мере износа плунжерной пары утечки жидкости возрастают, коэффи-
циент подачи уменьшается, поэтому для поддержания дебита скважины не-
обходимо увеличивать продолжительность откачки или интенсифицировать
режим работы установки за счет запаса производительности. Период откачки
изменяется с помощью автоматических устройств. По рекомендации
АзНИПИнефть конечный оптимальный коэффициент подачи, при котором сле-
201
дует поднимать насос из-за его износа, можно определить по следующей
формуле:
•%опг = •>)-*-, (IV.207)
где т) — коэффициент подачи нового насоса.
Средний оптимальный коэффициент подачи за межремонтный период
(IV.208)
где т — показатель степени в уравнении, описывающем зависимости подачи
насоса Q от времени t его эксплуатации,
Q=Qo—btm, (IV.209)
где Qo — начальная производительность насоса, м3/сут.
По данным АзНИПИнефть, показатель степени т изменяется от 1 до 3
и чаще всего т =2. Как уже упоминалось, в связи с уменьшением коэффи-
циента подачи насоса со временем для поддержания дебита увеличивается
время откачки /От- Насос надо заменить при следующем отношении периодов
откачки с изношенным и новым насосом:
^от изн/*от нов^Ю—15.
Опыт показывает, что при правильно организованной периодической экс-
плуатации календарный межремонтный период по смене насоса увеличивается
по сравнению с непрерывной откачкой в 2—3 раза.
ГЛАВА V
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ
УСТАНОВКАМИ С ГИДРАВЛИЧЕСКИМ ПРИВОДОМ АГН
Гидроприводные штанговые насосные установки предлагались, испыты-
вались давно, по существу, почти с тех пор, как появились штанговый
скважинный насос и объемный гидропривод.
Однако из-за конструктивной сложности, больших габаритов и массы,
а также низкого к. п. д. гидроприводные насосные установки оказывались
неконкурентоспособными с балансирными с ганками-качалками и ни один из
более чем двух десятков их типов не получил широкое применение.
Сведения по гидроприводным установкам, приведенные в настоящем раз-
деле, относятся к штанговой гидроприводной насосной установке АГН, изо-
бретенной в Советском Союзе. В отличие от гидроприводных установок
известных ранее типов эти установки просты по схеме, имеют малый вес
и габариты, высокий к. п. д. и конкурентоспособны с балансирными.
Отличительная особенность установок данного ряда — использование на-
сосно-компрессорных труб в качестве уравновешивающего груза в сочетании
с объемным гидроприводом высокого давления. Это позволило выполнить
установку в виде моноблока, монтируемого н е п о с р е д с т в е н н о на
у с т ь е с к в а жи н ы, т. е. без сооружения специального фундамента.
При использовании гидропривода АГН не требуются какие-либо измене-
ния в конструкции внутрискважинного оборудования, методика его выбора
в основном остается той же, что и для установок с балансирным приводом.
Это относится, в частности, и к использованию газовых и песочных якорей.
Принципиальная схема установок обеспечивает существенное увеличение
реальной длины хода штанг, и существующие конструкции рассчитаны на это.
Однако в настоящее время этот рост лимитируется отсутствием длинноходо-
ных глубинных насосов.
В отличие от механических станков-качалок описываемые установки обес-
печивают работу в режиме, соответствующем их максимальным паспортным
202
характеристикам, что позволяет увеличить их производительность в 1,1—
1,2 раза по сравнению с балансирными. Кроме того, обслуживание гидропри-
водных установок менее трудоемко: не требуется ухода за клиноременной
передачей, отсутствует необходимость в центровке привода относительно оси
скважины, операции по регулировке длины хода штанг требуют значительно
меньших усилий, нет необходимости в смазке шарниров, и т. п.
Характерная особенность всех установок АГН различных конструкций—
унификация основных узлов и деталей уплотнительных устройств, пар трения,
аппаратов гидросхемы, силовых блоков и т. п.
Такой подход к проектированию параметрического ряда обеспечивает со-
кращение номенклатуры инструмента и приспособлений для обслуживания
установок на скважине, их сборки-разборки в процессе ремонта и проверки ра-
ботоспособности отдельных узлов.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА И РАЗМЕРА УСТАНОВКИ
Выбор типоразмера установки для эксплуатации конкретной скважины
методически отличается от выбора типоразмера балансирных станков-качалок,
поскольку необходимо учитывать конструктивные особенности гидроприводных
установок, принципиально отличных от обычных станков-качалок.
Это отличие заключается прежде всего в том, что гамма рассматриваемых
установок состоит из разных типов, которые позволяют более рационально
использовать штанговые насосы в разных эксплуатационных условиях. Так,
для обычных скважин наиболее целесообразно использовать установки с урав-
новешиванием колонной насосно-компрессорных труб, для кустовых — со взп-
имным уравновешиванием или с инерционным, что позволяет еще более сни-
зить металлоемкость и улучшить их монтажеспособность. Для пробной экс-
плуатации целесообразно применять неуравновешенные установки особо ма-
лого веса и габаритов.
Кроме того, благодаря быстроте и простоте монтажа и транспортировки
можно полностью отказаться от массовой практики резервирования произво-
дительности, что характерно при выборе обычных балансирных станков-ка-
чалок, и установки на скважине приводов, производительность которых по
параметрическому ряду соответствует типоразмерам на несколько позиций
большим, чем это необходимо.
Необходимость такого резервирования у обычных установок с балансир-
ным приводом, в частности, обусловлена тем, что для замены на более мощ-
ный станок-качалку надо переделывать фундамент и выполнять трудоемкие
и дорогостоящие работы по демонтажу старой и монтажу новой установки.
При использовании же установок ряда нового типа легких и быстро
монтируемых непосредственно на фланце колонной головки, замена установки
на больший типоразмер не требует существенных затрат труда, времени и
средств. Далее следует иметь в виду, что применяемый типоразмер установки
не связан с особенностями конструкции и параметров внутрискважинного
оборудования: колонны штанг, насосно-компрессорных труб, скважинного на-
соса, газовых и песочных якорей.
Наконец, особо важно отметить, что наилучший режим работы установки
при заданном значении ns соответствует предельно возможной для данного ти-
поразмера длине хода, что обусловливает не только увеличение к. п. д. всей
установки в целом, но и в отличие от механических балансирных станков-
качалок и увеличение долговечности гидроприводной установки. При выборе
типа и размера гидроприводной установки необходимо учитывать также и
следующие параметры.
1. Заданная продолжительность работы установки на данной скважине:
при кратковременной эксплуатации (пробной) решающее значение имеют
транспортабельность и монтажеспособность установки, а не энергозатраты;
при постоянной эксплуатации решающее значение имеют энергозатраты на
подъем жидкости.
2. Глубина подвески насоса.
203
Т А Б Л ИЦА V.I
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ШТАНГОВЫХ ГИДРОПРИВОДНЫХ УСТАНОВОК АГН
Параметры
Длина хода точки подвеса
Ш1анг относительно труб, м
Нагрузка в точке подвеса
штанг (номинальная), кН
Масса, кг
Высота, м
Мощность приводного элек-
тродвигателя, кВт
АГН-Н
2,2
30
700
5
13
АГН-Л
2,2
60
1500
7,5
13
АГН-С
3,6
80
1700
8,5
17
АГН-Т
4,5
120
1900
9,9
26
АГН-Д
10
150
2700
10
47
3. Наличие расположенных вблизи других скважин, в частности, кустов,
пригодных для эксплуатации штанговыми насосами, с аналогичными пара-
метрами и, прежде всего, по значениям глубины подвески насоса и дебитам
жидкости.
4. Предполагаемый отбор пластовой жидкости.
5. Особенность инклинограммы скважины и, прежде всего, характер и
величину искривления при длительной эксплуатации скважины.
При выборе типа и размера установки АГН следует пользоваться табл. V.1
Было принято, что для эксплуатации мелких (до 300—500 м) скважин, осо-
бенно при дебитах до Л м3/сут, целесообразно применение неуравновешенных
установок.
УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ УСТАНОВКИ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ
ТРУБ В КАЧЕСТВЕ УРАВНОВЕШИВАЮЩЕГО ГРУЗА
Гидроприводная установка с использованием в качестве уравновешиваю-
щего груза колонны НКТ состоит из наземной и подземной частей (рис. V.1).
Подземная часть включает колонны насосно-компрессорных труб 1 и штанг
2, скважинный насос 3. Наземная часть состоит из собственно гидропривода
(корпус на рисунке не показан), установленного на фланце колонны обсад-
ных труб 5. В верхней части расположены гидроцилиндр 6 и поршень 7,
который посредством штока 8, тяг 9 и траверс соединен с колонной насосно-
компрессорных труб. Внутри корпуса укреплен второй гидроцилиндр 10,
поршень которого 11 посредством штока 12 и переводной муфты соединен
с устьевым штоком колонны насосных штанг.
Нижние полости гидроцилиндров соединены трубопроводом, а верхние
полости соединены с гидропанелью 13, к которой подключены силовой на-
сос 14 и бак 15.
Установка работает следующим образам. Подаваемая силовым насосом
14 из бака 15 рабочая жидкость направляется в верхнюю полость штангово-
го гидроцилиндра 10. При этом поршень 11, а вместе с ним шток 12, ко-
лонна штанг 2 и, следовательно, плунжер скважинного насоса 3 переме-
щаются вниз. Рабочая жидкость при перемещении поршня вниз вытесняется
из нижней (штоковой) полости, по трубопроводу перетекает в нижнюю по-
лость трубного гидроцилиндра 6 и поднимает его поршень 7 вверх. Вместе
с ним перемещается связанный с ним посредством штока 8, тяг 9 и колонны
насосно-компрессорных труб / цилиндр скважинного насоса 4. Следователь-
но, при движении плунжера вниз, а цилиндра скважинного насоса вверх
происходит всасывание. При подаче рабочей жидкости в верхнюю полость
трубного гидроцилиндра 6 поршень 7, а вместе с ним и колонна насосно-
компрессорных труб 1 и цилиндр скважинного насоса 4 перемещаются вниз.
204
Рабочая жидкость из подпоршневой (што-
ковой) полости трубного цилиндра вытес-
няется в штанговый цилиндр 10, поршень
// которого перемещается вверх. Вместе
с поршнем перемещаются колонна штанг 2
и связанный с ней плунжер скважинного
насоса 3. Плунжер при этом перемещает-
ся вверх, а цилиндр — вниз.
Откачиваемая пластовая жидкость под-
нимается по колонне насосно-компрессор-
ных труб и через гибкий штанг 16 отво-
дится в промысловую сеть. Герметизация
колонны насосно-компрессорных труб осу-
ществляется при помощи уплотнения, че-
рез которое пропущен устьевой шток,
а герметизация пространства между ко-
лонной НКТ и эксплуатационной — при
помощи уплотнения, установленного на
нижнем фланце установки.
ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ СХЕМА
УСТАНОВКИ И ЕЕ РАБОТА
Наземная часть установки (в дальней-
шем будем называть ее гидравлическим
приводом установки) состоит из следую-
щих основных узлов (рис. V.2).
Рама или корпус I (показана пункти-
ром) закреплена непосредственно на флан-
це колонной головки. К раме (корпусу)
крепятся все перечисляемые узлы установ-
ки. В зависимости от типоразмера уста-
новки рама выполняется либо в виде труб-
чатого корпуса с опоясывающим его коль-
цевидным баком, либо в виде сварной
стержневой конструкции.
Штанговый цилиндр II подвешен к ра-
ме на шарнире. Поршень штангового ги-
дроцилиндра посредством штока и устьево-
го штока колонны штанг связан с плунже-
ром скважинного насоса. (В некоторых
установках функции устьевого штока мо-
жет выполнять шток цилиндра, как пока-
зано на рис. V.1).
Трубный гидроцилиндр III смонтиро-
ван в верхней части установки. Его пор-
шень через шток связан с верхней травер-
сой и двумя тягами. Последние, в свою
очередь, посредством нижней траверсы со-
единены колонной насосно-компрессорных
труб с цилиндром скважинного насоса.
К отличительным особенностям кон-
струкции трубного цилиндра относится на-
личие фальшштока, который не несет на-
грузки от внешних сил — веса колонны на-
сосно-компрессорных труб, откачиваемой жидкости и т. д., а предназначен
лишь для изменения эффективной площади поршня путем замены его на
больший или меньший диаметр.
Соединение штока с поршнем осуществляется посредством шарнира, поз-
воляющего разгрузить поршень и грундбуксу цилиндра от действия изгибаю-
205
Рис. V.I. Принципиальная схе-
ма штанговой гидроприводной
глубиннонасосной установки
типа АГН:
/ — колонна насосно-компрессорных
труб; 2 — колонна штанг; 3 — ци-
линдр скважинного насоса; 4—
плунжер насоса; 5 — эксплуатаци-
онная колонна (обсадная); 6— гид-
роцилиндр; 7 — поршень гидроци-
линдра; 8 — шток гидроцилиндра;
9 — тяга; 10 — штанговый гидроци-
линдр; // — поршень цилиндра;
12 — шток; 13— гидропанель; 14 —
силовой насос; 15 — бак; 16 — гиб-
кий шланг
rv
Рис. V.2. Гидравлическая схема установки АГН:
/ — рама установки; II —узел штангового цилиндра; III —узел трубного ци-
линдра; IV — узел приЕода; V — система реверса; VI — система компенсации
утечек; VII — бак; / — электродвигатель; 2— силовой насос; 3 — силовой зо-
лотник; 4 — золотник реверса; 5 — планка реверса; 5 —упор, 7 — кронштейн;
8 — насос-мультипликатор; 9 — золотник; 10 — упор; // — кронштейн; 12 — ма-
нометр; 13—15 — краны; 16 — предохранительный клапан; 17 — фильтр; 18 —
дроссель; 19— электроконтактнын мг!го:.:стр
щих моментов, обусловленных неточностью сборки и отклонением установки
от оси скважины.
Узел привода IV включает электродвигатель /, соединенный посредством
упругой муфты с силовым насосом 2.
Гидравлическая панель состоит из следующих систем.
Система реверса V включает пилотный золотник 4, приводимый в дей-
ствие кулачком, установленным на планке реверса 5. Последняя снабжена
двумя упорами 6, на которые нажимает кронштейн 7, закрепленный на труб-
ной тяге.
Система компенсации утечек VI включает компенсационный насос-муль-
типликатор 8, управляемый золотником 9, и его привод — подпоршневую
планку с кулачком и упором 10, на который нажимает кронштейн 11, уста-
новленный на муфте, соединяющий шток штангового цилиндра с полирован-
ной штангой.
На масляном баке VII с запасом рабочей жидкости установлены мано-
метр 12 с краном 13 для определения уровня жидкости в баке, два крана
14 и 15 для отключения гидравлической панели. Кроме того, в гидравличе-
скую схему входят предохранительный клапан 16, фильтр 17 с дросселем 18,
электроконтактный манометр 19.
Гидравлическая панель, соединена с другими узлами силовыми трубопро-
водами (жирные линии), трубопроводами системы управления (тонкие ли-
нии), дренажными трубопроводами (пунктирные линии).
При ходе штанг вверх планка реверса находится в верхнем положении и
кулачок не нажимает на шток пилота реверса 4, который направляет масло
от силового насоса в правую полость силового золотника 3. При этом масло
под давлением направляется в верхнюю полость трубного цилиндра III, а вы-
тесняемое из верхней полости штангового цилиндра II поступает через сило-
вой золотник 3, фильтр 17 и дроссель 18 в бак VII.
При подходе поршня штангового цилиндра к крайнему верхнему поло-
жению (при этом поршень трубного цилиндра подходит к нижнему положе-
нию) кронштейн 7, укрепленный на тяге, нажимает на нижний упор планки
и перемещает ее вместе с кулачком вниз. Кулачок переключает золотник
реверса 4, который направляет масло, поступающее из силового насоса, в ле-
вую полость силового золотника 3. Скорость перемещения силового золот-
ника, т. е. время его переключения, определяется настройкой дросселей
За и 36.
После увеличения давления в левой полости силового золотника начи-
нается перекрытие его каналов, расход жидкости к трубному цилиндру
уменьшается — происходит остановка штанг и труб. После прохождения зо-
лотником нейтрального положения масло направляется в верхнюю полость
штангового цилиндра II, а из верхней полости трубного цилиндра III сли-
вается в бак.
Поскольку в моменты реверсирования направления движения поршней
штангового и трубного цилиндров в них направляется масла меньше, чем
подает насос, давление в системе увеличивается, предохранительный клапан
16 открывается, и излишек масла отводится в бак. При нахождении золот-
ника в среднем положении весь поток масла от насоса через предохрани-
тельный клапан направляется в бак.
Предохранительный клапан срабатывает также при увеличении давления
в гидросистеме, например, при заклинивании скважинного насоса, обрыве
штанг или труб и т. д.
После реверсирования движение штанг вниз продолжается до тех пор,
пока кронштейн не нажмет на упор реверса и не переместит его вверх. При
этом золотник реверса 4 направит масло в правую полость силового золот-
ника и произойдет реверсирование движения штанг и труб, начнется сле-
дующий двойной ход.
Нормальная работа установки возможна лишь при условии, что объем
масла в подпоршневой полости будет строго определенным и постоянным,
т. е. он должен быть таким, чтобы при достижении поршнем трубного ци-
линдра крайнего верхнего положения поршень штангового опускался бы
207
в крайнее нижнее, но не упирался в нижнюю крышку цилиндра. Иначе при
подходе поршня трубного цилиндра к верхнему положению, еще до сигнала
на реверсирование, произойдет внезапная остановка поршня штангового ци-
линдра.
Чтобы избежать этого, установка сна'бжена системой компенсации уте-
чек (СКУ), поддерживающей объем жидкости в подпоршневых полостях на
постоянном уровне.
Система компенсации утечек VI начинает работать при уменьшении объ-
ема масла в подпоршневой полости настолько, что кронштейн //, установ-
ленный на муфте, соединяющей шток штангового цилиндра с полированной
штангой, нажмет на упор 10, перемещающий кулачок вниз. Кулачок при
этом переключает золотник 9, направляющий масло от силового насоса
в верхнюю полость насоса-мультипликатора 8. Его ступенчатый поршень опу-
скается вниз и вытесняет жидкость из нижней полости в подпоршневую по-
лость гидроцилиндров. При перемещении штанг вверх после реверсирования
золотник 9 направляет масло в среднюю полость насоса-мультипликатора,
в результате чего его плунжер поднимается вверх, и происходит ход вса-
сывания.
Этот процесс продолжается до тех пор, пока в подпоршневую полость
будет закачено столько масла, что при подходе поршня к нижнему положе-
нию кронштейн // не будет нажимать на упор. По мере того, как поршень
штангового цилиндра будет вследствие утечек просаживаться ниже своего
нормального положения, СКУ будет периодически включаться.
В гидравлической схеме привода для очистки рабочей жидкости преду-
смотрен фильтр 17, обеспечивающий ее фильтрацию, параллельно фильтру
включен дроссель 18, пропускающий часть потока масла, а при полном за-
сорении фильтра и весь поток.
Запас рабочей жидкости находится в баке VII емкостью от 200 до
400 л в зависимости от типа установки. Для контроля уровня он снабжен
щупом или маслоуказательными стеклами, а также манометром 12, распо-
ложенным в нижней части бака и отградуированном в метрах столба масла.
В днище бака имеется кран 13 для слива масла.
Привод установки осуществляется трехфазным асинхронным электродви-
гателем во взрывобезопасном исполнении, который при помощи фланца кре-
пится к силовому блоку. Управление двигателем осуществляется станцией
управления БУС-2 или аналогичной ей.
Установка снабжена защитной системой, в которую входи г электрокон-
тактный манометр ЭКМ 19, показывающий давление, развиваемое силовым
насосом, и реле времени (на схеме не показано). При работе установки
с давлением, превышающим установленное на ЭКМ, больше определенного
времени, например, при заклинивании глубинного насоса или обрыве штанг,
реле времени дает сигнал на станцию управления, и двигатель обесточивает-
ся. Кроме того, при падении давления в гидросистеме ниже установленного,
например, при нарушении герметичности или отсутствии масла, ЭКМ дает
сигнал, и станция управления отключает двигатель.
УРАВНОВЕШИВАНИЕ ШГНУ КОЛОННОЙ
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
Для штанговых гидроприводных насосных установок с использованием
в качестве уравновешивающего груза колонны насосно-компрессорных труб
теория уравновешивания, разработанная для балансирных станков-качалок,
неприменима.
Коротко остановимся на теории работы рассматриваемых установок, по-
скольку это необходимо для понимания принципа их работы.
При установившемся движении штанг вверх поршень трубного цилиндра
воспринимает давление жидкости, подаваемой силовым насосом в верхнюю
полость цилиндра рв, силу тяжести колонны насосно-компрессорных труб Рт,
силу тяжесть кольцевого столба жидкости Рк, давление жидкости в нижней
полости цилиндра, обусловленное силой тяжести колонны штанг Рш и силой
208
тяжести столба откачиваемой жидкости Рж, приложенных к поршню штан-
гового цилиндра (Рш+Яж)Яш.
Сумма проекции сил, воспринимаемых поршнем, на вертикаль
При установившемся движении штанг вниз поршень штангового цилинд-
ра воспринимает давление жидкости рв, подаваемой силовым насосом-
в верхнюю полость цилиндра, силу тяжести колонны штанг Рш, а также
давление, обусловленное силой тяжести колонны труб, кольцевого столба
жидкости и столба откачиваемой жидкости (Рт-\-Рк~\-Рж) /Fi.
Баланс сил будет иметь вид:
Ы + Рш~ (Ят + Лс + Рж) £ = 0. (V.2)
Обозначим отношения длощадей поршней и цилиндров следующим
образом:
fm/Fr-K; f/F-k; f/U=N; (V.3)
К в дальнейшем будем называть параметром уравновешенности, F —
площадь поршня трубного цилиндра; FT — эффективная площадь поршня
трубного цилиндра (без площади фальшштока); / — площадь поршня штан-
гового цилиндра; /ш — эффективная площадь поршня штангового цилиндра
(без площади штока).
Условию уравновешенности рассматриваемых установок соответствует
Рв=Рн, т. е. при установившемся движении штанг вверх и вниз приводной:
двигатель должен развивать постоянную мощность. Приравняв в соответст-
вии с этим условием давления, полученные в уравнениях (1) и (2), подста-
вим N и, выразив усилия соответственно через линейные плотности q, по-
лучим:
A'K2P+B'Kp+C'=0, (V.4)
где
B'=kqT-\-k.qK—<7Ш,
С'——Rqm—%qm.
Для определения значения параметра уравновешенности с учетом всех
факторов в периоды неустановившегося движения необходимо использовать
следующее уравнение:
DK3v+AK2P+BKP+C=0, (V.5)
где
r\\l
В=— <7ш-Н7штн+&7т-|-й(7,<-г-Тн /g—krn /g,
С=—9
где пг — динамический фактор; а — мгновенное значение ускорения точки
подвеса штанг; g — ускорение свободного падения; г, т —средняя удельная
сила трения соответственно колонны НКТ и штанг; qm — средняя линейная
плотность колонны штанг в жидкости; qx — средняя линейная плотность
столба жидкости над плунжером скважинного насоса; <?т — средняя линей-
ная плотность колонны насосно-компрессорных труб в воздухе; qK — сред-
няя линейная плотность кольцевого столба жидкости, обусловленного раз-
ницей внутреннего диаметра НКТ и диаметра плунжера скважинного насоса.
Как видно из (V.5), соотношение эффективных площадей поршней штан-
гового и трубного цилиндров, при котором установка уравновешена и не
зависит от глубины подвески насоса, является лишь функцией линейных
плотностей колонны штанг, труб и столба откачиваемой жидкости.
209
Для того чтобы установка была уравновешена, необходимо соотношение
эффективных площадей поршней штангового и трубного цилиндров выбрать
в соответствии с уравнением (V.4) в зависимости от диаметров штанг, труб
и скважинного насоса, т. е. обеспечить равенство расчетного и фактического
параметров уравновешенности КР=Кф.
НОМОГРАММА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ПАРАМЕТРА УРАВНОВЕШЕННОСТИ
При определении параметра уравновешенности по формуле (V.4) неоо-
ходим большой объем вычислений. Для упрощения расчетов можно пользо-
ваться номограммами (рис. V.3 и V.4) для определения параметра уравно-
вешенности установки в зависимости от конструкции ее подземной части.
Кроме того, с помощью этой номограммы можно решать и обратную зада-
чу — по заданному параметру определять характеристики элементов подзем-
ного оборудования.
По оси абсцисс номограммы отложены значения приведенной линейной
плотности колонны штанг qm, по оси ординат — значения параметра Яр.
Каждое семейство кривых соответствует определенному диаметру насосно-
компрессорных труб, а каждая кривая в семействе — определенному диамет-
ру плунжера скважинного насоса от 28 до 70 мм.
При определении Кр в зависимости от диаметра и типа применяемых
насосно-ко-мпрессорных труб выбирают сначала семейство, а в нем кривую,
соответствующую диаметру используемого скважинного насоса. Из точки,
отвечающей линейной плотности применяемых штанг, на оси абсцисс не-
обходимо восставить перпендикуляр до пересечения с искомой прямой.
Ордината точки пересечения даст значение параметра Кр
Параметр равновесия можно определять и с помощью более простой, (но
менее точной) эмпирической формулы
где <?ш — линейная плотность колонны штанг в воздухе, кг/м; а, Ь — по-
стоянные, зависящие от условного диаметра плунжера скважинного насоса и
применяемых насосно-компрессорных труб (табл. V.2).
Изменение величины Кф осуществляется изменением диаметра фальш-
штока. Диаметр фальшштока, который необходимо установить, чтобы выпол-
ТАБЛИЦА V.2
ЗНАЧЕНИЯ ПОСТОЯННЫХ а И Ь ПРИ ПРИМЕНЕНИИ РАВНОПРОЧНЫХ
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ (ft = 0.I97)
Условный диаметр плунжера
скважинного насоса, мм
Услозный диаметр
48
60
насо:но-компрессорных
73
труб
мм
89
210
0,152
0,102
0,072
0,049
28
32
38
44
55
68
89
Ь
0,061
0,119
0,121
0,191
0,171
0,300
0,460
0,040
0,059
0,080
0,104
0,235
0,218
0,358
0,036
0,047
0,067
0,082
0,125
0,172
0,284
0,028
0,035
0,049
0,061
0,094
0,130
0,213
25Д </ш,мм
Рис. V.3. Номограмма для определения парамет-
ра уравновешенности для неравнопрочных насос-
но-компрессорных труб (й = 0,197)
23.4 (/,„ ,мм
Рис. V.4. Номограмма для определения парамет-
ра уравновешенности для равнопрочных насосно-
компрессорных труб (ft = 0,197)
яялось соотношение Kp=fm/FT,
Ар ш =
- d* +
(V.6)
где £>ф ш — диаметр фальшштока, м; D — диаметр поршня трубного ци-
линдра, смонтированного на установке, м; d — диаметр поршня штангового
цилиндра, м; йшт—диаметр штока штангового цилиндра, м.
Диаметры лоршней и штоков для соответствующего типоразмера уста-
новки указаны в ее паспорте.
Определение диаметра фальшштока
Диаметр фальшштока по заданному параметру уравновешенности К
можно определить по (V.6). С достаточной точностью можно пользоваться
номограммой (рис. V.5). Кривые соответствуют определенному диаметру
трубного цилиндра.
Для определения диаметра
фальшштока из точки, соответствую-
щей заданному значению К, надо
провести горизонталь до пересечения
с кривой, соответствующей диаметру
трубного цилиндра, смонтированного
на установке (180 или 200 мм). Из
точки пересечения опустить перпен-
дикуляр на ось Оф шт. Полученная
точка — значение диаметра фальш-
штока. При несовпадении рассчи-
танного диаметра с диаметрами
имеющихся в наличии штоков сле-
дует принять ближайший меньший
диаметр, затем в обратном порядке
(пунктирная линия) определить фак-
тическое значение параметра урав-
новешенности К.
Для нормализованного ряда
фальшштоков параметры уравнове-
шенности приведены в табл. V.3.
Идеальное уравновешивание
установки, т. е. точное выполнение
равенства К$> — Кр, может быть обес-
печено в том случае, если смонтиро-
ванный в установке фалыдшток обес-
печивает соотношение }m/FT, рав-
ное /Ср, определенное по формуле
CVA).
Однако, так как диаметры ряда
фальшштоков — величины дискретные,
А
0,6
0,4
0,3
0,2
0,
1
1
\
\
2.50-
\
\
1
Ч.
VD-
\
\
—.
80—
к
\
1—-».
2.-.0 2М) 210 НЮ J 7 0 150 130 110 D,p ,„ г,мм
Рис. V.5. Номограмма для определе-
ния диаметра фальшштока
а значение параметра уравновешен-
ности может изменяться непрерывно, то может иметь место случай, когда
Т А Б Л ИЦА V.3
ПАРАМЕТРЫ УРАВНОВЕШЕННОСТИ К^ ДЛЯ НОРМАЛИЗОВАННОГО РЯДА
ФАЛЬШШТОКОВ
Параметр
уравнове-
шенности
При
к = 0,197
При
Ж= 0,254
0
0
90
,221
,222
0
0
100
,239
,236
0,
0,
по
264
254
0,
0,
Диаметр фальшштока
120
298
276
130
0,346
0,306
0
0
140
420
347
, мм
0,
0,
145
472
373
0
0
150
,543
,404
0
0
155
,642
,443
0
0
160
,790
,491
Разница между значениями фактического и расчетного параметров урав-
новешенности /Сф—Кр=ДЛГ предопределяет различие величин давлений, раз-
виваемых силовым насосом при ходе штанг вверх и вниз от давления, ко-
торое он должен развивать при полностью уравновешенной установке.
Изменение величин давлений при ходе штанг вверх и вниз относительно
давления, развиваемого при уравновешенном приводе, может быть учтено ко-
эффициентом г\(АК) равным соответственно при ходе штанг вверх и вниз
[
<7ш + 9ж 1 . „ , *?.
ЛГр + ДЛГ -Ят-Як WP+k)
Z , (V.7)
[ (Кр + М ) (<?т + QK + QX) "т] { K v + ® (V8)
Уравновешивание привода
Точное уравновешивание установок при несоответствии требуемого и
имеющегося в наличии фальшштока возможно изменением линейной плотно-
сти колонны штанг или труб, что осуществляется или установкой грузов
в точке подвеса штанг или труб, или изменением конструкции колонны штанг
или труб, что и обеспечит соответствующее изменение массы.
Масса, которую необходимо подвесить в точке подвеса штанг или труб,
А' (Кр + ДАТ)2 + В' (АГр + &К) + С
<2ш = L , (V.9)
А' (Кр + АЛ")2 + В' (ЛГр + Д/г) + С'
где А', В', С — коэффициенты, см. (V.4); L — глубина подвески скважинно-
го насоса; /Cp-j-AK — фактический параметр уравновешенности установки;
Кр — расчетный параметр уравновешенности по (V.4).
При установлении конструкции колонны необходимо определить:
1) фактический параметр уравновешенности;
2) линейную плотность колонны штанг <7ш, общая масса которой откор-
ректирована с учетом массы дополнительных грузов Qm;
3) длины ступеней колонны штанг и их диаметры, зная qm.
Кинематика движения точек подвеса штанг и труб
Из условия неразрывности потока жидкости в трубопроводе, соединяю-
щем нижние полости штангового и трубного цилиндров, следует, что /ч/т—
=/ш'ш, или с учетом (V.3).
}т/Рт—1т11ш=кф, где /т — длина хода точки подвеса труб, м; /ш — длина хода
точки подвеса штанг, м.
Поскольку длина хода плунжера скважинного насоса относительно ци-
линдра равна сумме абсолютных длин ходов штангового и трубного цилинд-
ров (без учета деформации штанг) 1ц=1ш-\-1т, то длины ходов штанг и труб
Аналогичный вид имеют уравнения для скоростей перемещения штанг
и труб:
214
в
где vm, цт — абсолютная скорость
движения точки подвеса штанг
труб; t)H — относительная скорость
движения этой точки.
Закономерность перемещения и •£"
изменения скорости точек подвеса
штанг и труб (рис. V.6) состоит из
нескольких фаз; / — пауза, обуслов-
ленная переключением силового зо-
лотника; в это время точки подвеса
штанг и труб неподвижны; 2 — раз-
гон штанг и труб; в этот период
силовой насос начинает подавать
масло в цилиндры и его расход по-
степенно увеличивается; 3 — устано-
вившееся Движение штанг и труб,
т. е. скорости перемещения точек
подвеса штанг и труб постоянны;
4 — торможение штанг и труб. В на-
чале участка 4 золотник начинает
перемещаться,. и поток масла к ци-
линдрам уменьшается. Скорость пе-
ремещения штанг и труб уменьшает-
ся до нуля; 5 —пауза, обусловлен-
ная переключением силового золот-
ника; б —разгон движения штанг и
труб в нанравлении, противополож-
ном фазам 2—5; 7 — установившее-
ся движение штанг вниз, а труб
вверх; 8 — торможение штанг и
труб; 9 — пауза.
Затем цикл повторяется. Во вре-
мя фаз 2—5 плунжер скважинного
Ci V -6' Циклограмма (а) и ско-
рость (б) поршней штангового
(сплошВая) и трубного (пунктирная)
гиДроцилиндров
при
Qk
Q .
(V.13)
где Q —подача силового насоса м3/с
(V.14)
(V.15)
215
Коэффициенты уравнения R, S, T, U в зависимости от фазы и направ-
ления движения принимают соответствующие значения. При эксплуатации
установок представляет интерес определение максимальных ускорений при
разгоне штанг во время хода вверх и вниз:
x ma x B = g <7тЛт + <7uAn
где
<7ш + <7ж — Кф (<7т + <7к)
х" = р г ; > ( V 17Ъ
л max н s цгтдт _|_ ^ШДШ ' Vv •'' /
Д — коэффициент приведенной массы, учитывающей массу штанг или
труб, движущихся с ускорением;
2(1+?)
2 +у —
•i(l + f)
где /шт—площадь поперечного сечения штанги; /т — то же, трубы. <р=
=/шт//т; если материал штанг и труб одинаков, то это отношение можно
заменить соотношением их линейных плотностей в воздухе ф=9ш/<7т-
Продолжительность неустановившегося движения точки подвеса штанг
QH
"~
(V.18)
где £а — коэффициент, учитывающий характер изменения величины ускорения
в период неустановившегося движения точки подвеса штанг. Его величина
для выпускаемых в настоящее время установок АГН изменяется в пределах
0,9—0,1 и зависит от диаметра плунжера скважинного насоса.
При регулировке переливного клапана на максимальное давление, раз-
виваемое силовым насосом, исходят из условий недопущения появления сжи-
мающих напряжений в колонне штанг в период их разгона во время хода
вниз. Тогда давление, на которое должен быть настроен клапан,
Р«л = дг Ь [<7тДт + <7шдш — Яш — <7ж + Кф(9т + <7к)] • (V. 19)
Давление, развиваемое силовым насосом при уравновешенном приводе
в период установившегося движения и обусловленное только полезной на-
грузкой,
ф
р = — • (V.20)
Давление, развиваемое силовым насосом при уравновешенном приводе
с учетом инерционных составляющих, сил трения и других факторов
к)
где T|i — коэффициенты, учитывающие изменение давления, обусловленного
эксплуатационными факторами.
216
Время двойного хода штанг
= <ш в + ^ш н + *п-
Приближенно, с достаточной для практики точностью, его можно опре-
ф
р
делить по формуле
(V.22)
Соответственно приближенное число двойных ходов плунжера в едини-
цу времени (в минуту)
(V.23)
Подача силового насоса, обеопечивающая необходимое число двойных
ходов в минуту,
Q =
60(1
(V.24)
Подачи силовых насосов, наиболее часто применяемые в гидроприводных
установках, приведены в табл. V.4.
ТАБЛИЦА V.4
Силовой насос НД 160
тгл 10859
Одна секция
Две секции
Три секции
Удельная пода-
ча, см'/об
69
138
207
Частота вра-
щения вала
насоса, об/мин
720
960
1440
720
960
1440
720
960
1440
Теоретическая подача
л/ мин
50
67
100
100
133
2С0
150
200
300
ыз/с
0,83-10-'
1,12-10"'
1,67-10-'
1,67-10-'
2,22-10"'
3,33-10-'
2,50-10-'
3,33-10-»
5,00-10-'
Определение усилий в точках подвеса штанг и труб
При установившемся движении штанг и труб усилия в точках их подве-
са определяются по формулам табл. V.5, где q'm — фиктивная средняя плот-
ность столба жидкости над плунжером скважинного насоса, обусловленная
буферным давлением, кг/м;
Q'K — фиктивная средняя плотность кольцевого столба жидкости, обусловлен-
ная буферным давлением, кг/м;
ЫРб
fa — площадь поперечного сечения плунжера скважинного насоса, м2; fK —
площадь кольца, обусловленного разницей внутреннего диаметра насосно-
компрессорных труб и диаметра плунжера глубинного насоса, м2; ръ — бу-
217
ТАБЛИЦА V.5.
Направление
движения
точки под-
веса штанг
Вверх
Вниз
р /
' шч — L
У
р
' шн —
штанг
•gl (<7ш +
<7ж-
+ 1
-тн
Усилия
И'»)
)-Lr
в точке
X
н
+
подвеса
Pr H =-. Lg
т р б
(<7т + 9к + <?'к )Х
('Ут ~f~ *7к ~f" ^ж "4*
ферное давление на устье скважины, МПа; L — глубина подвески насоса, м;
g — ускорение свободного падения, м/с2.
Линейные плотности штанг и труб для одноступенчатой колонны приве-
дены в табл. V.7 и V.8 соответственно, а линейные плотности столба жидко-
сти над плунжером и кольцевым столбом жидкости — в табл. V.9 и V.11.
При движении вверх в период неустановившегося движения максималь-
ное усилие в точке подвеса штанг с достаточной точностью можно опреде-
лить по формуле
(16
зЗГ
19) (19)
3,0
2,5
2,0
W?
'1 -
„0 10
20 30 40 I
-г
О'О'бО 70 80
3,5
3,0
2,0
s
s
s
s
/
/
У
s
s
/ —-"""
• . '
£f
' \
\
'^
N.
22)
90 100 A 0 10 20 30 4[)У1УД0й0 70 80 !)0 100 c
Рис. V.7. Номограмма для определения приведенной линейной плотности
ступенчатой колонны штанг
218
Формула выведена в предположении, что протесе разгона точки подвеса
штанг достаточно скоротечен (это подтверждается промысловыми экспери-
ментами) и процесс разгона столба жидкости начинается после окончания
процесса упругого деформирования колонны штанг.
При применении ступенчатой колонны штанг для определения приведен-
ной линейной плотности необходимо попользовать следующую формулу:
'• 'в h
где qa, 9a> <?j — линейная плотность участков одного диаметра ступенчатой
колонны штанг; 1а, /р, 1^ — длина участков одного диаметра ступенчатой ко-
лонны штанг соответственно.
Однако применение этой формулы связано с громоздкими вычислениями,
которые можно заменить, используя номограмму (рис. V.7).
Номограмма для определения приведенной
линейной плотности ступенчатой колонны штанг
Номограмма позволяет по заданному процентному соотношению a, (J, у
длин штанг различного диаметра da, й„, d- в двух-или трехступенчатой колонн
определить приведенную линейную плотность qm Пр, а также по заданной
приведенной линейной плотности определить процентное содержание штанг
различного диаметра при рш=1000 кг/м3.
Каждая номограмма для колонн, состоящих из штанг диаметром 16, 19,
22 мм и 19, 22, 25 мм и обозначенных «16—22» и «19—25» соответственно,
состоит из двух систем координат: треугольной и прямоугольной.
Рассмотрим пример решения прямой задачи, т. е. определение qm п р на
диаграмме «16—22». Необходимо определить приведенную линейную плот-
ность колонны штанг, состоящей из 28% штанг диаметром 22 мм, 32% —
19 мм, 40% — 16 мм. Для этого на шкалах «22», «19» и «16» необходимо
отметить точки, соответствующие процентному содержанию штанг отдель-
ных диаметров на шкале «22» точка 28 и т. д. На пересечении прямых, про-
веденных из этих точек, получим точку F (три прямые должны пересечься
в одной точке, так как 28%+32%-НО%=100%). Далее через точку F про-
водится горизонталь до пересечения с осями треугольной системы коорди-
нат — точки D и F, после чего нужно найти проекции этих точек на одно-
именных сторонах треугольника ABC. Проекция точки F на линии D\, Ei
дает точку F\, ордината которой есть искомое значение приведенной линей-
ной плотности колонны штанг 2 (кг/м). Результат расчетов по формуле
1,99 кг/м.
Для двухступенчатой колонны, например, штанги диаметром 22 мм, 35%,
19 мм — 65%, расчет приведенной линейной плотности ведется следующим
образом: точка 35 на оси «22» проектируется на линию В\С^ (пунктирная
линия). Ордината ее проекции даст и искомую величину qm Пр=2,62.
Решение обратной задачи — подбор конструкции колонны штанг по за-
данной приведенной линейной плотности — проводится в обратном порядке.
В прямоугольной системе координат проводится горизонталь с ординатой,
соответствующей заданной значению плотности.
Точки ее пересечения со стороны треугольника сносятся на соответст-
вующие оси треугольной системы координат, и линия, соединяющая их, бу-
дет геометрическим местом точек, удовлетворяющих условию задачи. Про-
центное содержание штанг каждого диаметра определяется с учетом проч-
ностного расчета, практического опыта либо по рекомендации справочника.
ВЛИЯНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ФАКТОРОВ НА РАБОТУ ПРИВОДА
Зависимости для определения параметра уравновешенности (V.4) найде-
ны исходя из условия, что буферное давление равно нулю, динамический
219
to Т А Б Л ИЦА V.6
° ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КРАТНОСТИ УВЕЛИЧЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ, РАЗВИВАЕМОГО СИЛОВЫМ НАСОСОМ В ЗАВИСИМОСТИ
ОТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ФАКТОРОВ
Эксплуатационный
фактор
Степень заполнения
НКТ пластовой жидко-
стью
Буферное давление
Динамический уровень
пластовой жидкости в
скважине
Плотность пластовой
жидкости
Силы трения колонны
штанг и НКТ
Динамический фактор
для неустановившегося
движения штанг
Формула для определения влияния
фактора
1 РЧР . Sf
в'Рл
" ''ПИН
riy-p'lp-1-S. д 2 2 2 -
Ч = Р'/Р=1 +f f i «-y-
1 т р = P'lP = 1 + Иш в 8 + "тй«
Чдин - P'lP - ' + m B'
Ход штанг вверх
ич-и
2В со
В
?ж/^ф-?трж/рст-<?к
ЗВ щ
ш в
(l+I/^ф) йт
SB СО
в
. «т+Чш+Чк+Чж
ев " Ш
в
(«ш+9ж)/^ф+(9т+«к) Кф
Л 7 В ш
S
Ход штанг вниз
* ф Йк+'ж» + Ч~?
1Н ш
н
„ ^Ф <fn + V
Ч (Чт?ж1?ст+Чк+Чж)
•н
^Ф "к+'гж' + ~?ш
- 4 Н
„ С+^ф) Чш
5Н ш
Н
^Ф ^Т+Яш+Яж+Чк)
-.н
^ а ф (9т+9к + 9ж) + «ш
7Н Ш
н
Рвода'Рст
"в = (Чш+Яж)1Кф- (1Т+ЙК); <•„ = Кф (Чт+Чк+Чж) - 9 Ш: Р = ,_ р /р • ГДе Р8 О д а - п л о т н о с т ь технической воды; рс т - плотность стйли.
уровень находится у приема скважинного насоса, плотность пластовой жид-
кости рж=1000 кг/м3, а колонна НКТ заполнена пластовой жидкостью, силы
трения между элементами внутрискважинного оборудования отсутствуют.
Зависимость величины давления, развиваемого силовым насосом, от пе-
речисленных факторов можно учесть следующим образом (табл. V.6):
p'i/pi = \-Qi^P[, (V.27)
где p'i — давление, развиваемое силовым насосом при действии одного из
перечисленных факторов; Q* — коэффициент пропорциональности, соответст-
вующий данному фактору; АФ;/Ф<— относительное изменение фактора.
Все эксплуатационные факторы в различной степени отражаются на
уравновешенности установки, причем для определенных значений диаметров
скважинных насосов это влияние минимально.
Так, например, степень заполнения насосно-компрессорных труб пластовой
жидкостью, изменяющаяся в процессе запуска установки, после длительного
простоя минимальна для скважинных насосов всех типов с условным раз-
мером диаметра плунжера 55 мм.
Изменение 'буферного давления в наименьшей степени имеет значение
для установок со вставными насосами диаметрами 38 и 43 мм и трубными —
диаметром 43 мм.
От динамического уровня пластовой жидкости и ее плотности уравнове-
шенность не зависит при применении насосов всех типов с плунжером диа-
метром 55 мм.
Уравновешенность установки тем меньше зависит от сил трения, чем
больше условный размер насоса.
Мощность электродвигателя определяется по формуле
+ Кф) kg
Ц 1 А( П ) г + PflV)1 (V.28)
где а — доля продолжительности установившегося движения точки подвеса
штанг; |3 — доля продолжительности неустановившегося движения точки под-
веса штанг в общем балансе времени двойного хода; Т]н — к. п. д. силового
насоса; т)н=0,98; г\л— к. п. д. двигателя; na r )i — произведение коэффициен-
тов, учитывающих эксплуатационные факторы в период установившегося
движения; П„г],-—произведение коэффициентов, учитывающих эксплуата-
ционные факторы в период неустановившегося движения.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА
РАБОТЫ УСТАНОВКИ
Технологический режим работы гидроприводной установки определяется
комплексом показателей: длиной хода штанг в точке подвеса, параметром
уравновешенности, ускорением при разгоне и торможении штанг, числом
двойных ходов плунжера скважинного насоса в единицу времени, мощностью
двигателя, необходимой для приведения установки в действие.
Все эти параметры следует устанавливать с учетом характеристики сква-
жины. Надо иметь в виду, что длина хода точки подвеса штанг должна быть
возможно близкой к паспортной длине хода.
Рассмотрим в качестве примера последовательность и содержание этапов
расчета работы установки с использованием в качестве уравновешивающего
груза колонны насосно-компрессорных труб, когда необходимо выбрать типо-
размер установки АГН для вертикальной скважины, имеющей следующую
характеристику:
глубина фильтра 1300 м, статический уровень Лс=850, коэффициент про-
дуктивности пласта К=0,145 т/(сут-МПа); показатель в уравнении притока
/№=0,94; плотность жидкости рж=1000 кг/м3; оптимальный дебит 0,4—0,5
221
от максимального; максимальное буферное давление на устье скважины Рб =
=0,98 МПа.
1. Определим максимальный дебит Qmai. Для этого подставим задан-
ные значения в уравнение притока:
= 0Л45 [(1300-850-50)]».» =
= 46,48 т/сут.
Плотность жидкости принята 1 т/м3, минимальное погружение скважин-
кого насоса под уровень жидкости принято /min = 50 м.
Оптимальный дебит принимаем равным 25 т/сут.
2. Определим динамический уровень
10 / Q \Чт Ю / 25 \ 1/0.94
{J + Лс = "Г (Об) + 850 = 105° м-
С учетом глубины погружения лод уровень жидкости длина подвески
£.= 1100 м.
3. Предварительно определим типоразмер установки. Для этого, исходя
из максимальной глубины L=1100 м, без учета буферного давления нахо-
дим, что заданным условиям эксплуатации будет удовлетворять установка
АГН=Л (табл. V. 1) со скважинным насосом, имеющим диаметр плунжера
38 мм или 43 мм (табл. IV.2) при уменьшенном числе двойных качаний
в минуту. С учетом обеспечения форсирования отбора жидкости в процессе
эксплуатации принимаем насос НГН-2-43 с внутренним диаметром втулок
44 мм.
Скважинный насос для установки выбирается так же, как и при эксплуа-
тации скважин с помощью балансирных станков-качалок, т. е. в соответствии
с условиями эксплуатации и особенностями проведения подземного ремонта.
Длина хода плунжера скважинного насоса должна соответствовать пас-
портному значению длины хода точки подвеса штанг относительно труб.
Диаметр колонны насосно-компрессорных равнопрочных труб принимаем рав-
ным 73 мм (внутренний диаметр 62 мм).
Конструкцию колонны примем из штанг стали марки 20 НМ, [о}=
=90 МПа. Длины ступеней диаметром 22 мм —32%, 19 мм — 26%,
16 мм —40%.
4. Определяем значение параметра уравновешенности К, которое гидро-
привод должен обеспечить. Для этого найдем линейную плотность элементов
внутрискважинного оборудования.
Исходя из выбранных диаметров НКТ, насоса и штанг определяем по
табл. V.8, V.9, V.11 <7ж=1,52, <?т=9,53, <?„ = 1,499.
Определить qm непосредственно из табл. V.7 нельзя, так как колонна
ступенчатая, поэтому воспользуемся формулой
/ 'в li
ЧШПР = Чл-Т- + <7Й -Г + <7т -г=2,75-0,32 + 2,05-0,28 + 1,54-0,4 = 2,03.
Для определения значения qm ступенчатой колонны можно также вос-
пользоваться номограммой (см. рис. V.7), получаем <7ш=2,О4.
Величины q'm и q'K, обусловленные наличием буферного давления, опре-
деляем по формулам
15,2-10-*-98-104
<7' = —
— i
if>6 1 4
.0
1100
,99-10-
1100-
•9
4 .
9,
,81
98-
81
10*
-=
-=,
,138
136
/;
/
222
Значения /„, /к для заданного сочетания насосно-компрессорных труб и-
насоса взяты из табл. V.9 и V.10.
5. Определим параметр уравновешенности Кр.
При комплектации установки трубным цилиндром с внутренним диамет-
ром D=180 мм, штанговым цилиндром диаметром d = 80 мм
802
fe = dl/£>2=j802 = °.1 9 7 -
Определим параметр уравновешенности, не учитывая буферного давле-
ния, т. е. значения q'm и q'K принимать во внимание не будем. Подставив;
полученные значения линейных плотностей элементов подземной части уста-
новки в формулу (V.4) и решив уравнение, получим
— kq7 — kqK + дш +
V (kqr + fegK-gm)2 + 4 (qT
*" + <7к + fa) =
- 2(9,53+ /,499+ 1,520) 1-0,197-9,57-0,197.1,499 +
+ 2,03 + V(0,197-9,53 + 0,197-1,499— 2,03)2 + 4(9,53 + 1,499 +
+ 1,520) (0,197-2,03+ 0,197-1,520) =0,230.
Для определения параметра уравновешенности можно воспользоваться*
номограммой (см. рис. V.4), из которой следует, что /Ср=0,232.
6. Определим диаметр фальшштока.
Диаметр фальшштока, обеспечивающий значение параметра уравновешен-
ности К== 0,230, определяем по формуле
K\>D" — d2 + d*mT -i/ 0.23-1802 —802 + 322
Щ =у о^з = 93 мм,
где йш т — диаметр штока штангового цилиндра рассматриваемой установки;.
с(шт = 32 мм.
В комплекте установки имеются штоки с ближайшими значениями диа-
метров 90 и 100 мм. С помощью номограмм (см. рис. V.4) определяем па-
раметр уравновешенности, соответствующий фальшштоку диаметром 100 мм.
Получаем Кф=0,24. Таким образом, имеем
Д/С=ЯФ—КР=0,24—0,23=0,01.
7. Определим величину дополнительного груза при не полностью урав-
новешенной установке, например, если неуравновешенность обусловлена не-
соответствием установленного и требуемого диаметров фальшштоков трубного
цилиндра. Это возможно, если в рассматриваемом примере вместо фальш-
штока диаметром 95 мм установлен фальшшток диаметром 100 мм.
Тогда фактическое значение параметра равновесия
t i'- t f y 80a — 32"
КФ= Д2 _ В 2 ф ш = 1802—1002 = 0 - 2 3 9 -
Величина ДК=Кф—КР =0,239—0,230=^0,01, что соответствует получен-
ному выше результату.
Определим значения коэффициентов уравнения (значения qi были опре-
делены в п. 4):
В=Й(<7т+9к)— <7ш=О,14,
С = — й(<7ш+<?ш) =—0,69.
223
Поскольку АК>0, подставив А, В и С в формулу (V.9), получим
12,55-0,242 4-0,Н-0,24! — 0,69
= 1100 0,24 + 0,197 = 1 5 2 к г -
Для уравновешивания установки необходимо увеличить массу штанг на
152 кг, что можно обеспечить или монтажом утяжеленных штанг, или изме-
нением конструкции колонны шт#нг таким образом, что линейная плотность
ее будет больше имеющейся на величину qm доп=<2ш/Ь=0,138 кг/м.
Суммарная линейная плотность колонны должны быть
<7ш+<7ш доп = 2,03+0,138 = 2,168 кг/м.
8. Определим давление настройки переливного клапана.
Для этого воспользуемся формулой (V.19).
Предварительно определим Дт и Дш- Поскольку материал НКТ и штанг
один и тот же, то <р=<7т/<7ш=9,53/2,03=4,69.
— 1 2-4,69-0,24+ 0,24—1
рф ф _ + _
Д т = 2(1 +<j) 2(1+4,69) 0 > 1 3 1
2+<р — уАГф_ 2 + 4,69 — 4,69.0,24 _
Аш = 2( 1+у) = 2(1 +4,69) 0 > 4 8 9
Ркл = g -Щ^ (
d* 802
N==d* — d"m = 8 0 2 —3 2 2 = I > 1 9 -
Тогда получим
Лл = 9.81 1,19-42?2-10-* (9.53-0,131 + 2,03-0,489-2,03 -
— 1,52 + 0,24-9,53 + 0,24-1,499)= 2,41 МПа
9. Установим максимальное усилие при ходе штанг вверх. Предваритель-
но определим значение /птах в:
<7т + <7к + 9ж —
2,41-10».254.10-"
9,53 + 1,499 + 1,52 —2,03/0,24 + 9,81-1100
= 9,53-0,131+2,03-0,489 =4,35,
F — ;
F = -^-B2 =-j-182 -10-4 = 254-"4 2,
получим /п=4,35;
Г Г 4,35-0,254 1
Я т а х = 1100-9,81 11,52 + 2,03^1 + JJ +
0,0025-0,197
+ 2,59.10-4 -2-10»4 2 > 2 - 1 0 _4,0 | 2 3 9.5.1 0,Х
х Л + 0 3 1.52'-1,52-2,03-1000/7800 \ + 1 4 > 9.1 0 -,,9 8.1 0 ^ 5 8 к Н,
X у ^"'° 2,03(1,52+ 1,499)— 2,032-1000/7800 / ^
224
При определенной нагрузке может быть использована установка АНГ-Л,
паспортное значение усилия в точке подвеса штанг для которой составляет
60 кН, поскольку для установок АГН допустимо превышение нагрузки на
10%. Эту установку и выбираем для привода скважинного насоса.
Если максимальное усилие в точке подвеса штанг превышает паспорт-
ное больше, чем на 10%, а условия эксплуатации не позволяют выбрать
установку другого типо-размера, можно применять данную установку, но при
этом необходимо:
а) чтобы выполнялось условие Pnacn^L[g(qm-\-qm)-\-x];
б) давление срабатывания переливного клапана рКп необходимо соот-
ветственно уменьшить.
10. Регулировка длины хода штанг и труб в точке подвеса.
Определим, как нужно настроить реверсирующее устройство установки,
чтобы обеспечить необходимый ход плунжера относительно цилиндра сква-
жинного насоса. Полагаем, что длина хода плунжера скважинного насоса
составляет 1,8 м.
Определим фактическую длину хода скважинного насоса относительно
цилиндра с учетом деформации штанг и насосно-компрессорных труб.
Средняя площадь поперечного сечения колонны штанг
f m c p = i J L l/L Г7Г- = 6Т32 0,28 0,4 = 2'5 9 с м 2 = 2 - 5 9 - 1 0"4 м2-
j^IJg 1,52.1100^9,81
f c p" 2.10"-2,59-10-* - 0"3 0 1 *'
qxL2s l,52.11002-9,81
т, "ж, fa ! ! л по \*
т ~ £frp "" 2-10"-11,7-10-* ~ и'и о м'
где Е — модуль упругости стали.
Длина хода точки подвеса штанг относительно точки подвеса насосно-
компрессорных труб для обеспечения хода плунжера /н = 1,8 м должна со-
ставлять
Для обеспечения этой длины хода поршень трубного цилиндра должен
иметь ход, равный
IK* 2,2-0,24
/» V ° 4 2
При первом пуске установки упоры реверса следует разместить на рас-
стоянии 0,35 м и при работе установки измерить фактическую длину хода
устьевой трубы. Затем необходимо (предварительно остановив установку)
с учетом полученной поправки установить упоры таким образом, чтобы фак-
тическая длина хода этой трубы соответствовала рассчитанному; при этом,
если длина хода будет равна 0,42 . м, то относительная длина хода соста-
вит 2,2 м.
11. Выбор силового насоса.
Исходя из заданного дебита QH=25 м3/сут и коэффициента подачи сква-
жинного насоса т)=О,75, определим необходимое число качаний при длине
хода плунжера скважинного насоса 1,8 м:
QH 25
Л = = 1440уфт)= 144015> 210-*-1,8-0,75=8'4 6 -
Определим подачу силового насоса:
225
nlHfmN (k + Кф) 8,46-2,2-42,2-!Q-«- 1,19 (0,197 + 0,24)
Q= X = 60.0,197(0,24+1)
= 0,0028 м3/с (167 л/мин).
По табл. V.4 находим наиболее близкое значение подачи силового насо-
са 150 л/мин (2,5 -10~3 м3/с). Эта подача может быть обеспечена при исполь-
зовании трехсекционного шестеренного насоса при частоте вращения вала
приводного двигателя га = 720 об/мин.
12. Определение давления, развиваемого силовым насосом.
Это давление изменяется по фазам движения штанг и труб.
Определим давление, затрачиваемое на полезную работу по подъему жид-
кости:
( 1 +#* )'* (1+0,24)-0,197
Ч ="0 0 -''5 2 - 9 - 8 1 1,19.42,2-10-Ч0,24 + -
= 1,82 МПа.
13. Определение влияния промысловых факторов.
Значения коэффициентов (см. табл. V.6), учитывающих увеличение дав-
ления, развиваемого силовым насосом, и обусловленных:
1) буферным давлением
при ходе вверх
(]п/Кф)-Ы Г(15,2/0,24)-14,99]-10-«
а (<7т + ?к) -( 2,03+1,52)/0,24-( 9,53+1,499) -
12,85-Ю-4;
при ходе вниз
К ф (fn + Ы) 0,24(15,2+ 14,99)-10-«
~0 2 4 9 5 3 1,4 9 9 +1,5 2 ).2,0 3 =7.39-
2) плотностью пластовой жидкости
Рж/Рст 1000/7800
Р"" 1—Рж/Рст ~ 1—1000/7800 - и - 1 4/>
при ходе вверх
(<7ж -"р7ш) //Сф — qK (1,52 —0,147-2,03)/0,24—1,499 _
Q l B = (<?ш + «7ж)/^ф-(<7т + <?к) - ( 2,03+1,52)/0,24- ( 9,53+1,499) ~
= 0,954,
при ходе вниз
~?дш 0,24(1,499+1,52)+0,147-2,03
-дш -0,24(2,53 + 1,499 + 1,52)-2,03 - 1'0 4 2'
так как плотность откачиваемой жидкости не отличается от заданной, то и
результаты этого расчета не используются;
3) силами трения
при ходе вверх
1/ТСфНш (1 + 1/0,24)2,03
(Ъ + Чк) ~ (2,03+ 1,52)/0,24-(9,53+1,499)
= 2,78,
226
<7ш
9,53 + 2,03 + 1,499+1,52
а в в = (qm + Яж)/хф — \q? + <7К) ~ (2,03 +1,52)/0,24—( 9,53+ 1,499) ~
= 3,87;
при ходе вниз
(1 +0,24) -2,03
~ = 0,24(9,53 + 1,499 + 1,52) —2,0 3 ~ 2'5 6'
0,24(9,53 + 2,03+1,499+1,52)
_ f l =0,24(9,53 + 1,499 + 1,52) —2,03 ~А<ЬЬ
4) высотой динамического уровня
при ходе вверх
<?ж/Кф-<7тРж/Рс-<7к (1,52/0,24) - (9,53-1000/7800) — 1,499
—г - = (2,03+ 1,52) /0,24— ( 9,53+ 1,499) =
= 0,96,
при ходе вниз
тРж/Рс + Як + <7ж) _ 0,24 (9,53-1000/7800 + 1,499+ 1,52) .
г ц. (?к + Яш) — Яш 0,24(9,53+1,499+1,52)—2,03 1 > Ш -
Таким образом, получим:
Ход вверх Ход вниз
Р6_ 1) б =1 + 12,85Х 7) б =1+7,39.104 Х
LP ' 98-W 98-104
° \/1 п — 4 1 1 1' \/ w 1 Ofi7 •
* 1100-9,81" ' ' х1100-9,81 ' ° '
7jy = ^'/Р = 1 — % == 1 — 0,96Х 1100—1050
Н — hRHH 1100 — 1050 т)у=1 —1,03-
"2 з И ; Х НТО =0,956; = о,953;
,; 7] т р = 1+0,005-2,78+ « г р = 1 +0,005-2,56 +
+ 0,015-3,87=1,071; +0,015-3,56 = 1,066 .
Для вертикальной скважины коэффициент треяия
цт =0,003—0,007, цт =0,010—0,020.
Коэффициент, учитывающий увеличение давления при разгоне,
«1днн = Рк л/Руст=2,41/1,82=1,32.
Коэффициент увеличения мощности двигателя, обусловленный неполным
уравновешиванием, (если не установлен груз Q)
(<7т + Як + <7ж) — ^ш! (^р + ^)
[(0,23 + 0,01) (9,53+ 1,499+1,52) —2,03] (0,23 + 0,197)
~~ 1,52( 1+0,23) - 0,197 =1.1 3.
14. Определение параметров циклограммы.
Максимальное ускорение при ходе штанг вверх и вниз
/ 2,03 2,41.10!.254.10- 4 v
9,81^9,53+1,49 + 1,52-^24+ 9 8 1,1 1 0 0 j
к
т а х в 9,53-0,131+2,03-0,489 ~
= 42,73 м/с2,
227
ш а х н 9,53-0,131+2,03-0,489 =
= 8,86 м/с*.
Продолжительность разгона точки подвеса штанг при ходе вверх и вниз
0,197-2,5-10-'Х2
«рв = 1,19.42-10-4-0,197-42,73(1+0,25) =°.° 2 с -
2,5-10-3-2
'Р Н - 1,19-42-10-*Х8,86(1 +0,25) = °'1 с -
Общее время, в течение которого клапан будет открыт,
+*р а) =2(0,02+0,1) =0,24 с,
причем это время не зависит от изменения длины хода.
Путь, проходимый точками подвеса штанг и труб в период неустановив-
шегося движения, мал (на два порядка меньше длины хода), поэтому в даль-
нейших расчетах его не будем учитывать.
Общая продолжительность двойного хода
lafш^(ЛГФ + к) _ 2,2-42-10-«-1,19(0,24 + 0,197)
' ~ 2,5-10-4.+0,24)0,197 "^ с
Время хода штанг вверх
7,86-0,197
0 Л9 7 = 3'5 4 с -
Кф + k
Время хода штанг вниз
tH = t1. — tB = 7,86— 3,54 = 4,31 с.
Соответственно время, когда переливной клапан будет закрыт,
t = tl — tKJI = 7,86 — 0,24 = 7,62 с.
Таким образом, в общем балансе времени двойного хода:
для неустановившегося движения
о = <KJI/fs = 0,24/7,86 = 0,ОЗк)(ДК-) =1,13, ^
i)g= 1,11, у]у = 0,956, !-Па т)г = 1,69,
•»)тр = 1,071, 17Дин = 1,32 ]
для установившегося движения
_/ 1(4*) = 1.13. "I
\ j, кл/ у у ^ — yj 2,1% , 1 Q л о с е ) П » л 1 *^fi
1 7 > 8 6 ' 'i ) T p = 1,0 7 1. •*
Произведения коэффициентов следует учитывать при дальнейших расче-
тах. Для упрощения взяты максимальные значения коэффициентов для хода
штанг вверх или вниз. При необходимости проведения более точного расче-
та значения коэффициентов а и В следует учитывать для хода штанг вверх
и вниз отдельно.
15. Определение мощности приводного двигателя.
228
Для определения мощности приводного двигателя с учетом перечислен-
ных факторов воспользуемся формулой
1 ,1100-1,52-9,81(1 + 0,24)0,197
N^= 0,97X0,95 2'5'1 0"3 1,19-42,2-10-4^0,24+ 0,197) •
К0,03-1,692 + 0,97-1,362 ' = 6790 Вт = 7 кВт.
В данном расчете к. п. д. силового насоса с учетом к. п. д. гидроприво-
да, изменяющийся в пределах 0,97—0,75 в гависимости от степени изношен-
ности, принят равным 0,97, а к. п. д. двигателя — 0,95.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВОК АГН
Насосные установки АГН впервые применяются на промыслах Совет-
ского Союза. Использование в установках объемного гидропривода позволи-
ло получить все те преимущества, о которых говорилось выше. При выпол-
нении всех операций, обусловленных эксплуатацией установки, трудоемкость
обслуживания, а также усилия, затрачиваемые обслуживающим персоналом,
также намного меньше по сравнению с обслуживанием балансирных станков-
качалок.
К основным отличиям (технологическим) установок рассмотренного типа
от балансирных станков-качалок относится принудительное перемещение ко-
лонны НКТ у устья скважины. Однако следует иметь в виду, что и при
использовании обычных балансирных станков-качалок вследствие периоди-
чески меняющейся нагрузки от веса столба откачиваемой жидкости колонна
НКТ тоже перемещается и непрерывно трется об эксплуатационную колонну.
Максимум перемещения соответствует нижнему торцу колонны труб. Каче-
ственный характер явлений, происходящих при трении, тот же, что и при
использовании гидроприводных установок, а интенсивность износа эксплуа-
тационной колонны одинакова.
Для снижения интенсивности изнашивания труб при использовании уста-
новок АГН в зонах искривления ствола скважины следует использовать про-
текторы, надеваемые на трубы в зонах наиболее интенсивного износа. Участ-
ки, где следует устанавливать протекторы, определяют с помощью инклнно-
граммы скважины и затем уточняют в процессе эксплуатации.
При работе установок в сложных условиях (парафинистые нефти, боль-
шое содержание песка, высокая вязкость) необходимы те же мероприятия,
что и при работе с балансирными станками-качалками, однако необходимо
учитывать специфику конструкции новых установок.
На скважинах, дающих парафинистую нефть и снабженных АГН, можно
применять НКТ с внутренним покрытием. Однако при удалении парафина
пропарипчнием колонны следует учитывать, что уплотнения устьевого штока
и устьевоп трубы не рассчитаны на высокие температуры, возможные при
подаче пара, а поэтому на время обработки скважины их следует заменять
временными, изготовленными из термостойких материалов. Остальные техно-
логические операции, связанные с пропариванием, остаются в основном та-
кими же, как и при работе с обычными балансирными станками-качалками.
При откачке высоковязких нефтей желательно подбирать внутриокважин-
ное оборудование таким образом, чтобы параметр равновесия имел мини-
мальное значение. При этом скорость перемещения колонны штанг вниз
уменьшается, а следовательно, уменьшается и вероятность потери устойчи-
вости колонны штанг, обусловленной гидродинамическими силами сопротив-
ления. Минимальному значению параметра уравновешенности соответствуют
конструкции внутрискважинного оборудования с малыми диаметрами екая-
жинных насосов.
229
Подбор, установка и эксплуатация защитных приспособлений газовых и
Песочных якорей осуществляются так же, как и при традиционных способах
добычи.
ТРАНСПОРТИРОВКА, МОНТАЖ И ДЕМОНТАЖ УСТАНОВКИ
Транспортирование установок с завода-изготовителя на нефтепромысло-
вые базы должно осуществляться в соответствии с техническими условиями
на изготовление установки в таре, обеспечивающей ее сохранность, предохра-
нение от повреждений и изоляцию от воздействия атмосферных осадков.
Заводская упаковка удаляется непосредственно перед монтажом на скважи-
не. Расконсервация установки осуществляется в промысловой мастерской и
заключается в удалении защитной смазки с рабочих поверхностей штоков,
устьевой трубы и устьевого штока и монтаже двигателя и манометров.
В полностью собранном виде заправленная рабочей жидкостью установ-
ка доставляется к скважине на специальном транспортном средстве, при-
способленном для перевозки длиномерных грузов и обеспечивающем сохран-
ность установки как при транспортировании, так и при монтаже-демонтаже.
Лучше всего для этого использовать специализированный агрегат для
комплексного обслуживания установок АГН, при его отсутствии допускается
применение штанговозов, трубовозов или саней-волокуш, оборудованных про-
филированными прокладками, служащими для предохранения установки от
повреждения. При погрузке и разгрузке установки необходимо крепить за-
хваты (или тросы), в местах, предусмотренных инструкцией по эксплуатации
на соответствующий типоразмер установки. Нарушение этого требования не-
допустимо, так как может привести к порче установки.
МОНТАЖ И ДЕМОНТАЖ УСТАНОВКИ НА СКВАЖИНЕ
Плоскость монтажной поверхности устья скважины должна быть гори-
зонтальной, обеспечивающей вертикальное положение смонтированной уста-
новки.
До монтажа установки на устье скважины необходимо: определить в со-
ответствии с приведенной методикой параметры элементов внутрискважинно-
го оборудования, т. е. диаметры насосно-компрессорных труб, колонны штанг,
плунжера скважинного насоса, а также параметры гидравлического привода
(наземной части установки), при которых будет обеспечен необходимый де-
бит скважины, а установка будет уравновешена.
Монтажу установки на скважине должен -предшествовать спуск колонн
насосно-компрессорных труб с насосом, штанг.
Монтаж и демонтаж установок может осуществляться с помощью агре-
гата подземного ремонта, который должен иметь грузоподъемность, обеспе-
чивающую подъем установки вместе с колоннами штанг, насосно-компрес-
сорных труб и жидкостью, содержащейся в них, или с помощью автокрана,
грузоподъемность которого должна соответствовать лишь весу наземной
части установки. При работе с агрегатом подземного ремонта монтаж-демон-
таж выполняется бригадой ПРС.
Рассмотрим последовательность операций при проведении работ с по-
мощью агрегата подземного ремонта: после доставки на скважину к уста-
новке, лежащей на транспортном средстве, присоединяется монтажная те-
лежка. Она крепится к нижнему фланцу установки.
Перед монтажом установка должна быть расположена относительно
устья скважины в соответствии со схемой (рис. V.8,a). Монтажная тележ-
ка 7, прикрепленная к установке, соединяется тросом с вспомогательной
лебедкой 8, установленной на транспортном средстве. (В качестве вспомога-
тельной лебедки может быть использована лебедка автомобиля высокой про-
ходимости.) Элеватором ЭГ2, подвешенным на крюке талевой системы /
подъемника, захватывают «грибок» 3, расположенный в верхней части уста-
новки. (Вместо элеватора может быть использовано специальное монтажное
приспособление, захватывающее установку внизу или в средней части.) Под-
230
аи
Рис. V.8. Технологи:!
монтажа-демонтажа ус-
тановки АГН на сква-
жине:
/ — талевая система подъ-
емника; 2 — элеватор ЭГ;
3 —'«грибок» установки
АГН; 4 — фланец эксплуа-
тационной колонны; 5—мон-
тируемая установка АГН;
6 — транспортное средство;
7 — монтажная тележка; 8—
вспомогательная лебедка;
3 — переводник трубный;
10 — устьевой шток; // — пе-
реводник штанговый; 12 —
ф
муфта колонны штанг; 13 — элеватор штанговый; 14 — муфта насосно-компрессорная.
15 — элеватор трубный; 16 — переводной фланец; П — гибкий шланг
«имать элеватор следует на минимальной скорости, одновременно сматывая
трос с барабана вспомогательной лебедки (рис? V.8,6). Установка в это вре-
мя одним концом висит на крюке, а другим опирается на монтажную тележ-
ку, катящуюся по направляющим рамы транспортного средства.
После подъема установки в вертикальное положение монтажную тележ-
ку отсоединяют от нижнего фланца (рис. V.8,e). Муфту штанги 12 с устье-
вым штоком 10 соединяют при помощи переводника // (рис. V.8,s). Во вре-
мя свинчивания вручную колонна насосно-компрессорных труб 14 опирается
на элеватор 15, а муфта штанги 12 — на штанговый элеватор 13. Для уста-
новки ключей при свинчивании следует использовать лыски на устьевом што-
ке установки, аереводнике и квадрате штанги.
После свинчивания установку вместе с колонной штанг приподнимают
вверх, штанговый элеватор убирают и опускают установку до соприкоснове-
ния переводника устьевой трубы с муфтой колонны насосно-компрессорных
труб.
Свинчивание колонны насосно-компрессорных труб с устьевой трубой
(рис. V.8,<?) осуществляется также вручную при помощи цепного ключа,
установленного на переводнике 9, одновременно стопорится насосно-компрес-
сорная труба 14, опертая на элеватор.
После свинчивания резьбового соединения установку вместе с колонной
труб поднимают, освобождают элеватор, проверяют состояние уплотнения на
торце переходного фланца и опускают вниз для стыковки фланцев
(рис. V.8,e). Затем соединяют гибким шлангом 17 муфту устьевой трубы
с промысловым коллектором, а кабель электродвигателя подключают к стан-
ции управления.
После общего осмотра установки и проверки заполнения ее бака рабо-
чей жидкостью необходима регулировка основных гидравлических аппаратов,
лишь тогда привод может быть включен в работу.
Демонтаж установки проводится в обратном порядке. В зависимости от
типа установки и ее конструктивных особенностей отдельные фазы монтажа
могут иметь незначительные отличия, что предусмотрено в Инструкции по
монтажу и эксплуатации установок.
Продолжительность выполнения всех перечисленных операций монтажа
составляет 20—30 мин при слаженной работе бригады подземного ремонта.
Монтаж и демонтаж установки при помощи подъемного крана рассмот-
рим на примере установки аналогичного типа.
1. Демонтируемую установку следует останавливать в момент, когда
полированная труба находится в верхнем положении. Под муфту устьевой
трубы надо поставить монтажную трубную подставку.
2. Кран, соединяющий подпоршневую полость цилиндров с баком, откры-
вают. При этом колонну труб или штанг (или обе вместе) начинают переме-
щать вниз. После посадки устьевой трубы на подставку кран закрывают.
3. Кулачок реверса устанавливают в положение, соответствующее ходу
штанг вверх, и, включив двигатель, заполняют подпоршневой объем гидро-
цилиндров рабочей жидкостью. При этом поршень штангового цилиндра под-
нимают вверх. Это продолжают до тех пор, пока высота подъема соедини-
тельной муфты не будет достаточной для установки между ней и соедини-
тельной муфтой устьевой трубы штанговой подставки.
4. Вторично открывают вентиль, соединяющий подпоршневые полости ци-
линдров с баком. При этом соединительная муфта устьевого штока опуска-
ется вниз до штанговой подставки.
5. Удерживая кулачок системы реверсирования в положении, соответст-
вующем ходу штанг вверх, включают двигатель до тех пор, пока нижняя
траверса не опустится вниз настолько, что станет возможным удаление двух
подкладных полуколец, фиксирующих муфту устьевой трубы относительно
нижней траверсы. После этого станет возможным перемещение нижней тра-
версы вверх, а муфта при этом будет проходить через нее.
6. Шток штангового цилиндра отсоединяют от устьевого штока путем
развинчивания муфты.
232
Т А БЛИЦА V.7
ЛИНЕЙНАЯ ПЛОТНОСТЬ КОЛОННЫ ШТАНГ <?ш
Плотность жидкости р ,
W,'M3
0
0,7
0,75
0,8
0,85
0,9
0,95
1
Площадь поперешого се-
ченмя штанги, см3
16
1,67
1,52
1,51
1,50
1,49
1,48
1,47
1,45
2,01
Диаметр
19
2,35
2,14
2,12
2,11
2,09
2,07
2,06
2,05
2,84
лтанг, мм
22
3,15
2,87
2,85
2,83
2,81
2,79
2,77
2,75
3,80
25
4.10
3,73
3,71
3,68
3,65
3,63
3,60
3,57
4,91
7. Гибкий шланг, идущий от устьевой трубы до промыслового коллек-
тора, отсоединяют, предварительно закрыв задвижку на коллекторе. Если
фланец установки выполнен разрезным (подковообразным), то эту операцию
выполнять не обязательно, поскольку при дальнейшем перемещении установ-
ки гибкий шланг пройдет через вырез.
8. После отключения кабеля электродвигателя от блока управления, за-
хвата установки грузоподъемным устройством (например, автомобильный
кран) всю установку в сборе медленно поднимают строго вертикально. Муф-
та устьевой трубы при этом проходит через траверсу, а устьевая труба и
устьевой шток операются на нижний фланец установки через трубную и
штанговую подставки.
9. После подъема на достаточную высоту установку отводят вбок пово-
ротом стрелы крана и опускают на транспортное средство. При ее укладке
необходимо следить за тем, чтобы бак и трубопроводы не были повреждены,
а сама установка укладывалась бы на грань, свободную от трубопроводов,
двигателя, аппаратов и т. п.
Крюк крана опускают вниз до тех пор, пока промежуточный фланец
установки не соприкоснется с транспортным средством, после чего фланец
фиксируют коротким тросом или шарнирно раскрепленной тягой и при одно-
временном повороте стрелы и опускании крюка укладывают установку на
транспортное средство.
Монтаж установки с помощью крана проводится по аналогичной техно-
логии, но все перечисленные операции выполняются в обратном порядке.
Д и н а м о м е т р и р о в а н и е у с т а н о в о к АГН целесообразно при
помощи специального приспособления (рис. V.9). Оно представляет собой
дифференциальный датчик давления 5, к которому подключен динамограф
ДГМ-3. Надпоршневая и подпоршневая полости цилиндра установки АГН
ТАБЛИЦА V.8
ЛИНЕЙНАЯ ПЛОТНОСТЬ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ qT (в кг/М)
Трубы
Неравнопрочные
Равнопрочные
Услозный (внутренний) диаметр труб, мм
48Д40.3)
4,44/4,45
4,51/4,54
60/(50,3)
6,97/7,00
7;06/7,11
73/(62)
9,4/9,46
9,53/9,62
89/(75,3)
13,58/13,67
13,77/13,91
8 м.
Пр и м е ч а н и е. В числителе линейная платность труб длиной 10 м, в знаменателе —
233
Т А Б ЛИЦА V.9
ЛИНЕЙНАЯ ПЛОТНОСТЬ СТОЛБА ЖИДКОСТИ НАД ПОЛНОЙ ПЛОЩАДЬЮПЛУНЖЕРА
Условный раз-
мер насоса,
мм
28
32
38
43
55
Внутренний
диаметр втул-
ки, мм
Плошадь плун-
жера, см»
32
38 39
6,60
8,04
11,34
43 44 45
11,94
14,52
15,20
55 56
15,90
23,76
24,63
700
750
800
850
900
950
1000
0,431
0,462
0,493
0,523
0,554
0,585
0,616
0,452
0,495
0,528
0,561
0,594
0,627
0,650
0,533
0,603
0,643
0,684
0,724
0,764
0,804
0, 94
0,851
0,908
0,964
1,020
1,077
1,134
0,836
0,855
0,356
1,015
1,075
1,135
1,194
1,016
1,089
1,162
1,234
1.307
1,379
1,452
,064
,140
,216
,292
,368
,444
,520
1,113
1,193
1,272
1,352
1,431
1,511
1,590
1,663
1,782
1,901
2,019
2,138
2,257
2,376
1,724
1,847
1,970
2,093
2,217
2,340
2,463
Т А Б Л ИЦА V.10
ПЛОЩАДЬ КОЛЬЦА f ОБУСЛОВЛЕННОГО РАЗНЩ2Й ВНУТРЕННИХ ДИАМЕТРОВ КО
Диаметр насос-
но-компрессор-
ных труб, мм
Услов-
ный
48
60
73
83
Внут-
ренний
40,3
50,3
59
62
73
76
6
13
21
24
35
39
28
28
,59
,71
,17
,03
,69
,20
29
6,15
13,27
20/3
23,59
35,25
38,76
32
32
4
11
19
22
33
37
71
83
29
15
81
32
3£
38
1
8
15
18
30
34
,41
,53
,99
,85
,51
,02
1
39
0
7
15
18
29
33
,81
,93
,39
,25
,91
,42
43
—1,77
5,35
12,81
15,67
27,33
30,84
43
44
- 2
4
12
14
2Д
30
,45
,67
,13
,09
,65
,16
Условны*
1
45
—3
3
11
14
25
2)
,15
,97
,43
,29
/J5
,46
55
размер
Внутренняя дна
55
11,01
—3,89
3,57
6,43
18,09
21,60
56
11,88
—4,76
2,70
5,56
17,22
20,73
Пр и м е ч а н и е. Отрицательные значения f соответств ют конструкции влугрпсквакин
справа от ломаной линии.
Т А Б Л ИЦА V.11
ЛИНЕЙНАЯ ПЛОТНОСТЬ КОЛЬЦЕВОГО СТОЛБА ЖИДКОСТИ qK (ПРИ P j ( [ = 1000 кг/м »
Диаметр
нассс-
ио-компрессор-
ных труб,
мм
Услов-
ный
48
60
73
83
Пнут-
ренний
40,3
53,3
59
62
73
76
0
1
2
2
3
3
28
28
,659
,371
,117
,403
,359
,923
0
1
2
2
3
3
2J
,615
,327
,073
,559
,559
,876
32
32
0,471
1,183
1,929
2,215
3,381
3,732
0
0
1
1
3
3
38
38
,141
,853
,539
,885
,051
,402
0
0
I
I
2
3
1
39
,081
,793
,539
,825
,931
,342
0
0
I
1
2
3
43
,177
,535
,281
,537
,733
,084
43
44
0,245
0,4В7
1,213
1,499
2.S65
3,016
0
0
1
1
2
2
45
,315
,3)7
,143
,429
,535
,946
Условный
55
размер
1
Внутренний диа
55
1,101
0,389
0,357
0,643
1,809
2,160
56
1,188
0,476
0,270
0,555
1,722
2,073
Пр и м е ч а н и е. Значения линейной плотности справа от ломаной линии — отрицательные.
234
СКВАЖИННОГО НАСОСА q , кг/м
55
68
82
93
120
57
68 69 70
82 83
84
93 94 95 96
120
25,52
36,32
37,39
38,48
52,81
54,11
55,42
67,93
69,40
70,88
72,38
113,10
1,786
1,914
2.04Г
2,169
2,296
2,424
2.552
2,542
2,724
2,905
3,087
3,268
3,450
3,632
2,617
2.804
2,991
3,178
3,35
3,552
3,739
2,694
2,886
3,079
3,271
3,464
3,656
3,848
3,697
3,961
4,225
4,489
4,753
5,017
5,281
3.787
4,058
4,328
4,599
4,869
5,140
5,411
3,879
4,155
4,433
4,711
4,987
5,265
5,542
4,755
5,005
5,434
5,774
6,114
6,453
6.7J3
4,858
5,205
5,552
5,899
6,246
6,533
6,940
4,9~)2
5,316
5,670
6,025
6,379
6,734
7,188
5,167
5,429
5,7)1
Г>, 152
6,514
6,876
7,238
12
—5
I,
4,
16,
19,
77
85
81
67
33
84
23,57
16,45-
8.9J
—5,13
5,53
9.04
24
17
10
—7
4
7
,64
,55
,06
,2
,46
.97
25
18
11
—8
3
6
,73
,61
,15
,29
,37
,88
40
32
25
—22
—10
—7
,06
,94
,48
,62
,96
,45
41
34
26
23
12
8
,36
,24
,78
.92
,25
,75
42
Г5
28
25
13
10
,67
,55
,01
,23
,57
,06
55
48
40
37
2".
22
,18
,06
,60
,74
,08
.57
56,65
49,53
42,07
39,21
27,55
24,04
58
51
40
21
25
,13
,01
'б!
,03
,52.
51
52
45
42
31
27
,63
,51
.05
,19
,5'.
,0?
7,917
8,482
9,048
9,613
10,178
10,744
11,310
лонны
ггсса.
| 5 5
НКТ
мм
метр втулки.
57
68
И
ЦИЛИНДРА
68
мм
69 70
СКВАЖИННОГО
| 82
82 83
НАСОСА
93
84
93
120
94 . 95 96
120
ЮЭ,35
93,23
85,77
82,91
71,25
67,74
нэто оборудования с использованием скважных насосов с прицепным плунжером и расположены
55
68
82
93
120
метр втулки
1
0
0
0
1
57
,277
,585
181
467
633
984
мм
68
2
I
0
0
0
0
357
645
899
613
553
904
69
2
I,
1,
0,
0,
0,
464
755
003
720
446
797
70
?,5?3
1,861
1,115
0,829
0,337
0,688
4
3
2
2
S
32
,006
,294
,548
,262
,095
,745
83
4
3
2
2
1
0
,136
,424
,678
,392
,225
,875
84
4,2 7
3.555
2,809
2,523
1,357
1.006
93
5,518
4,803
4,060
3,774
2,608
2,257
5
4
4
3
2,
2,
94
,(•65
,951
,207
,921
"5Я
4':4
95
5,818
5,101
4,355
4,069
2,913
2,552
5
5
4
4
3
2
95
,963
,251
,515
,219
,053
,702
10
9
8
8
7
6
126
,035
,323
,377
,291
,125
,774
235
Рис. V.9. Схема гидравлического ди-
намографа:
/ — измерительная месдоза; 2 — геликои-
дальная пружина; 3 — пишущее устройст-
во; 4 — мембрана; 5 — дифференциальный
датчик давления; 6 — малая месдоза; 7 —
большая месдоза; 8, 9 — мембраны; 10—
траверса; //—тяга; 12, 13 —трубопрово-
ды; 14 — столик самописца; 15 — ходовой
винт; 16 — барабан с возвратной пружи-
ной; П — нить
соединяются трубопроводами с по-
лостями меедоз 7 и 6 датчика 5.
Причем, если динамометрируется ко-
лонна штанг, месдоза большего диа-
метра 7 соединяется с надпоршне-
вой полостью штангового цилиндра,
а если динамометрируется колонна
труб — то с надпоршневой полостью
трубного цилиндра.
В корпусе датчика 5 расположе-
ны вентили для выпуска воздуха из
полостей цилиндра и соединитель-
ных трубопроводов.
Все устройство при динамомет-
рировании установки крепится струб-
циной к раме установки. На струб-
цине имеется направляющий ролик,
через который перебрасывается нить
динамографа, соединяемая с точкой
подвеса штанг (или труб). Усилие,
на которое регулируется динамограф,
должно быть не менее максималь-
ной паспортной нагрузки в точке
подвеса штанг.
К особенностям динамометриро-
вания гидроприводных установок
относится необходимость обеспече-
ния соотношения эффективных пло-
щадей месдоз приспособления и со-
ответствующего цилиндра уста-
новки:
J2S
А,
где
и D2
диаметры месдоз диф-
ференциального датчика давления;
d\ и йг — диаметры цилиндра и што-
ка установки АГН.
При динамометрировании струбцина с прибором устанавливается в ниж-
ней части рамы. Месдоза большего диаметра 7 соединяется трубопроводами
с гидравлической панелью (точка Ь при динамометрировании штанг, точка с
при динамометрировании труб). Месдоза 6 всегда соединяется с подпоршне-
вой полостью цилиндров установки (см. рис. V.2, точка а).
После этого динамограф устанавливается в рабочее положение, откры-
ваются краны, соединяющие полости месдоз с полостями силового цилиндра
установки. Через краны выпускается воздух из внутренних полостей трубо-
проводсч и цилиндра, а нить динамографа соединяется с точкой подвеса
штанг.
После этого в соответствии с инструкцией проводится запись усилий
в точке подвеса штанг или труб.
Расшифровка динамограммы проводится по методике, аналогичной ме-
тодике обработки динамограмм, полученных на балансирных станках-ка-
чалках.
Выполнение всех операций по динамографированию не требует приложе-
ния сколь-либо значительных физических усилий, а время подготовки к ис-
следованию составляет 10—15 мин. При относительно частом динамографи-
ровании установки дифференциальный датчик давления может быть установ-
236
лен постоянно, а при проведении измерений монтируется лишь динамограф.
Об с л у жи в а н и е у с т а н о в к и на с к в а жи н е.
Перлодическое обслуживание заключается в общем осмотре установки
не реже 1 раза в неделю, контроле состояния уплотнений устьевого штока
и устьевой трубы, их подтяжке, а при необходимости и замене, пополнению
емкости смазывающей жидкостью уплотнения устьевой трубы.
Необходимо также контролировать плотность стыков трубопроводов и
герметичность соединений аппаратов на гидропанели.
Ис с л е д о в а н и е с к в а жи н ы.
Исследование скважины на приток может осуществляться при оборудо-
вании их установками АГН в том же объеме, что и при работе балансирных
установок. Благодаря отсутствию фундамента гидропривод с минимальными
затратами монтируется на устье скважины, что очень удобно при пробной
эксплуатации, вызове притока и т. п.
Замерять динамический уровень в скважинах, оборудованных АГН, удоб-
нее всего при помощи эхолота. Хлопушка устанавливается на боковом отво-
де, а последовательность операций такая же, как и при работах на скважи-
нах, оборудованных станком-качалкой.
Для спуска глубинного манометра в нижнем фланце установки преду-
смотрено отверстие, во время эксплуатации скважины закрытое резьбовой
пробкой. Для проведения исследований ее вывинчивают и глубинный мано-
метр опускают в скважину. Если при этом необходимо смещение насосно-
компрессорных труб относительно оси скважины, то смещается весь привод.
Для этого установка приподнимается агрегатом подземного ремонта и ста-
вится на эксцентричный фланец.
Пр о в е д е н и е п о д з е м н о г о р е мо н т а на с к в а жи н е.
Особенность проведения ремонта скважины — необходимость демонтажа
установки. Последовательность операций при демонтаже приведена выше. Во
время подземного ремонта установка лежит на транспортном средстве рядом
со скважиной. После окончания подземного ремонта установка монтируется
на устье.
ГЛАВА VI
ПОДБОР УСТАНОВКИ
ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА
МЕТОДИКИ ПОДБОРА УЭЦН
При подборе установки выбирают такие типоразмеры насоса, электродви-
гателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, диаметр НКТ, а также глу-
бину спуска насоса, сочетание которых обеспечивает освоение скважины и
необходимую норму отбора (номинальный дебит) жидкости из нее в уста-
новившемся режиме работы системы скважина — установка при наименьших
затратах.
Известно много методик подбора УЭЦН, нашедших применение в нефте-
добывающей промышленности: П. Д. Ляпкова и Ю. А. Разутова (1957 г.);
И. М. Муравьева, И. Тг Мищенко, Г. Н. Кнышенко и О. Г. Гафурова
(1965 г.); В. С. Линева (1971 г.); А. А. Богданова, В. Р. Розанцева и
А. Ю. Холодняка (1972 г.) и ряд других. Однако каждая из них дает удов-
летворительную сходимость с опытом лишь при условии, что такие парамет-
ры продукции, как вязкость, обводненность, газовый фактор, не выходят за
пределы, на которые ориентировано применение той или иной методики.
Принципиальным отличием универсальной методики подбора УЭЦН, раз-
работанной в ОКБ БН под руководством В. Н. Филиппова (1979 г.), явля-
ется возможность адаптации положенной в основу расчетной модели к лю-
237
бым конкретным условиям. Однако для настройки модели требуются данные
по скважинам, на которых УЭЦН уже многократно использовались, что
исключает возможность применения методики для подбора УЭЦН, когда
необходимая исходная информация отсутствует, а технологические параметры
скважин существенно отличаются от известных. Кроме того, оценка значений
адаптационных коэффициентов даже при наличии необходимых сведений
о работе УЭЦН в скважинах связана с преодолением значительных трудно-
стей, требует высококвалифицированных специалистов, обладающих опытом
адаптации методики к различным нефтяным залежам с помощью средних и
крупных ЭВМ, а также вручную, и может быть выполнена только ОКБ БН
на договорных началах.
ОБЪЕМНЫЕ СООТНОШЕНИЯ ФАЗ
И КИНЕМАТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПОТОКА
СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
Объемное соотношение фаз в продукции скважины характеризуется, как
известно, объемной расходной долей фазы в потоке
P4 =Q*/QC M (VI.1)
и объемной истинной ее долей
где <2ф и QCM—объемные расходы фазы и всего потока через рассматри-
ваемое сечение при существующих давлении р и температуре Т; /ф — часть
площади поперечного сечения канала, заполненного фазой при заданных р
и Т; f — площадь поперечного сечения канала.
В рассматриваемом сечении канала
приведенная скорость фазы в сечении
юф пр=<ЭФД;
истинная скорость фазы в сечении
а>ф ПР/ФФ; (VI.5)
скорость дрейфа фазы
Иф др=»ф и—WCM- (VI.6)
Из (VI.6) следует, что истинную скорость фазы в сечении / канала мож-
но определить и как
др- (VI.6)
Из (VI.5) и (VI.6') получаем выражение для истинной доли фазы в по-
токе:
Если плотность внутренней фазы больше плотности внешней, то перед
символом аУф дР в (VI.6), (VI.6') и (VI.7) должен быть знак минус. Исходя
из (VI.1), (VI.3), (VI.4), объемную расходную долю фазы в потоке можно
определить и как
Рф=Шф пр/Шсм. (VI.7')
238
Для определения типа и структуры потоков водонефтяной и водонефте-
газовой смесей надо установить первую и вторую критические скорости:
шкр1 = 0,064-569 »(ё йг )1/2, (VI.8)
Ш к р,= 0,487 ( g ^ )"2. (VI.9)
Для оценки кажущейся вязкости смеси следует определять скорость сдви-
га потока
где g=9,81 м/с2 — скорость свободного падения; рв — объемнорасходная до-
ля воды в потоке по (VI.l); dT — гидравлический диаметр;
где П— периметр поперечного сечения канала.
ТИПЫ И УСЛОВИЯ СУЩЕСТВОВАНИЯ СКВАЖИННЫХ ЭМУЛЬСИЯ
В зависимости от степени полярности внутренней и внешней фаз эмуль-
сии разделяют на Н/В и В/Н. В эмушьсии типа Н/В внешней фазой служит
полярная жидкость — вода, внутренней — неполярная — нефть; в эмульсий
типа В/Н анешней фазой служит неполярная жидкость — нефть, внутрен-
ней — полярная — вода. Двухфазные газожидкостные эмульсии могут быть
либо типа Г/В, либо Г/Н, а трехфазные — либо типа (Г+Н)/В, либо типа
(Г+'В)/Н в зависимости от того, 'какая жидкость служит внешней — вода
или нефть. Встречаются также двух- и трехфазные эмульсии, в которых кап-
ли внутренней фазы содержат капли внешней. Такие эмульсии называют
множественными.
Тип эмульсии определяет ряд важных свойств ее, и прежде всего реоло-
гические характеристики эмульсии. Эмульсии, в которых объемная доля внут-
ренней фазы находится в пределах от «0,3 до «0,8, могут представлять
собой яри не очень высоких скоростях сдвига и невысокой температуре не-
ньютоновские среды: кажущаяся вязкость их, особенно эмульсий типа В/Н
и (В-|-Г)/Н, меняется с изменением скорости сдвига, оставаясь существенно
выше вязкости внешней фазы.
При эксплуатации месторождения необходимо предвидеть, какого типа
эмульсия будет образовываться в скважине. Как правило, лишь ориентиро-
вочно можно установить границы областей существования того или иного
типа эмульсии (табл. VI. 1) в зависимости от объемной доли воды в жид-
кости рв и отношения wcwlwKV\.
Т А Б Л И Ц А VI.I
ОРИЕНТИРОВОЧНЫЕ ГРАНЯЦЫ ОБЛАСГЕЙ СУЩЕСГВОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНОЙ
И ВОДОНЕФТЕГАЗОВОЙ ЭМУЛЬСИЙ В ВЕРТИКАЛЬНО ПОДНИМАЮЩЕМСЯ ПОТОКЕ
Вв < 0,5
* СМ<Ш КР 1
Н/В
(н + п/в
шсм > шкр,
В/Н
(в + п/н
9в > °-5
Н/В
(Н + Г/В
Действительная объемная доля воды в эмульсии, которая разграничи-
вает области существования эмульсий типов В/Н и Н/В, а тем более типов
(В+Г)/Н и (Н + П/В, может существенно отличаться от указанной
в табл. VI.1 как в меньшую, так и в большую сторону в зависимости от вида
и количества эмульгаторов в потоке, вязкости нефти и воды, гидрофильности
239
или гидрофобности стенок и гидравлического радиуса канала, по которому
течет эмульсия, от характера механического воздействия на поток, наличия
свободного газа и его количества в потоке, от температуры потока и ряда
других факторов. Ввиду того, что значение каждого из перечисленных фак-
торов, в том числе скорости смеси, может меняться на отдельных участках
пути продукции, критическая обводненность жидкости рв на различных уча-
стках может быть также неодинаковой. Поэтому на различных участках пути
продукции при эксплуатации конкретной скважины на установившемся ре-
жиме возможно наличие различных типов эмульсии. Более надежные сведе-
ния о границе перехода одного типа эмульсии в другой в потоке скважинной
продукции можно получить лишь путем анализа опыта эксплуатации той
скважины, где предполагается применить УЭЦН.
СТРУКТУРНЫЕ ФОРМЫ ПОТОКА ПРОДУКЦИИ
НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ
Большинство специалистов по гидродинамике дисперсных сред сходится
на том, что при расчете течения их в каналах необходимо учитывать струк-
туру потока, т. е. характер взаимного расположения фаз в представительном
объеме дисперсной среды.
Применительно к теории выбора УЭЦН принята следующая упрощенная
классификация структурных форм водонефтяного, нефтегазового и водонеф-
тегазового потоков скважинной продукции.
Двухфазный водонефтяной поток
Такого вида поток существует в скважине при давлении р не меньше
давления насыщения рНас жидкости газом, т. е. р^рНас- Для потока харак-
терны две основные структурные формы:
капельная, когда диспергированная фаза в виде отдельных капель оваль-
ной и неправильной формы сравнительно больших размеров (средний диа-
метр 0,5—2 см) распределена во внешней, непрерывной;
эмульсионная, когда диспергированная фаза в эмульсии представлена
практически сферическими капельками малого диаметра порядка 10~в —
Ю-3 м.
К параметрам, разграничивающим область существования названных
форм, относится вторая критическая скорость потока смеси, определяемая по
(VI.9). Нри WCH<WKV2 поток имеет капельную структуру, при шс м>шКр2 —
эмульсионную.
Двухфазный нефтегазовый поток
Такого вида поток существует при давлении р меньше давления насы-
щения рнас жидкости попутным газом, т. е. когда /?<рНас, Рв = 0.
Для потока характерны две основные структурные формы:
пузырьковая (ее называют также эмульсионной), когда газовая фаза по
всему объему потока распределена в жидкой в виде отдельных пузырьков
малого размера;
снарядная (ее называют также пробковой, четочной), когда основная
масса газовой фазы в потоке сосредоточена в пузырях крупных размеров,
соизмеримых по диаметру с диаметром канала.
К основным параметрам, определяющим существование названных форм '
газонефтяного потока в эксплуатационной колонне и в колонне НКТ отно-
сятся истинная доля газовой фазы фг в потоке и абсолютное давление р
в нем. Пузырьковая форма наблюдается, если фг <0,65 или р^7-105 Па;
снарядная — при <рг ^0,65 и р<7- 105 Па.
1 Стержневая (дисперсно-кольцемя, пленочная) форма газожидкосгного потока »
нефтяных скважинах, эксплуатируемых установками погружных электронасосов, пока
никем не зафиксирована.
240
Трехфазный водонефтегазовый поток
Такого вида поток существует при давлении р меньше давления насы-
щения рнас жидкости попутным газом, т. е. когда р<рЯа.с, |Зв>0. Из боль-
шого разнообразия структурных форм наиболее характерными для во-
донефтегазового потока при эксплуатации нефтяных скважин погружными
центробежными насосами можно считать: капельно-пузырьковую, эмульсион-
но-пузырьковую и эмульсионно-снарядную.
При капельно-пузырьковой форме
одна из жидкостей — нефть или во-
да — является внешней фазой, другая
жидкость, а также свободный газ —
внутренними, диспергированными фа-
зами. При этом капли диспергирован-
ной жидкости имеют размеры 0,5—
2 см, а пузырьки порядка 10~~6—
10~s и. Если дисперсная среда отно-
сится к типу (В + Г)/Н, то средний
размер пузырьков ближе к нижнему
пределу, если она относится к типу
(Н+Г)/В —то к верхнему.
Эмульсионно-пузырьковая форма
потока представляет собой тонкодис-
персную эмульсию одной из жидкостей
и свободного газа в другой. При этом
диаметр капелек диспергированной
жидкости измеряется единицами —
десятками, а диаметр газовых пу-
зырьков — десятками — сотнями микро-
метров.
При эмульсионно-снарядной фор-
ме потока диспергированная жид-
кость распределена во внешней так-
же в виде капелек очень малого диа-
метра— не более 100 мкм, а свобод-
ный газ — в виде крупных пузырей
диаметром, близким к диаметру тру-
бы, и длиной от одного до десят-
ков и даже сотен диаметров
трубы.
Основными параметрами, опреде-
ляющими структуру водонефтегазово-
го потока, можно также считать сред-
нюю скорость смеси, истинную долю
свободного газа и абсолютное давле-
ние в потоке (табл. VI.2).
Для облегчения идентификации
структурных форм и типов потока
скважинной продукции в вертикаль-
ной колонне труб приведена карта
в координатах: расходная объемная
доля воды рв в жидкой части про-
дукции— параметр WCM=/V gdr (рис.
Линия Б раздела областей 2 и 3
при Рв^0,5 соответствует уравнению
(VI.8); линия А раздела областей /
и 2, а также областей 4 и 3 при £ в >
>0,5 — уравнению (VI.9).
Рис. VI.1. Карта структурных
форм водонефтяного и водонефте-
газового потоков в колонне подъ-
емных труб и в_стволе скважины.
/-a>CH5iO,487 V gDT, Рвж<3 -5:
эмульсионная структура водонефтяно-
го потока типа В/Н; эмульсионно-пу-
зырьковая структура водонефтегазово-
го потока типа (В+П/Н, если epr ^
•^0,65 или р ^ 7 МПа; эмуль-
сионно-снарядная структура водонеф-
тегазового потока типа (В+Г)/Н, если
при р ^ 7 МПа;
0,064-5брвж<1»см<0,487
капельная структура водо-
нефтяного потока типа В/Н;. капельно-
пузырьковая структура водонефтегазо-
вого потока типа (В + Г)/Н;
3 — w ^0,064-563 у gD при р ^
< 0,5, о>см < 0,487 V~Wr "I™ Эвж > 0 >5:
капельная структура водонефтяного
потока типа Н/В; капельно-пузырько-
вая структура водонефтегазового по-
тока типа (Н+Г)УВ;
4 — wctl^0,487VgDr при Эв щ>0,5:
эмульсионная структура водонефтяно-
го потока типа Н/В; эмульсионно-пу-
МПа; эмуль-
структура водонеф-
^ 0,65 или
сионно-снарядная
тегазового потока типа (Н+П/В, если
<рг ^0,65 при Р^ 7 МПа.
241
ТАБЛИЦА VI.2
ОБЛАСТИ СУЩЕСТВОВАНИЯ ОСНОВНЫХ СТРУКТУРНЫХ ФОРМ ВОДОНЕФТЕГАЗОВОГО
ПОТОКА В ВЕРТИКАЛЬНОЙ КОЛОННЕ ТРУБ
Структура
Капельно-пузырьковая
Эмульсионно-пузырькова я
Эмульсионно-снарядная
Границы существоэания
Wcu<wm, ?г <0,65 или р ^ 7 106, Па
И'смЗг^'крг. ?г <0,65 или/>^з7105, Па
о'см>а)крг. <fr^0,65 и /?<7 10>, Па
КОЭФФИЦИЕНТ СЕПАРАЦИИ СВОБОДНОГО ГАЗА
ИЗ ГАЗОЖИДКОСТНОЯ СМЕСИ
При заборе насосом газожидкостной смеси (ГЖС) из кольцевого про-
странства между всасывающей сеткой насоса и эксплуатационной колонной
скважины в первое рабочее колесо насоса вместе с откачиваемой жидкостью
попадает не весь свободный газ, содержащийся в ней непосредственно перед
всасывающей сеткой насоса; часть газа, селарируясь из ГЖС, проходит мимо
рабочих органов насоса и через межтрубное пространство поступает в вы-
кидную линию. Количество отсепарированного газа
QPC=*cQrBi, (VI.12)
где Qr в: — расход свободного газа (м3/с) через кольцевое пространство до
сепарации газа (Qr с и Qr вх принимаются при давлении и температуре перед
всасывающей сеткой насоса); kc — коэффициент сепарации;
ftc=l— ( I —*c,x) ( l — fccrc), (VI.13)
где kc щ — коэффициент сепарации газа при переходе откачиваемой продук-
ции из кольцевого пространства скважины во всасывающую камеру насоса;
kc гс — коэффициент сепарации за счет работы газосепаратора, если такой
установлен между всасывающей камерой насоса и первым его рабочим ко-
лесом;
*свх = 0,52шжпр '
1 +
1 + и>глр(1-0,Щг „)
где Фжпр — приведенная скорость жидкости, м/с; wr д р — скорость дрейфа,
м/с; рг si — объемно-расходная доля свободного газа в зазоре между стен-
кой скважины и всасывающей сеткой насоса. Для зазора в виде концентри-
ческого кольца
Эж су [Рв су + М 1 — Звсу) ]
(</•«-d»c)B/4 ' ( V L
где Qm су — объемный дебит жидкости скважины при стандартных условиях,
м3/с; рв су — объемно-расходная доля воды в добываемой жидкости, приве-
денной к стандартным условиям. Согласно (VI. 1),
Ув су Ув су
bB — объемный коэффициент нефти при давлении и температуре у входа
в насос; d3K — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; dc — на-
ружный диаметр всасывающей сетки насоса, м.
Группа насоса 5 5А 6 6А
Наружный диаметр всасывающей
сетки насоса, м 0,092 0,103 0,114 0,114
242
Значение wr д р зависит от объемно-расходной доли воды перед входом
продукции в насос:
(VI. 15)
\+Ь
\Рвсу I
аигдр принимается равным 0,02 м/с при 0В BI <0,5 и 0,17 м/с при 0В Вх>0,5.
Объемно-расходная доля свободного газа Рг вх определяется, согласно
(VI.1), как отношение объемного расхода свободного газа к объемному рас-
ходу газожидкостной смеси перед входом в насос.
Для оценки значения ke гс можно пользоваться пока только следующей
ориентировочной рекомендацией:
___ /0,6, если рВ вх<0.5,
С Г С =::: 10,8, если р в в х > 0,5.
Очевидно, что при отсутствии газосепаратора перед первым рабочим ко-
лесом насоса следует в (VI.13) принять kc rc=0.
РАВНОВЕСНОЕ И НЕРАВНОВЕСНОЕ ДАВЛЕНИЯ
НАСЫЩЕНИЯ ЖИДКОСТИ НЕФТЯНЫМ ГАЗОМ,
КОЭФФИЦИЕНТ ФАЗОВОЙ РАВНОВЕСНОСТИ
ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ
Равновесным давлением насыщения жидкости нефтяным (попутным) га-
зом называют, как известно, давление рНас, при котором этот газ и жид-
кость находятся в фазовом равновесии при заданной температуре. Действи-
тельное давление насыщения ра нас жидкости нефтяным газом на различных
участках пути скважинной продукции может отличаться от равновесного
вследствие: запаздывания фазопревращения в потоке из-за высокой скорости
течения продукции, например, в каналах рабочих органов центробежного
насоса; сепарации части свободного газа из продукции перед входом ее
в насос; отличия температуры потока в рассматриваемом сечении от той, при
которой определено равновесное давление насыщения. Если принять, что тем-
пература потока в рассматриваемом сечелии канала мало отличается от тем-
пературы определения давления насыщения рВв.с, то к основным причинам
отличия рд нас от jt?Hac относятся первая и вторая из упомянутых. Степень
отклонения действительного давления насыщения жидкости нефтяным газом
в потоке продукции скважины от равновесного можно оценить с помощью
коэффициента фазовой равновесности йф, который представляет собой отно-
шение количества газа, растворенного в жидкости при заданных термодина-
мических условиях в рассматриваемом сечении потока, к тому количеству
его, которое способно раствориться в ней при достижении фазового равно-
весия в ГЖС при тех же р и Т.
На основании анализа рабочих характеристик центробежных электрона-
сосов, перекачивающих нефтегазовые смеси, и специальных опытов ' можно
предложить следующие рекомендации для приблизительной оценки значений
£ф для различных условий движения скважинной продукции.
При движении продукции в эксплуатационной колонне и в колонне НКТ
ввиду сравнительно малой скорости потока при эксплуатации скважин уста-
новками погружных центробежных электронасосов можно принять &ф=1
независимо от вида жидкости в ГЖС; при течении продукции в межлопаточ-
ных каналах насоса
йф„=0,9, йф в =0,1, (VI.16)
где h i — коэффициент фазовой равновесности для ГЖС типа Г/Н и (Г+.
+1В)/Н, внешняя фаза в которых нефть; АфВ— то же для ГЖС типа Г/В
и (T-J-HJ/B, внешняя фаза в которых — вода.
1 Опыты по оценке Кф были выполнены В. И. Игревским под руководством автора,
243
СИСТЕМА СКВАЖИНА-УСТАНОВКА ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА
И ХАРАКТЕРИСТИКА ЕЕ ЭЛЕМЕНТОВ
Путь, который проходит продукция скважины за счет энергии насоса,
целесообразно разделить на следующие участки (рис. VI.2) АВ — пласт — от
контура дренируемой скважиной части пласта до фильтра скважины; CD —
эксплуатационная колонна — от кровли пласта до основания двигателя мо-
тор-насосного агрегата; DE — зазор между эксплуатационной колонной сква-
жины и электроприводом насоса; FG — насос — от входного сечения насоса,
совпадающего практически с верхним краем всасывающей сетки его, до вы-
ходного сечения насоса, за которое принимаем верхний торец ловильной го-
ловки насоса; GH — колонна подъемных труб — от выходного сечения насо-
са до устьевого сечения колонны НКТ; JK—выкидная линия скважины — от
устьевого сечения колонны подъемных труб до установки для измерения
дебита скважины '. Если на пути от
устьевого сечения колонны подъем-
ных труб до замерной установки
имеется штуцер для регулирования
режима работы системы скважина —
насос, устанавливаемый обычно в
начале выкидной линии, то появля-
ется участок пути продукции IJ от
входа в штуцер до выхода из него.
Дв и же н и е п р о д у к ц и и в
п л а с т е происходит при практиче-
ски неизменных температуре и фи-
зико-химических свойствах фаз;
Рпл— р3а6 = а<Эж cy+6Q2H< су, (VI. 17)
где Рпл — пластовое давление, т. е.
среднее давление в пласте на кон-
туре влияния скважины; р3ао — за-
бойное давление, т. е. давление в ство-
8 9 10 11 12 13 14 15
• Н И.
17
Рис. VI.2. Размещение оборудования
при эксплуатации скважины при. по-
мощи электронасоса.
/ _ дренируемый пласт; 2 — эксплуатаци-
онная колонна; 3 — погружной электро-
двигатель (ПЭД) с гидрозащитой; 4 —
всасывающая сетка насоса; 5 — насос; 6 —
колонна НКТ; 7 —трансформатор. S —
станция управления; 9 — кабель; 10 -г ма-
нометр для измерения давления Р м т р в
межтрубном пространстве; // — манометр
для измерения давления р у в устьевом
сечении колонны подъемных труб и дав-
ления перед устьевым штуцером;
12 — устьевой штуцер; 13 — манометр для
измерения давления в выкидной линии
скважины за устьевым штуцером; 14 —
клапан, предотвращающий слив жидкости
из выкидной линии в межтрубное прост-
ранство; 15 — выкидная линия; 16 — ем-
кость для измерения дебита скважины;
/7 — манометр для измерения давления
над зеркалом жидкости в емкости 16.
I — поверхность раздела жидкости и га-
за в емкости 16; II — поверхность раздела
жидкости и газа в стволе скважины при
эксплуатации ее на установившемся ре-
жиме.
А — граница влияния скважины; В — внут-
ренняя поверхность забойного фильтра
эксплуатационной колонны; С — сечение
эксплуатационной колонны поверхностью
раздела дренируемого пласта и его кров-
ли; D, Е — нормальные сечения эксплуа-
тационной колонны плоскостями, проходя-
щими через начало и конец зазора между
ПЭД и эксплуатационной колонной; F —
нормальное сечение скважины плоскостью,
проходящей через верхний край всасыва-
ющей сетки насоса; О — сечение колонны
подъемных труб плоскостью, проходящей
через торец ловильной головки насоса;
И — устьевое сечение колонны подъемных
труб; /, / — сечения выкидной линии
скважины перед штуцером и за ним; К —
сечение выкидной линии в месте присое-
динения ее к емкости 16.
Участки движения жидкости: АВ — пласт;
СД — эксплуатационная колонна; ЛЕ—
зазор между эксплуатационной колонной
и ПЭД; FO — насос; СЯ —колонна подъ-
емных труб; /У —штуцер; //С —выкидная
1 В работе условно принято, что сечение устья и оси начала выкидной линии и
устьевого штуцера лежат в одной плоскости.
244
ле скважины на отметке кровли пласта; Qm с у — дебит жидкости из скважины,
приведенный к стандартным условиям; a, b — коэффициенты, определяемые
при исследовании на приток. При линейной связи между Ар=р„а—р3а« и
Qm су Qn су = Я(Рпл —Рзаб), (VI.17')
где К — коэффициент продуктивности скважины.
В э к с п л у а т а ц и о н н о й к о л о н н е с к в а жи н ы физико-химиче-
ские свойства фаз вследствие постепенного снижения давления и температуры
по направлению движения потока непрерывно меняются и особенно на участ-
ке, где давление меньше давления насыщения жидкости газом; процесс выде-
ления растворенного в жидкости газа можно считать практически равновес-
ным, Аф=1; сепарации свободного газа из продукции не происходит, &с=0;
действительное давление насыщения жидкости нефтяным газом практически
равно равновесному, рДНас=Рнас; газовая фаза распределена в жидкости
всегда в виде мелких пузырьков, а внутренняя жидкость во внешней, как
правило, в виде капель сравнительно крупного размера, т. е. двухфазные по-
токи имеют пузырьковую или капельную структуру, а трехфазные — капельно-
пузырьковую. Вязкость потока определяется вязкостью жидкости, являю-
щейся внешней фазой в потоке. Потерями давления на гидравлическое трение
и на изменение кинетической энергии потока в эксплуатационной колонне
практически всегда можно пренебречь.
В з а з о р е ме жд у э к с п л у а т а ц и о н н о й к о л о н н о й с к в а жи-
ны и п о г р у жн ым э л е к т р о д в и г а т е л е м физико-химические свой-
ства продукции остаются практически неизменными ввиду небольшой длины
этого участка, соответствующими средней температуре- и среднему давлению
в зазоре. Потерями давления на гидравлическое трение и на изменение ки-
нетической энергии по той же причине всегда можно пренебречь.
В н а с о с е движение продукции скважины характеризуется непрерыв-
ным возрастанием давления и температуры в потоке, вследствие чего физико-
химические свойства фаз потока непрерывно меняются и особенно на той
части пути, где давление ниже давления насыщения жидкости газом. При
расчете параметров потока в насосе процесс растворения газовой фазы в жид-
кости по мере продвижения продукции от входа в насос к выходу из него
практически всегда неравновесный, т. е. всегда £фН<1 и £фВ<1; коэффи-
циент сепарации обычно больше нуля: kc>0, хотя иногда может быть и рав-
ным нулю; действительное давление насыщения жидкости газом может быть
меньше, больше и равно равновесному в зависимости от сочетания значений
kc и кф. При Аф, существенно меньшем единицы, а кс, близком к нулю;
Рл нас>Ряас; при £ф, близком к единице, a kc, существенно большем нуля,
Рдяас</'нас; при определенном сочетании значений £ф и kc возможно
Рднас =Рнас Структура двухфазного и трехфазного потоков в каналах на-
соса всегда характеризуется высокой степенью дисперсности внутренней фа-
зы (внутренних фаз), т. е. для двухфазных потоков она пузырьковая или
эмульсионная, для трехфазных — эмульсионно-пузырьковая. Ввиду высокой
скорости сдвига (у i=3 1000 с-1) движущаяся в каналах насоса среда пред-
ставляет собой практически ньютоновскую жидкость.
В к о л о н н е НКТ продукция скважины движется, как и в эксплуата-
ционной колонне, при непрерывном снижении давления и температуры, а сле-
довательно, при непрерывном изменении физико-химических свойств фаз —
особенно на части пути, где р<ря нас Благодаря тому что на основной ча-
сти пути средняя скорость потока в колонне подъемных труб невелика, про-
цесс выделения растворенного в жидкости газа в свободное состояние можно
приближенно принять равновесным и £ф=1. Значение же kc. следует при-
нять таким же, как и при движении продукции через насос, т. е. по (VI. 13),
полагая Ьк и (5Г вх в ней соответствующими давлению и температуре у входа
в насос. В связи с тем, что для колонны НКТ всегда кф—\, a kc обычно
больше 0, действительное давление насыщения жидкости газом, как правило,
меньше равновесного. При kc=0 может быть рд Яас=Рнас Структурные фор-
мы потока в колонне НКТ отличаются наибольшим разнообразием, а в рео-
логическом отношении движущаяся в ней среда ведет себя часто как ненью-
245
тоновская. При расчете градиента давления изменением кинетической энергии
потока, как правило, можно пренебречь, а потери гидравлического трения
необходимо учитывать.
Вык и д н а я л и ни я с к в а жи н ы характеризуется тем, что разность
давлений на ее концах сравнительно небольшая независимо от дебита жид-
кости скважины и определяется в основном давлением в замерной установке
и разностью геометрических отметок уровня жидкости в ней и устья сква-
жины. По этой причине давление в начале выкидной линии или давление
в устьевом сечении колонны НКТ рекомендуется принимать по опыту эксплуа-
тации скважины в предыдущий период, если только давление в системе
нефтеводогазосбора осталось неизменным или равным давлению в начале
выкидной линии соседней скважины с примерно одинаковым дебитом и под-
ключенной к той же замерной установке, что и рассматриваемая. Для
промыслов, расположенных на равнине, давление на устье скважины может
быть принято приблизительно равным давлению в замерной установке.
В шт у ц е р е течение характеризуется: тонкодисперсностью струк-
туры и ньютоновским характером ее благодаря высокой скорости потока и
малому диаметру отверстия штуцера; двумя режимами движения продук-
ции— докритическим, когда скорость истечения меньше скорости звука в про-
дукции, и критическим, когда скорость истечения равна критической; резким
снижением давления на малой длине.
ТЕМПЕРАТУРА ПОТОКА НА РАЗЛИЧНЫХ УЧАСТКАХ
ПУТИ ДВИЖЕНИЯ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИНЫ
При движении продукции в пласте температура потока остается прак-
тически неизменной, равной температуре пласта 7"Пл в зоне расположения
скважины. В стволе скважины, так же как и в колонне НКТ, температура
потока непрерывно снижается в основном вследствие отдачи тепла в окру-
жающие скважину горные породы, а также охлаждения потока при переходе
газа из растворенного состояния в свободное и расширения его по мере
снижения давления в потоке. На пути движения продукции в зазоре между
двигателем и эксплуатационной колонной, а также через насос темпера-
тура продукции возрастает за счет нагрева ее теплом, выделяющимся двига-
телем и насосом в результате неполного преобразования подводимой к дви-
гателю энергии в полезную работу.
Температура потока в любом сечении между кровлей пласта и основа-
нием двигателя насоса (приблизительная)
0,0034 + 0.79Г cos 9
Гэк = 7"пл - ( £ к л - ^ ^ ,,20d26,7) ; (VI. 18)
Ч Ж CV ' ( ЭК
10
средняя температура потока в зазоре между ПЭД и эксплуатационной ко-
лонной
0,0034+ 0.79Г cos 9
средняя температура продукции в насосе
0,0034 + 0,79Гсо5 9 gH / 1 0,5
*) + (
10
температура потока в любом сечении колонны подъемных труб
Т - т -IT 0,0034+ 0,79Г cos 9
*«т — 'пл (^кп ^-вых)
246
0,0С34+0,79Г cos 8
)
0.
10
где Z.Kn, LBHI, I — расстояния соответственно от устья скважины до кровли
пласта, ловильной головки насоса и рассматриваемого сечения в стволе сква-
жины или в колонне подъемных труб, м; Г — средний геотермический гра-
диент скважины, градус/м;
Тал и 7"н о — температура горных пород на отметке залегания кровли пласта
и нейтрального слоя (для нефтяных месторождений Коми АССР 7*H c =
= 276,5—277; Западной Сибири 276—280; Пермской области, Башкирии, Та-
тарии и Куйбышевской области — 278—280,5, Белоруссии =«282; Краснодар-
ского края и Чечено-Ингушской АССР 286—287; Азербайджана, Казахстана
и Средней Азии 285—293 К); Lai — расстояние от поверхности Земли до
нейтрального слоя горных пород (для перечисленных районов LB с=к25 м);
d3 к, dm — внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины и ко-
лонны подъемных труб соответственно, м; 9 — средний угол между осью
ствола скважины и вертикалью, градусы; QK су— дебит жидкости из сква-
жины, приведенный к стандартным условиям, ма/с; с — массовая теплоем-
кость откачиваемой из скважины продукции (VI.77), Дж/(кг-К); т\Л — к.п.д.
электродвигателя с гидрозащитой при работе в скважине; Н — напор, разви-
ваемый насосом, м; т)н — к. п. д. насосного узла погружного агрегата при
работе в скважине; g — ускорение свободного падения; £=9,81 м/с2.
Значения г|д, г\ш к Н определяют в результате расчетов параметров
работы ПЭД и насоса, выбранных для эксплуатации скважины на заданном
режиме. В предварительных расчетах температур по (VI.19)—(VI.21) поль-
зуются ориентировочными значениями названных величин. Ориентировочное
значение г\я можно определить по уравнению
£у (VI.23)
где QH< су — дебит жидкости скважины при стандартных условиях, м'/с
К. п. д. насоса можно установить исходя из паспортного номинального
к. п. д. насоса т)н п:
0,71QHn (VI.24)
и значения параметра
Ь1
* пл
учитывающего вязкость откачиваемой продукции. Если 5^47950, то
TiH=0,85tiH п, (VI.26)
или
т)*н*0,Зт)н n (l g В—1,82), (VI.27)
где Qe п — номинальная подача насоса по паспортной характеристике, м3/с
(за QH П принимаем подачу, равную или ближайшую большую из ряда зна-
чений номинальных подач УЭЦН, которые могут быть спущены в скважину
с заданным диаметром эксплуатационной колонны для отбора из нее задан-
ного дебита Qm су); <в — частота вращения вала насоса, 1/с; со=яп/ЗО; п—
номинальная частота вращения вала насоса, об/мин; р ж пл — средняя плот-
ность продукции, движущейся в межлопаточных каналах насоса, кг/м3; ори-
ентировочно принимаем ее равной плотности жидкости при давлении насы-
щения нефти газом и температуре пласта:
Рн су + ?г су/"н нас + Рв су Рв су/(1 Рв су) .
Рж пл = и лГа /(1 _ о \ ' ( V I - 2 8'
ин нас т рв су/ (1 рв су)
247
Цж пл — среднее значение кажущейся вязкости продукции в насосе, Па-с.
Напор Н насоса в (VI.19) — (V.21) с достаточным приближением можно
принять по формуле ОКБ БН
1 / 3 / ч'
H* = L m - - ( Aa 6 -/» y ) - 1 6 0 i r H H a c ( l - p B C y ) ( 1 - 1/ Jl "
(VI.29)
где Гв аас — газовый фактор по нефти, мэ/м3; р3аб и р у — соответственно дав-
ление в стволе скважины на отметке кровли пласта, т. е. забойное давление,
и давление в устьевом сечении колонны подъемных труб, Па; рВас— рав-
новесное давление насыщения нефти газом, Па; LKa — расстояние от устья
до кровли пласта по вертикали, м; d — внутренний диаметр НКТ, м; |5В су—
объемно-расходная доля воды в добываемой из скважины жидкости при
стандартных условиях.
НЕКОТОРЫЕ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФАЗ
И ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ
При оценке теплофизических свойств отдельных фаз и продукции сква-
жины в целом при подборе УЭЦН по предлагаемой методике рекомендуется
пользоваться следующими определениями и формулами, поскольку общепри-
нятых рекомендаций, как правило, не имеется.
Объемное количество нефтяного газа, растворенного при давлении р и
температуре Т в единице объема сепарированной при стандартных условиях
нефти до состояния фазового равновесия и приведенного к стандартным
условиям, будем определять по эмпирическому уравнению (м3/м3):
при
Гн = щр\ (VI.30)
при р^рнао — по уравнению
Гннас = « А (VI.30')
При движении продукции скважин через насос и по колонне НКТ в ус-
ловиях неравновесного массообмена объемное количество газа, растворенного
в нефти при давлении, меньшем давления насыщения, можно определить по
уравнению
Л, = тг [/£ + *Ф„(/г - /Ч1 • <VI-31)
где рвх — давление в скважине перед входом продукции в насос; /пг, пг—
экспериментальные коэффициенты, определяемые обработкой данных иссле-
дования пробы пластовой нефти; при отсутствии результатов исследования
пластовой нефти значения тТ и пг можно определить обработкой кривой
Гв=Га(р), которая должна быть предварительно рассчитана по формуле
Гв=Гввлс-Гв ев, (VI.32)
где Гннао—количество газа, растворенного в нефти при температуре Т и
давлении насыщения рн, приведенное к стандартным условиям, м3/м3; Гв ев—
количество газа, выделившегося из нефти при р<ряас и той же температуре,
приведенное к стандартным условиям, м3/м3.
Значение Гя ев можно приближенно установить по формуле К. Б. Аши-
рова и В. Л. Данилова
m = 29• 10-3рн суАг — 0,0231,
й = 5,785— рн су\ Ю-3 [4,5 — 0,00354(7"— 293)],
248
где Го — газовый фактор однократного разгазирования нефти при стандарт-
ных условиях (/\|=/"ннае), м3/м3; рясу — плотность дегазированной нефти
при СУ, кг/м3; Дг — относительная плотность газа (по воздуху); Т—темпе-
ратура, К; Рт—текущее давление при температуре Г; рНао т — равновесное
давление насыщения нефти газом при температуре Т. Значение рЯас т при
температуре Т, которая может отличаться от пластовой и определяется по
формуле М. Д. Штофа, Ю. Н. Белова и В. П. Прончука
Гпл-7-
0,753?,, c v
где рвас — равновесное давление насыщения нефти газом при температуре
пласта, МПа; Тал и Т — пластовая и заданная температуры, К; Ус, и Уц2 —
объемные доли метана и азота в попутном газе при СУ.
Объемное количество попутного газа, растворенного при р и Т в единице
объема попутной воды до состояния фазового равновесия, приведенное к стан-
дартным условиям:
при р<рнас
Гв=а.гр; (VI.33)
при р^грнас
Гв нас=агРнао (VI.34)
Объемное количество попутного газа, растворенного при р<рд нас в еди-
нице объема попутной воды, когда фазовое равновесие в потоке не имеет
места,
(р—pBi)], (VI.35)
где аг — среднее значение коэффициента растворимости попутного газа в во-
де при заданной температуре; значение аг определяется по газовому факто-
ру Гв нас пластовой воды и давлению насыщения рЯас из (VI.34). Если
Гв нас для данной скважины неизвестно, можно приближенно принять а г =
= 15-10-8 м3/(м3-Па).
Действительное давление насыщения жидкости' в продукции скважины
находят решением уравнения относительно рд нас
"г . Й-Иаг3зсу U—*с) „ „ „
ДНЭС V M l b ) й « = кф ( Р ^ - P D + Рг +
«гЗвсу Г1 — fe Афв I
+ „ ,) _'. ) -J— (Лас- рт) + Г" Лх ' (VI.36)
% U prey/ L кфн к ф и J
Объемный коэффициент нефти, т. е. отношение объема нефти с раство-
ренным в ней газом при заданных р и Т к объему, который занимает та же
нефть, но сепарированная при СУ, при равновесном массообмене между
нефтью и попутным газом
6н = т„р"в, если p<Ai a c (VI.37)
bH,ac = mapnJ>c, если р^яр1ЛС; (VI.37')
при неравновесном массообмене
'Принято, что давления насыщения нефти и попутной воды попутным газом оди-
наковы.
249
Ьн = тв[рп£ +*фн (/Л-/>""„)], если /></>днас, (VI.38)
Ъвнас = ГПВ [/>"» + * ф н ( Л с -/>"<")] е с л н Р2*Рянас (VI.38')
где ть, пь — эмпирические постоянные, определяемые в результате обработки
данных исследования пластовой нефти по стандартной методике; при отсут-
ствии необходимых экспериментальных материалов приближенно ть и пь
можно найти обработкой кривой bB=bB(p), рассчитанной предварительно по
формуле И. И. Дунюшкина, Е. М. Константинович, В. П. Павленко.
&в =1+ЛГнн«е+ан,(Г—293)— 6,5-10-4Риас, (VI.39)
где
Я=10-*[4,3(Ч-О,858рг су-\-5,2 10-»Гп нас(1—1,5-10-3Л, нас)— 3,5X
ХЮ-9р„оу], (VI.40)
10- s (3,083 — 2,638-10-Зрн с у ),
780 < рн с у < 860;
a>iT== 10-3 (2,513— 1,975- Ю-а рн с у ), * '
8 6 0 <р н с у <9 6 0,
где рнас — равновесное давление насыщения нефти, МПа; рн су и рг су —
плотность дегазированной нефти и попутного газа при стандартных усло-
виях, кг/м3; Т — температура нефти, К; -Гн нас — количество растворенного
в нефти газа при рНас и Т, приведенное к стандартным условиям, м3/м3.
Плотность нефти, насыщенной растворенным газом,
т р
р н = ~1^7i Тт—7^7' е с л и р<Ря» ( V I 4 2 )
I1 ( Т)
р
Рннас= -7Г-Г -—=. Г—, если р^рн^, (WAV)
•Рнас ' т ^ п л — ' •"
где ан т — коэффициент температурного расширения нефти (по VI.41'),
1/градус; Гпл и Т — температура нефти в пластовых условиях и в рассма-
триваемом сечении потока, К; "i p. лр—коэффициенты, определяемые обра-
боткой данных исследования глубинной пробы нефти при пластовой темпе-
ратуре; при отсутствии необходимх экспериментальных материалов прибли-
женные значения /ир и nf можно найти обработкой кривой рн=Рн (р), пред-
варительно рассчитанной по формуле
?н= "^"(Рнсу
где 6Н — объемный коэффициент нефти при заданной температуре
потока и текущем давлении насыщения нефти газом, меньшем или равном
давлению насыщения нефти при пластовой температуре, определяемый по
(VI.39)-(VI.41).
Плотность воды будем определять, пренебрегая давлением, по формуле
Р в ~ 1 + 10-4(Г — 273)[0,269(Г — 273)°.•" — 0.8J ' lvl.44j
где рво — плотность воды при нормальных условиях; Г — температура во-
ды, К.
1 а н т можно найти также по (VI.83).
Плотность попутного свободного газа при нормальных рг о или стандарт-
ных рг сУ условиях задается исходными данными или при известном ком-
понентном составе определяется по формулам
pr o=Afr /22,414, (VI.45)
pr C7 =Mr/24,055, (VI.46)
где Afr — молекулярная масса нефтяного (попутного) газа, равная сумме
произведений молекулярной массы каждого t-ro компонента на объемную
долю его в смеси л компонентов;
я
Afr = 2 •№#«)• (VI.47)
Относительную плотность попутного газа по воздуху также или задаем
по исходным данным, или определяем по формуле
Ar=pr/p8=Afr/28,98. (VI.48)
Плотность нефтяного (попутного) газа при давлении р и температуре Г
Р г = Р г с У ^ -, (VL49)
где z — коэффициент сжимаемости газа при заданных р и Т.
Z=ZyfHf/y + H+ZaJ/a, (VI.50)
где Zy+и и </у+н — коэффициент сжимаемости и объемная доля в газе смеси
углеводородных и неуглеводородных газов, кроме азота; za и у& — коэффи-
циент сжимаемости азота и объемная доля его в газе.
Значение zy + H рекомендуется вычислять по аппроксимационным фор-
мулам:
при 0<р„р<3,8 и 1,7<7"Пр<2-
Т lo,73 - °'1 3 5 ) + Т
' пр
при 0<рПр<1,45 и 1,05<ГПр<1,17
н=1 — 0,23/?пр— (1,88— 1,67'„р)р2пр;
при 1,45<рПр<4 и 1,05<Гпр<1,17
(6,05Гпр-6,25)
* пр
где рПр и ГПр — приведенные давление и температура смеси углеводородных
и небольшого (до=&5%) количества неуг/еворородных (без азота) газов;
р
РпР = 105(46,9 —2,06Д2 у + н ) > (VI •ЪТ)
Т
7" н' (VI.53)
где р и Т — давление (в Па) и температура (в К), при которых находится
свободный газ; Ау+Н — относительная плотность смеси углеводородных и не-
углеводородных (кроме азота) газов, которую можно определить по отно-
сительной плотности (по воздуху) Дг всего газа при стандартных условиях,
Ду+н= !_ у а , (VI.54)
где Да=0,970 — относительная (по воздуху) плотность азота при стандарт-
ных условиях; г/а — объемная доля азота в газе при стандартных условиях.
251
Значение za в интервале температур 7"=280—380 К и давлений р=
=0—20 МПа можно определить по аппроксимационной формуле
г а = 1 + 0,564.10-10(Г — 273) «.'У^/^ - е т з. (VI.55)
Средняя плотность водонефтегазовой смеси
Рсм=Рнфн+Рвфв+Ргфг, (VI.56)
где рв, р„, рг — соответственно плотность нефти, воды и свободного газа при
заданных р и Т в потоке, кг/м3; фн, фв, фг — соответственно истинные объ-
емные доли нефти, воды и газа в нем.
Полагая в (VI.56) фг =0, получим формулу для оценки средней плотно-
сти водонефтяной смеси; соответственно для смесей нефтегазовой или водо-
газовой надо принять фв =0 или фн = 0.
Если вода и нефть в водонефтяном потоке имеют эмульсионную струк-
туру, среднюю плотность смеси (водонефтяной эмульсии) можно оценить
приближенно:
Рс«=рн(1-Р„)-ЬрвРв, (VI.57)
где рв — объемная расходная доля воды в эмульсии.
Динамическая вязкость в (Па-с) нефти:
при р<рв&с и Т
m (8.10-^-0.047) (Гпл_Г)
ц„ = ^ е , (VI.58)
Р *
а при р ^ /?,.аС и Т
,5 -I (8.|0-.рн-0,047) (Гпл-Г)
/'нас
(VI.58')
где от„, я — постоянные, определяемые обработкой экспериментальных данных
зависимости вязкости насыщенной растворенным газом нефти от давления
при пластовой температуре; е — основание натуральных логарифмов; рн —
плотность нефти при давлении р и температуре ТПл, кг/м3.
При отсутствии экспериментальных данных приближенно оценить
Шр и Пр можно обработкой расчетной зависимости Цн=Ци(р), полученной
предварительно по формуле
H.i l = А ц°£ , (VI.59)
где
А. = 1 +0.0129Г,,—0,0364Г°'85
В^ = 1 + 0,С017Г„— 0,0228Г°'667 (VI.60)
описывают с погрешностью менее ± 3 % в области Г„<300 соответствующие
корреляционные кривые, предложенные Чью и Коннели; Га — количество га-
за, растворенного в нефти, приведенное к стандартным условиям, м3/м3;
Цв су — вязкость дегазированной при стандартных условиях нефти при за-
данной температуре, П
252
Динамическая вязкость воды (в Па-с)
•38-10-'(Рвсу—Ю00)
г =Щ > (V!-6 1 >
где рв су — плотность пластовой воды при СУ, кг/м3.
Кажущуюся динамическую вязкость (в Па-с) водонефтяного потока
капельной структуры рекомендуется принимать равной динамической вязко-
сти той жидкости, которая в потоке является внешней: для потоков типа
Н/В кажущаяся вязкость равна вязкости воды (VI.61), для потоков типа
В/Н вязкость нефти определяется по (VI.58) или (VI.58').
Кажущаяся динамическая вязкость водонефтяной эмульсии для потоков-
типа Н/В
( 1 - ^, (VI.62)
а для потоков типа В/Н
1 Н=- 1 ^ Т =у 7\ если А<\; (VF.63)
Н-э = ^ н'| _!'р 9 в В в, е с л иЛ>1, (VI.64)
где Ця — динамическая вязкость нефти в условиях потока, определяемая по
(VI.58) или (VI.58'); (хв — то же, воды, определяемая по (VI.61); А—
параметр, учитывающий зависимость вязкости эмульсии от скорости сдвига \,
(VI.65)
Кажущаяся вязкость двухфазного газожидкостного потока зависит от
вязкости жидкости, а также от истинной объемной доли свободного газа <рг
в потоке и при фг^0,50 определяется теоретической формулой Вахолдера к
Хетсрони, удовлетворительно согласующейся с опытными значениями вязко-
сти ГЖС при пузырьковой структуре потока, найденными в результате ана-
лиза данных А. П. Крылова и Г. С. Лутошкина
1-1,Зб/г'3
\ (V.66)
а при 0,5<фг^0,95 по эмпирическому уравнению
цг m=(0,023-f 0,71цж) (1—фг)0'5. (VI.67)
Значение цж в (VI.66) определяется по (VI.58) или (VI.61) в зависи-
мости от вида жидкой фазы (нефти или воды) в потоке.
Кажущаяся вязкость водонефтегазового потока капельно-пузырьковой
структуры определяется, как и для водонефтяного потока, вязкостью внеш-
ней фазы.
Кажущуюся вязкость водонефтегазовой смеси эмульсионно-пузырьковой
структуры рекомендуется определять по следующей эмпирической зависимо-
сти, полученной совместно с В. А. Ропаловым:
, (VI.68)
где Цэ — кажущаяся вязкость водонефтяной эмульсии в потоке.
Если эмульсия относится к типу (Н-|-Г)/В, то |гэ определяется по
(VI.62); если к типу (В+Г)/Н, то при Л<1 по (VI.63), а при А>\— по
(VI.64). Значение А тогда определяется по средней скорости водонефтегазо-
вого потока.
253
Динамическую вязкость в мПа-с нефтяного газа при давлении до 50 X
XI О5 Па можно подсчитать по корреляционной зависимости [34]
Нт = ft- ат + -J- [ (0,1023 + О,О234рпр + 0,05853р'пр -
- 0,04076р3пр + 0,009332р-пр) * - 10"*] (VI.69)
как функцию вязкости газа при атмосферном давлении и заданной темпера-
туре
ц г а т = 0,0101(Г—273)'Р—1,07/10-3 МТЧ\
параметра
и приведенной плотности газа
Р п Р = Р г о г 7 ^, (V..70)
где Т, То, 7"Кр — соответственно заданная, нормальная и среднекритическая
температуры газа, К; р, Рст, Ркр— соответственно заданное, стандартное и
среднекритическое давления, Па; Мт — молекулярная масса газа; рг о —
плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; рг кр — среднекритическая
плотность газа, определяемая как сумма произведений объемной доли каж-
дого компонента смеси на критическую плотность его, кг/м3 (табл. VI.3),
Ркр СР = 2((/,-ркр г)-
Формула (VI.69) справедлива при 0,1<рПр<3. При рВр<;0,1 можно при-
нять Цг=р-г ат.
Поверхностное натяжение (в Н/м) между нефтью и газом ориентировоч-
но равно
вн г = ю- (1,Е8+5Ю->р) — 72.10-°(^— 305); (VI.71)
между водой и нефтяным (попутным) газои
ав г =10-П.'9 +1 0 -в/>), (VI.72)
где р — давление, Па; Т — температура, К.
Поверхностное натяжение между нефтью, насыщенной растворенным
газом, и водой можно ориентировочно оценить по правилу Антонова
о-нв=авг—о"нг. (VI.73)
Для водонефтегазового потока поверхностное натяжение требуется опре-
делять только между газом и жидкостью, которая представляет внешнюю
фазу в потоке, т. е. при (В+Г)/Н — между газом и нефтью по (VI.71), при
(H-f Г)В — между газом и водой по (VI.72).
Теплоемкость1 (в Дж/(кг-К) нефти рекомендуется определять по фор-
муле Мустафаева
сн=3391—1,675рн, (VI.74)
где рн — плотность нефти при заданной температуре, кг/м3.
Теплоемкость пресной воды в областях изменений температуры и давле-
ния, характерных для условий течения продукции нефтяных скважин от забоя
до замерной установки, составляет =к4190 Дж/(кг-К); теплоемкость пласто-
вой минерализованной воды может быть как больше, так и меньше указанной
величины, и в среднем ее можно принять равной 4380 Дж/( кгК). Изобари-
1 Имеется в виду изобарическая теплоемкость нефти, воды и газа.
254
200
100
50
20
10
5
2
1
0,5
0,2
0J
0,05
_
"Р
XXJ
/у\У*
'/уу.
У^/
%
УУ s<*
s у SJ
У yys
У/У,
у/
уу
°'01o,oi о,
*Л
/J
//
//
у/
/
/
/
/
/
1
/ / *
У/ *'
У/ / / /
\JZ ^ 2 ^
'УгЗ <J ?
гу\?& '<*
/' //.£
У/ / Sy
/Л/ г г /
^У<УУ
у f f >
c* *
У / /
* /A
//,
0,05
—-$
ж
- * - У У У
ъ/.уУр
/ 'try/y i
' ' f У
* S s
• У
' У У
'' Уу
' /Уу
• '//
«<*
\л
'//
1
S/
у У
/
Уу
'/,
—Е\5
/
У/
У/
%
'ж'
/
/
/
/
/
/
'/>
/ л'Уп
V,
/
/
0,1 0,2
/
У
/
_ А
W
X , 4
Л , J
/','
///
' /7
/I'
/ ^
'A
IJt - €.
f f J
у ,
У S
/ /
/
y^ /
CL4--
4*.
/ 7
>
0,5
\
ufV Л
w \
nil 1 x
Щ/
'H /<
j i •///
/ /
, f / /
/1 / /
/ > , / /
f / / /A
':///,
* 4 У У*
s / s
' ' У
''/
///
'///
*\>t--y-
/' /
1,0 i
/ .
/
V
/
V
/
у
/ /
k/
/
у
4
/
/
/"
у
у
/
/
/
/
•**
"^
4.
"**
/
/
-.
4,
/
/
/
5
1,0
1,02 .
1,05
1,10
1,15
U. - -
1,4--
1,6
Ifl
2,0
3,01--
3,25 .
3,5 - -
40
a
Рис. VI.3. Изотермическая поправка на давление к изобарной теплоемкости
Дсг для газов и паров
ческую теплоемкость газа с молекулярной массой
тать при температуре 273<Гё£373 по формуле
можно подсчи-
-r> (VI. 75)
" г
где Дсг — поправка, определяемая по графику (рис. VI.3) в зависимости от
приведенных давления рпр и температуры Гпр.
Средняя теплоемкость водонефтегазовой смеси
(VI.76)
255
f вРв + <РнРн
I
8
7
6
i
3
12
1
i
/
/
/
**
**>
_-
у
/
1 /
I /
/
'/,
=====
— —
/
у
:>
«——i
— -
^ - - ^
- ^
^
—
•
s ^
У
у
*
—
0,6 0,8 1
2 3 4 5 Рпу
2,0
1,5
1,0
— •
0,1
0,2
0,3
0,
0,7 Рпр
Рис. VI.4. Зависимость отношения теплопроводности газа при р и 7" к тепло-
проводности его при той же температуре, но при низком давлении, от приве-
денного давления р п р
имеется в виду, что фн и фв — истинные объемные доли нефти и воды всего
объема водонефтегазовой смеси, а не объема только жидкой части ее. При-
менительно к водонефтяному и водонефтегазовому потокам эмульсионной
структуры, когда фн^Рн и фв^Рв, при давлениях и температурах, встречаю-
щихся в практике подъема жидкости из нефтяных скважин, из (VI.76) мож-
но получить следующее более удобное для применения приближенное урав-
нение:
Рн
;—
Рв су
— З в (
Рч су
Pll
(VI.77)
—Звсу)
тде св су и св су — теплоемкости нефти и воды при стандартных условиях;
Рв су — объемная доля воды в жидкой части продукции при стандартных
условиях; 6В — объемный коэффициент нефти при заданных значениях р и Т;
Рв су — плотность воды при стандартных условиях.
Коэффициент теплопроводности (в Вт/(м градус)) нефти рекомендуется опре-
делять по известному эмпирическому уравнению
Лв=(0,1233-|-010635Я) [1—(0,00491—0,00447Лн) (Г—303)], (VI.78)
где П — доля твердого парафина в нефти; Т — температура нефти, К; Аи—
относительная плотность нефти (по воде).
256
ТАБЛИЦА VI.3
ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗОВ
Параметры
Молекулярная масса
Газовая постоянная,
Дж/(кг-К)
Критическая температу-
па К
уа > *\
Критическое абсолютнсе
давление, МПа
Критическая плотность,
кг/м1
Критический коэффициент
сжимаемости zKp
Плотность при
0,1013 МПа и 273 К,
кг/м3
Относительная плотность
по воздуху
Удельная изобарическая
теплоемкость при
0,1013 МПа и 273 К,
Дж/(кг-К)
Теплопроводность при
273 К, Вт/(м-К)
Динамическая вязкость
при 0,1013 МПа и 273 К,
мПа-с
К
-4
сн.
16,043
521
190,5
4,7
162,0
0,290
0,717
0,5545
2220
0,0300
0,0103
С2Н„
30,070
278
306
•1,9
210,0
0,285
1,344
1,038
1729
0,0181
0,0083
С,Н.
44,097
189
369,6
4,3
225,5
0,277
1,967
1,523
1560
0,0148
0,0075
i = С*Н10
58,124
143
404
3,7
232,5
0,283
2,598
2,007
1490
0,0135
0,0С69
п — С«Ню
58,124
ИЗ
420
3,8
225,2
0,274
2,598
2,007
1490
0,0135
0,0069
i = С5 Н1 2
72,151
115
460,8
3,3
—
0,268
3,220
2,488
1450
0,0128
0,0062
п = С5Н„
72,151
115
470,2
3,4
232,0
0,269
3,220
2,488
1450
0,0128
0.0С62
СО,
44,011
189
304,2
7,4
468
0,27Ч
1,977
1,520
842
0,0137
0,0138
H,S
34,092
245
373,6
9,0
359
0,268
1,539
1,191
1060
0,0119
0,0117
28,016
297
126,2
3,4
311
0,291
1,251
0,970
1040
0,0238
0,0166
Коэффициент теплопроводности пресной воды при температуре
определяется аппроксимационным уравнением
Яв=0,686—10-e(398—71)2'45. (VI.79)
Коэффициент теплопроводности минерализованной пластовой воды при
7"=291ч-298К изменяется от 0,416 до 0,562 и в среднем может быть принят
равным 0,465 Вт/(м-градус).
Коэффициент теплопроводности газа с молекулярной массой Мг=16-=-6О
при температуре 7"=285-т-370 К можно определить по интерполяционной фор-
муле
_ Г0,215
+0,00013(7' —297)
(VI. 80)
где Аг — величина, определяемая по графику (рис. VI.4) в зависимости от
приведенных давления рПр и температуры 7"пр. При необходимости много-
кратных вычислений Яг предлагается пользоваться формулой
i.293^2/3
л
где АГо = "у t/;Xr0; — средняя теплопроводность газа при нормальных усло-
1=\
виях; рп р — средняя приведенная плотность газа; Мг — молекулярная масса
газа; Г„р — средняя критическая температура газа; К; Рнр — среднее крити-
п
ческое давление, Па; гкр = 2 */»2кр» = средний критический коэффициент
сжимаемости газа; Т — температура газа, К. Значения объемной доли у% i-ro
компонента газа задаются его составом; значения Ягоь Мп, 7"Kpi, />кр«,
zKPx даны в табл. VI.3; значение рПр определяется по (VI.70). Формула
(VI.81) получена на основании анализа данных Оуэнса и Тодоса, а также
Стала и Тодоса [34] и применима к газу при условии 0,l <i pn p ^2. При
Рпр^ОД влиянием давления на Хг можно пренебречь и принимать
Коэффициент теплопроводности водонефтяной эмульсии можно опреде-
лить по формуле Тареева
- Х ф) 1
( V I - 8 2 )
где Хо — коэффициент теплопроводности дисперсионной среды, т. е. внешней
фазы эмульсии; А,ф — коэффициент теплопроводности диспергированной, т. е.
внутренней фазы ее; фф — истинная объемная доля внутренней фазы, кото-
рую можно принять в данном случае равной расходной объемной доле РФ
внутренней фазы.
Считается, что уравнение (VI.82) применимо и к газожидкостной смеси.
При этом для нефтегазовой смеси за Яс следует брать коэффициент тепло-
проводности нефти, для водонефтегазовой смеси — коэффициент- теплопровод-
ности водонефтяной эмульсии, найденный предварительно по (VI.82) с уче-
том типа эмульсии в потоке и объемной расходной доли диспергированной
жидкости в ней. За А.ф при определении Хи и Явнг всегда следует брать
коэффициент теплопроводности газа, за фф — объемную долю газовой фазы
в ГЖС.
258
Среднее значение коэффициента изобарического температурного расши-
рения aT=AV/(VAT), К"1 вычисляется приближенно, если нет эксперимен-
тально определенных данных, для нефти, насыщенной растворенным газом, —
по корреляционному уравнению
ат н=12,5/рн1 4 3, (VI.83)
для воды — по корреляционному уравнению
атв=10-4[0,44(Г—273)0^37—0,8], (VI.84)
для газа — по уравнению
,т г = ' 7 - ^ > (VI.86)
где р„ — плотность насыщенной растворенным газом нефти при заданной
температуре, кг/м3; Г и Го— заданная и начальная температура нефти, воды
и газа, К; г и гц — коэффициент сжимаемости газа при температурах Г и Го
и заданном постоянном давлении. При z/z<>=l из (VI.85) следует для иде-
ального газа
aTr™=l/7V (VI.85')
Среднее значение коэффициента изобарического расширения водонефте-
газовой смеси должно удовлетворять, очевидно, закону аддитивности, т. е.
От сч=аТвфв+аТнфн+атгфг, (VI.86)
где фв, фи, Фг — истинные объемные доли воды, нефти и газа в смеси. Для
эмульсионно-пузырьковой структуры потока можно принять
где рв, рн, Рг — объемные доли фаз в потоке. При рг =0 из (VI.87) получим
формулу для коэффициента расширения водонефтяной эмульсии; при рв =0 —
для нефтегазовой.
ВЫЧИСЛЕНИЕ ИСТИННЫХ ДОЛЕЙ ФАЗ В СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
Если определить объемную долю фазы РФ В рассматриваемом сечении
потока, как это видно из (VI.1), не представляет затруднений, поскольку
всегда можно установить <2ф и QCM ПО заданным параметрам потока, то
определить истинную объемную долю фазы фф в потоке сложно. Рекоменда-
ции для оценки фф в восходящем потоке водонефтяной, нефтегазовой и водо-
нефтегазовой смесей в вертикальных трубах диаметром от 0,04 до 0,2 м
разработаны автором в результате анализа и обобщения экспериментальных
данных А. П. Крылова А. Я. Литвинова, А. И. Гужова, Г. С. Лутошкина
и др.
Водонефтяной поток
Для потока типа Н/В истинная объемная доля нефти как диспергиро-
ванной фазы при ы>См<0,487 V gdT, т. е. при капельной структуре,
Wtt ТП
\ -10,25 * (VI.88)
BZJCM ;= 0,487 Vgdv, . . ,
фн =Ш!н SDJWCM- (VI.89)
Тогда истинная доля непрерывной фазы (воды)
^ а = 1 - ф и. (VI.90)
259
Для потока типа В/Н истинная доля диспергированной фазы (воды)
при шс м < 0,487 У^ТГ
w
8ПР
(VI.91)
(VI.92)
при ШсмЗ*0,487 VgdF
Тогда истинная доля непрерывной фазы (нефти)
фн =1 — фв. (VI.93)
В (VI.88), (IV.89), (V.9I), (VI.92) wnap = QB/f; га>впр = <2в//; wCM =
= ( QH+QB) ff м/с; рв, рн — плотность воды и нефти в рассматриваемом сече-
нии потока, кг/м3; ан в — поверхностное натяжение между нефтью и водой,
определяемое по (VI.73), Н/м; dT — гидравлический диаметр трубопровода
(для трубопровода круглого поперечного сечения dT равен внутреннему
диаметру трубы), м, f — площадь поперечного сечения трубы, м2.
Нефтегазовый, водогазовый и нефтеводогазовый потоки
Истинная объемная доля газовой фазы в потоке
при пузырьковой структуре, т. е. при фг <0,6 5 или р ^ 7 - 1 0 5 Па,
<рг .-=
О \°.8 3 /„ \0,4 4 '
при снарядной структуре, т. е. если фг JgO,65 и р <7-105 Па,
(VI. 94)
4,333
(VI. 95)
Здесь i0rnp = Qr/7, ^cM=(iQH + Qr)// — для нефтегазового, WCM—(QB +
+Qr)/{ — для водогазового и waM=(QB-]-Qs-{-Qr) /f — для нефтеводогазового
потоков, м/с; 0™=0,068, Н/м; цв=0,0011 Па-с — поверхностное натяжение и
динамическая вязкость воды; о г ш — поверхностное натяжение между газом
и жидкостью, представляющей внешнюю фазу потока, Н/м; цж — динамиче-
Т А Б Л ИЦА VI.4. НОМЕРА ФОРМУЛ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИНАМИЧЕСКОЙ
ВЯЗКОСТИ ц.ж ЖИДКОСТИ И ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ ар ж МЕЖДУ
ЖИДКОСТЬЮ И ГАЗОМ ПРИ ВЫЧИСЛЕНИИ <|>г ПО (VI.94) И (VI.95)
Пара-
метр
К-ж
°гж
Рв = о
(VI.58)
(VI.71)
0 < Зв ^0.5
Е'см<
^ ^ к р,
(VI.61)
(VI .72)
ш кр, <
< О ) КР 2
(VI.58)
(VI.71)
шсм^юкр2
Л< 1
(VI. 63)
(VI.7I)
А > 1
(VI. 64)
(VI.71)
SB > 0,5
» с м<
< а > КР 2
(VI.61)
(VI.72)
•»см>
>шкрг
(VI.62)
(VI.72)
260
екая вязкость внешней жидкости, Па-с; сГж и Цж следует определять по
формулам, номера которых приведены в табл. VI.4, в зависимости от объем-
ной расходной доли воды в жидкости и скорости WOM потока.
Определив истинную долю газовой фазы в потоке, находим истинные
доли диспергированной и непрерывной жидких фаз в нем.
Для двухфазного газожидкостного потока пузырьковой и снарядной
структурных форм жидкая фаза, как было отмечено, практически всегда
внешняя, и истинная доля ее
ф я < =1 _ фг. (VI.96)
Для трехфазного, водонефтегазового потока истинные доли жидких фаз
определяем по формулам
«р,= (1—фг )фвж, (IV.97)
«рн=(1—фг)фнж, (VI.98)
где фвж, фвж — истинные доли соответственно воды и нефти в жидкой части
потока. При этом, очевидно, что
ФвЖ+фнж=1. (VI.99)
Если в рассматриваемом сечении потока wCMS^KP 2, то можно принять
поскольку можно пренебречь взаимным скольжением воды и нефти; при
Шси<вкрз взаимным скольжением воды и нефти пренебречь нельзя, поэто-
му для определения фВщ и фНж рекомендуется следующий путь.
Если поток остносится к типу (В-[-Г)/Н, то, допуская, что скорость
взаимного скольжения жидких фаз существенно не зависит от газовой фазы,
находим фвж по (VI.91) как истинную долю воды фв в двухфазном водонеф-
тяном потоке; значение фНж определяем, зная фвж, по (VI.99). Если же по-
ток относится к типу (Н+Г) /В, то, исходя из аналогичного допущения, по
(VI.88) находим фн ж как истинную долю нефти в двухфазном водонефтяном
потоке, а затем определяем фв ж по (VI.99).
ЧИСЛО РЕЙНОЛЬДСА И КОЭФФИЦИЕНТ
ГИДРАВЛИЧЕСКОГО ТРЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА
В КАНАЛЕ ПОСТОЯННОГО ПОПЕРЕЧНОГО СЕЧЕНИЯ
При течении продукции скважины в канале постоянного поперечного се-
чения число Рейнольдса стационарного потока смеси
dr
ReCM = —— (?нРнМ>н и + ¥вРв^вй + frPr^r и)
ИЛИ, ПОСКОЛЬКУ 4>iWia=Winv, ТО
ReCM = —— (Рн^н пр + Рв'^в пр + РгЫ'г пр) . (VI. 102)
г*см
где Цсм — кажущаяся вязкость смеси; dr — гидравлический диаметр канала.
Коэффициент гидравлического трения при течении ГЖС в канале реко-
мендуется определять по формулам:
при ReCMsS;i530
*cM=64/ReCM, (VI. 103)
261
при ReCM>1530
68 k
где ka — эквивалентная шероховатость внутренней поверхности канала; г|)Ом—
приведенный коэффициент гидравлического трения, значение которого оце-
нивается следующим образом:
+ 5,'Г пР и<рг < 0,78,
5¥г при <?г > 0,78. { V L 1 0 5 )
При течении в канале водонефтяной смеси значение коэффициента А,См
рекомендуется определять:
при ReOM^2000 по формуле
XcM=64/ReCM, (VI.106)
при RCCM>2000 — по формуле (VI.104), принимая Ч'см=1.
Массовый расход скважинной продукции
Массовый расход через любое поперечное сечение канала на всем пути
движения скважинной продукции не зависит от термодинамических условий,
поэтому его можно установить по параметрам продукции при стандартных
условиях. Когда сепарации свободного газа перед входом продукции в насос
не происходит, т. е. £с =0, то массовый расход
ОТ = Фжсу{Рнсу(1 ~Расу) + Рвсу?всу + рГсу [ЛшасО — h су) +
+ Л,насРвсу]}. (VI. 107)
где <2ж су — объемный дебит жидкости из скважины при СУ, м3/с; рн су,
Рв су, рг су — массовая плотность нефти, воды и попутного газа при СУ,
кг/м3; рв су — объемно-расходная доля воды в жидкой части продукции
скважины при СУ; Гп пас, ^Е нас— объемное количество газа, выделившего-
ся из нефти и из воды при стандартных условиях соответственно, или, что
то же, объемное количество попутного газа, растворенного при равновесном
давлении насыщения и пластовой температуре в единице объема нефти,
воды, приведенное к СУ.
Первый член уравнения (VI.107) определяет массовый расход нефти,
второй — воды, третий — нефтяного газа. При этом принято приближенно,
что плотность газа, выделившегося из нефти и из воды, одинакова.
Если перед входом в насос часть газа сепарируется из потока, т. е.
&с>0, то уравнение (VI.107) остается справедливым только на пути движе-
ния продукции от кровли пласта до входа в насос. На остальной части
пути массовый расход продукции при условии, что колонна НКТ герметична,
определяется следующим образом'.
m=Qm Су[рн су(1-Рв су)+РвРсуРв су] +
"t"Q)K суРг су{(1— Рв су) [^н нас—kc {Га нас—Ai вх)]"Ь
-ЬРв су [ Л нас-ftc (Г, нас-Л, в*)]}, (VI.108)
где Ги вх и Гв в х — объемы газа, растворенного в единице объема нефти и
воды соответственно у входа в насос, приведенные к стандартным условиям,
определяемые по формулам (VI.30) и (VI.33).
Обычно при определении массового расхода продукции массовым расхо-
дом газа, выделившегося из попутной воды, можно пренебречь, т. е.
в (VI.107) и (VI.108) можно принять Гв нас=0 и Гв вх=0.
ОБЪЕМНЫЕ РАСХОДЫ ФАЗ
И СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
При движении продукции в скважине на пути от кровли пласта до
устьевого сечения колонны НКТ объемные расходы нефти QH, воды QB и
свободного газа Qr непрерывно меняются вследствие изменения давления р
262
и температуры Т в потоке. В конкретном сечении потока при существующих
в нем р и Т эти расходы определяются следующими формулами:
(VI. ПО)
— кфн(Гн-Гнвх)] + hcv W -kj (Гвнас- Гв вх) -кфл(Гв-Гввх)]}.
(VI. 111)
Суммарный объемный расход продукции
а расход жидкой части ее
QX=QK+QB. (VI.112')
Дебит жидкости Q» с у и объемно-расходная доля воды ,рв су в ней
в стандартных условиях при заданном технологическом режиме эксплуатации
скважины •— величины постоянные. Постоянными можно считать приближенно
и объемные количества Гп нас и Гв нас нефтяного газа, растворенного при
равновесном давлении насыщения и пластовой температуре в единице объема
нефти и в единице объема воды, а также объемный коэффициент воды Ъв,
который приближенно можно принять равным единице, т. е. Ьв ~1. Осталь-
ные величины, кроме рСт и 7"Ст, входящие в (VI.109) — (VI.111), а именно:
Г,,1 и Гв вх, т. е. объемные количества газа, растворенного в единице
объемов нефти и воды при давлении рвж и температуре Твх у входа в насос,
приведенные к СУ; Га и Гв, т. е. объемные количества газа, растворенного
в единице объемов нефти и воды при давлении р и температуре Т в рас-
сматриваемом сечении, приведенные к СУ; Ьа — объемный коэффициент
нефти; z — коэффициент сжимаемости свободного газа в сечении; kc — коэф-
фициент сепарации части свободного газа из продукции перед входом ее
в насос; &фВ£фв — коэффициенты фазового равновесия между нефтяным га-
зом и нефтью, между газом и водой — переменные, зависящие от р и Т, от
глубины спуска насоса в скважину, а также от того, на каком участке пути
продукции находится рассматриваемое сечение. Гв нас определим по
(VI.30'), а Гв вас—по (VI.34), положив приближенно Рд вас равным рав-
новесному давлению насыщения нефти нефтяным газом при температуре
пласта; Гн в * и Г в в х —по (VI.30) и (VI.33); Л, и Гв — по (VI.31) и
(VI.35); Ьа — при равновесном массообмене между жидкостью и газом по
{VI.37) или (VI.37'), а при неравновесном массообмене — по (VI.38) или
(VI.38') в зависимости от соотношения давления в сечении и давления на-
сыщения нефти газом. Тогда из (VI.109) ... (VI. 112) можно получить сле-
дующие формулы для оценки QB, Q», Qr и QC,M на рассмотренных основ-
ных участках пути продукции скважины от кровли пласта до ее устья.
Для участка эксплуатационная (обсадная) колонна
к с\ ь, ь т „ \
с и> "ф н — "ф в — 1. Pa нас = Рте! •
при р > рнас
Qn = Qm су (1 - Зв су)тврПн%с, (VI. 113)
Q B = Сжсу'Рвсу. Qr = 0, (VI.114)
QCM = <Эж су [0. сУ + тв- р"°с (1 - рв с у ) ]; (VI. 115)
263
при р < />нас
<2н = <?жс у ( 1 - 3 В с у ) т в Л (V
QB = Q«cy3Bcy. (VI. 117)
Qr = <?ж су Jf^ [Wr (1 - Зв су) ( Д -рГ)+ аг?в су (Рнас - />) ]. (VI. 118)
I Пд
QcM=Qxcy <3всу + ( 1 — 0Bcy)-"V/7 +
+^ f ИгО-Рвсу)^-^) +«Звсу{Рнас-р)]\. (VI.119)
Для участка — насос
при рвх^Рнас Ас=0, А!фН=1, йфз—1, рДнас=Рнас и в любом сечении кана-
лов насоса Qr—0, Qn определяется по уравнению (VI.113), QB — по уравне-
нию (VI.114), a QCM по уравнению (VI.115);
при Рвх</?вас *с>0, ^фн<1, ЙфВ <1, РднасТ^Рнао И при р<Рд нас
QB = <2ж суР» су (VI. 120')
Q <? ^ {т (1 Р ) [ (1 *) (ЛГ /£ ) * ( Л РГ ) 1 +
= <?ж су ^ {т? (1 - Рв су)
с - /£ ) - *фн (Л -
-Рвсу) [ ^ + % H (/B -
ЗвсУ)[(1 -К) (Р^С-
+ «г?всу[(1— ^( Лас- Рвх) - Ч в ^ - Л х ) ] }; (VI.122)
при
<3н = <?ж су (1 — Рв су) «в [Рвх + кФ н (РДдас — Рю ) 1 • QB = Q« су. <5г = 0,
(VI. 123)
QCM = Ож су {WB (1 - В. Су) [/£в + *ф „ {р"Авшс - Р*£)\ +Рв су} • (VI. 124)
Для участка — колонна подъемных труб
при Рвх^Рнао (Ас =0, Афн=ЙфВ =1, Рднас=Рвас) QB, QB И Qcu ОПреДвЛЯ-
ется так же, как и при движении продукции в эксплуатационной колонне,
т. е. при р^рнас —по формулам (VI.113), (VI. 1.14) и (VL115), при р<
<Рнас —по формулам (VI.116), (VI.117) и (VI.119), значение Qr — по
(VI.118).
При Рвх<Рвас(Ас>0, /гфн=£фв==1, Рдиас</'нас) И При р&*Ря нас<2н
определяется по формуле (VI.123), QB —по формуле (VI.117), a QCM — по
формуле (VI.124); при р<ря eacQu определяется по (VI.116), QB — по
(VI.117),
264
Or = <?ж су yrj; <Wr О - Рв су) [/4Гс - /Г - *с (Pile - ft ) ] + »гХ
(VI. 125)
- /Г - *с (/& - А ] + »гРв су [Рнас - Р ~ *с (Лас - Да) ] }• (VI. 126)
Формулы (VI.118) и (VI.125) представляют частные случаи формулы
ПРИ />вх</7нао * с >0, £ф<1, £фв<1, РятсФРвяс И При р<Рд вас
(VI.121), a (VI.M9) и (VI.126) —частные случаи (VI.122).
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ВДОЛЬ КОЛОННЫ НКТ
И ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
При подборе УЭЦН необходимо иметь кривые распределения давления
в колонне НКТ и в эксплуатационной колонне при заданном отборе жид-
кости из нее.
В основе расчета лежит уравнение, следующее из теоремы о количестве
движения многофазной смеси в прямой круглой трубе, расположенной под
углом 9 к вертикали:
w2B и ш2,, и
dP = g(¥вРв + ¥нРн + frPr) cos ML + Ыв^-2~+Ыи^ —+ f г Р г Х
Xr f "2 ^ + (WT и — Щ „) d (угрга>г и) + ~ (f врвШ)гв „ + ?„Рн^2н и + УrPr^2r и) rf^-.
(VI. 127)
где фв, Фн, фг — истинные объемные доли воды, нефти и газа в смеси; рв,
Рв, Рг — плотности воды нефти и газа; шв ж, wB и, wT я — средние значения
истинной скорости воды, нефти и газа; лСм — коэффициент гидравлического
трения потока на элементарной длине dL колонны; dT — гидравлический
диаметр колонны; g — ускорение свободного падения.
Первый член уравнения определяет гидростатическую составляющую пол-
ного перепада давления dp на элементе dL колонны; второй, третий и
четвертый члены — составляющую, расходуемую на изменение кинетической
энергии воды, нефти и газа на этом элементе; пятый член обусловлен давле-
нием, расходуемым на преодоление реактивной силы, возникающей при вы-
делении из нефти части свободного газа на пути движения вдоль элемента
dL трубы (выделением газа из воды пренебрегаем); шестой член — давлени-
ем, расходуемым на преодоление гидравлического трения потока на рассма-
триваемом элементе.
Оценочные расчеты показывают, что при насосной эксплуатации скважин
вторым — пятым членами ввиду их малости можно пренебречь. Учитывая
при этом, что интегрирование уравнения (VI. 127) в пределах всей длины
колонны, в которой движется газожидкостная смесь, — задача трудная,
а также что истинные скорости фаз в (VI.127) можно выразить, согласно
(VI.4), через приведенные величины, уравнение (VI: 127) целесообразно пред-
ставить в следующем виде:
cos 8 + -^ ^ w\ п р + -Js- w\ пР
(VI. 128)
265
Задавшись рядом последовательных значений Др, выбранных определен-
ным образом, и определив по (VI. 128) для каждого из них соответствующее
AL, можем по полученным значениям Ар, AL установить вид кривой рас-
пределения давления по длине рассматриваемого трубопровода. Изменение
давления по колонне НКТ удобнее определять методом «сверху вниз», т. е.
начать от устьевого сечения подъемника, поскольку в этом сечении обычно
бывают известны или могут быть предварительно оценены давление и тем-
пература потока. Измерение давления по длине эксплуатационной колонны
целесообразно методом «снизу вверх», начиная с сечения на отметке кровли
пласта, где обычно известны забойное давление и температура. Выбор после-
довательного ряда значений Др определяется давлением и объемной долей
свободного газа рг су в извлекаемой из скважины продукции в начальном
сечении, а также желаемой точностью расчета. Достаточная точность дости-
гается, если для газожидкостного потока, поднимающегося по колонне по-
стоянного диаметра, принять ряд значений Др по закону
Ар^Рммб'- ЧЕ- Н. (VI.129)
где рнач — начальное давление, равное устьевому ру при определении мето-
дом «сверху вниз» и забойному р3аб при определении методом «снизу вверх»;
£— знаменатель геометрической прогрессии, равный 1,1 в первом случае и
0,9 — во втором. Если |$в су^=0,9—0,95, то при методе «сверху вниз» &%1,25,
при методе «снизу вверх» £=гЛ,75. При безмашинном счете целесообразно,
в целях сокращения объема вычислений, значение | в первом случае увели-
чить до 1,5, во втором — уменьшить до 0,5, несмотря на некоторое снижение
точности результатов расчета. Значения <р, р, шо р каждой фазы и коэффи-
циента Хек для каждой ступени давления устанавливают по величине сред-
него давления р; и средней температуре 'Л потока на ступени. При этом
величину среднего давления на i-й ступени определяют по формуле
4 1 ( 1 + $). (VI.130)
Распределение давления вдоль колонны НКТ
Для построения кривой распределения давления вдоль колонны НКТ при
.жеплуатации скважины установкой погружного центробежного электронасо-
са ' необходимы: объемный расход жидкости (воды-|-нефти) при стандарт-
ных условиях Qat су, м3/с; объемная расходная обводненность жидкости
Рв су при СУ; устьевое давление в колонне подъемных труб (абсолют-
ное) ру, Па; давление насыщения нефти газом рн, определенное стандартным
способом, Па; газовый фактор нефти Ги пас при СУ, м3/мэ; газовый фактор
воды Гв нас при СУ, м3/м3; коэффициент сепарации свободного газа ka
перед входом в насос; температура пласта Гп л, К; геотермический гради-
ент Г, градус/м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны d3K, м; рас-
стояние от устья скважины до кровли пласта i.Kn, м; средний угол между
вертикалью и стволом скважины 0, градус; длина колонны НКТ £Вых, м;
внутренний диаметр колонны подъемных труб d, м; эквивалентная шерохо-
ватость стенок подъемных труб ka, м; забойное давление р3ав, Па; плотность
нефти рв су, воды рв су, и нефтяного газа рг су при СУ, кг/м3; эксперимен-
тальные коэффициенты для оценки: количества газа, растворенного в нефти,
/Пг, пт; объемного коэффициента нефти тв, пв; плотности нефти mf, np;
вязкости нефти /я„> п^\ количества газа, растворенного в воде, аг; м3/(м3-Па);
давление насыщения нефти с учетом фазовой неравновесности потока ГЖС
Рд нас, Па.
1 Настоящий алгоритм может быть использован и в случае эксплуатации скважины
фонтанным способом, если принять: коэффициент сепарации свободного газа * с =0; дей-
ствительное давление насыщения жидкости попутным газом равным равновесному дав-
лению насыщения нефти.
266
Часть перечисленных данных определяется параметрами скважины, ре-
жимом ее работы и откачиваемой из скважины продукцией и отражена в со-
ответствующей промысловой документации. Другая часть данных определя-
ется по следующим рекомендациям.
Внутренний диаметр колонны НКТ принимается, исходя из величины
дебита жидкости.
<Эжсу м3/сут <150 50—300 ^200
й, мм 50,3 62,0 76,0
Длина колонны НКТ принимается равной глубине спуска насоса в сква-
жину, т. е. £нкт=£вых. При необходимости диаметр и длину колонны НКТ
можно уточнить повторным расчетом p(LHtrl) для других значений d
ИЛИ LHKI.
Средний геотермический градиент горных пород Г, пройденных скважи-
ной, определяется по (VI.22); коэффициент сепарации ке — по (VI.13), при
этом группа насосного узла УЭЦН выбирается в зависимости от d3K и
Q,K су. Значения постоянных тг и пг, ть и Пь, mf и ир> т^ и п^ определя-
ются аппроксимацией результатов стандартных исследований глубинной про-
бы нефти из залежи, на которую пробурена скважина, или кривых Гн =
= Га(р), 6н =6н(р), рв = рн(р) и Цн = Цн(р), определенных предварительно
(стр. 248—252).
у=трп,
где у — символ, соответствующий любой из упомянутых функций; р —
давление.
Коэффициент ог растворимости газа в воде при известном значении
Г* нас определяется по (VI.34). Если Гв вас неизвестно, то ориентировочно
можно принять аг =15-10-8, м3/м3-Па и Гв нас=15-10~8 (рНас—Рст). Давле-
ние насыщения жидкости с учетом фазовой неравновесности потока ГЖС опре-
деляется при йс >0 по формуле (VI.36), при &с =0 принимается равным
равновесному значению рНас Значение эквивалентной шероховатости вну-
тренних стенок колонны НКТ, не загрязненных отложениями солей и пара-
фина, можно принять йэ=«1,5-10-5 м. Знаменатель геометрической прогрессии
в (VI.129) принимаем при машинном счете 1=1,1—1,2, при безмашинном
g=l,3—1,5.
Расчет ведем способом «сверху вниз», т. е. начиная от устьевого сечения
колонны НКТ, предположив L=0, р=ру.
1. Вычисляем температуру потока Ту в устьевом сечении колонны НКТ
по (VI.21), приняв L=0.
2. Вычисляем для первого элемента &LX колонны НКТ перепад давления
Л/>1 по (VI. 129) и среднее давление pt по (VI. 130) в Па, приняв />Нач=
= р у И г'=1.
3. Вычисляем среднюю температуру потока в 1-м элементе колон-
ны НКТ:
:1
0,0034+ 0,79-rcos8 Г1
S> ( V U 3 1 >
принимая ее равной приближенно температуре потока в верхнем сечении
/=1
. 1- 7'i=7ly, ^ &Li = -
4. Вычисляем для 1-го элемента средние объемные расходы (в м3/с)
нефти, воды, свободного газа и газожидкостной смеси при рвх^Ряас по
формулам (VI.116)—.(VI.M9) соответственно, а при рВх<Рнас — по форму-
лам (VL116), (VI.117), (VI.125) и (VI.126), принимая в них р=ри Т=Ти
Вычисляем также объемный расход жидкости по (VI.112').
5. Вычисляем приведенные скорости (в м/с) нефти wa Пр, воды ш„ п р и
267
свободного газа а>шр по (VI.4), жидкости wm=wCH и ГЖС шгж по (VI.3)
для 1-го элемента, подставив в них значения расхода фаз, жидкости
и ГЖС
Б. Вычисляем среднюю объемно-расходную долю воды в жидкости по
(VI. 1), принимая Q4 = QB ПО (VI.114), a QCU = Q№ no (VI.1121) — для 1-го
элемента.
7. Вычисляем поверхностное натяжение (в Н/м) между фазами для 1-го
элемента: аг н по (VI.71), Cr — no (VI.72), 0Нв — по (VI.73), принимая
Р—Pi-
8. Вычисляем плотность (в кг/м') нефти по (VI.42), воды по (VI.44) и
свободного газа по (VI.49), принимая Т=Т[, р=р\.
9. Вычисляем вязкость (в Fla-c) нефти по (VI.58), воды по (VI.61) при
P=Pi и Т—Тх.
10. Вычисляем критические скорости (в м/с) потока для 1-го элемента:
ayKpi по (VI.8), ю„р2 по (VI.9) для рв ж (см. п. 6), положив dt=d и g=
=9,8 м/с2.
11. Вычисляем параметр А по (VI.65) и (VI.10), принимая wCu = wrm
(п. 5), и рвж (см. п. 6), dr=d.
12. Вычисляем кажущуюся вязкость жидкости по формуле, номер кото-
рой выбираем из табл. VI.4 в зависимости от найденных (см. пп. 5, 6, 10,
11) значений шг ж, (рВж, »Kpi, о>кр 2, А, принимая airMi =a)CM, рвж = Рв.
13. Вычисляем среднюю истинную долю газовой фазы в потоке ГЖС на
элементе ALb если pi^7-105 Па или <ргц<0,65, то по (VI.94); если р\<7Х
Х105 Па и фг1>0,65, то по (VI.95). Значения межфазного натяжения и
вязкости жидкости, которые надо при этом подставлять в (VI.94) или
(VI.95), выбираем из табл. VI.4 в зависимости от р в =Рв ж, найденной
в п. 6; 10см=о>г ж и Шгпр, найденных в п. 5; wKp i и шКрг, найденных
в п. 10; А, найденного в п. 11.
14. Вычисляем объемные истинные доли жидких фаз в потоке ГЖС на
1-м элементе.
Если Рвж>0,5, то диспергированной жидкой фазой будет нефть и при
ЮгжЗгшир 2 истинная доля ее <рНж в жидкости (не в ГЖС) определяется
по (VI.101); истинная же доля нефти <рн в' ГЖС определяется тогда по
(VI.98) по только что найденным <рнж и <рг из п. 13. При wrx<wKV2 зна-
чение фнж вычисляем по (VI.88), подставив дан п р и wCM=wrm из п. 5, {5В=
= Рвж из п. 6, d,=d, Онв из п. 7, рв и рн из 14.1.8.
Если ,§щ^0,5, то при Wrm^WKv i диспергированной жидкой фазой также
будет нефть, причем ее доли фнж в жидкости и фя в потоке ГЖС опре-
деляются по (VI.88) и (VI.98) соответственно. При wTm>wKp , диспергиро-
ванной жидкой фазой в потоке будет вода, и, если а/кр i<wrm<wKp2, истин-
ная доля ее фв ж в жидкости потока определяется из (VI.91) по шв Пр и
ш,1см = а>РЖ из п. 5, ан в — из п. 7, рв и р„ из п. 8, а истинная доля фв воды
в потоке ГЖС — по (VI.97). Когда о>гж3га>нр2 значение фвж вычисляем по
(VI.100), фв — по (VI.97). Истинную долю недиспергированной жидкой фазы
в потоке ГЖС вычисляем по (VI.101).
15. Плотность ГЖС (в кг/м3) на элементе 1 определяем по (VI.56),
взяв значения ря, рв> Рг из п. 8, фг из п. 13, а фн и фв — из п. 14.
16. Вычисляем кажущуюся вязкость ГЖС (в Па-с) при движении ее
на элементе 1.
Если Рвсу=0, то при фг1<0,65 HflHp!>7'105 Па пользуемся (VI.66),
а при фгГ>0,65 и р,<7-105 Па — (VI.67); если Рв су>0, то используем
(VI.68). Значение вязкости жидкости как внешней фазы в потоке ГЖС
берем из п. 12.
17. Вычисляем ReCMi потока ГЖС для элемента 1, подставляя в (VI.102)
значения приведенных скоростей и плотностей нефти, воды и газа из п. 15
и 8, значение вязкости ГЖС из п. 16.
18. Приведенный коэффициент гидравлического трения потока ГЖС на
элементе 1 определяем по (VI. 105) для снарядной структуры потока; для
пузырьковой структуры принимаем фСм = 1-
268
19. Коэффициент гидравлического трения XCMI потока ГЖС на элемен-
те 1 определяем по (VI.103) или (VI.104), принимая dr =^, &э — из таблицы
исходных данных.
20. Вычисляем длину AZ-i элемента 1 по (VI.128), принимая Api из п. 2;
wB DPI, O>B DPI, а>г npi из п. 5; рщ, рш, рп из п. 8; фп из п. 13; <рщ и фщ из
П. 14; Я,см1 из п. 19; g=9,81 м/с2; dT=d; в —из таблицы исходных данных.
21. Вычисляем AL2, AL3 и т. д. элементов колонны НКТ, повторяя дей-
ствия, указанные в п. 12—20, пока
. (VI.132)
2 х. (VI. 133)
1
т. е. пока в колонне НКТ движется газожидкостная смесь и пока длина ко-
лонны НКТ, где наблюдается движение ГЖС, не превышает расстояния Z-вых
от устья скважины до ловильной головки насоса (см. VI. 133).
22. Если для i-го элемента
т. е. если давление на верхнем конце элемента меньше, а на нижнем больше
Ра нас, то длину ALt i-ro элемента определяем по перепаду
APi—Ръ нас—РУ!'"1,
после чего определяем Lrm по (VI.133), которая соответствует давлению
Ря нас в колонне НКТ.
23. Если LryK, найденная в п. 22, отвечает условию /-гж^^вых, то за-
канчиваем расчет на участке движения ГЖС в колонне НКТ. Если найден-
ное в п. 22 значение /.Гж>£вых, то находим давление на глубине £вых
(давление в нижнем сечении колонн НКТ, т. е. в выходном сечении ловиль-
ной головки насоса):
/>ВЫХ =
V 1
где g=9,81 м/с2; фн;, фв.-, фг; — истинные объемные доли, а рн<, рв(, рн —
плотности соответственно нефти, воды и газа в £-м элементе колонны НКТ
(см. пп. 5 и 8).
24. Если LTTK, найденная в п. 22, меньше /.Вых, то определяем
Д£ж =1„ых—I™, (VI.134)
на котором в колонне НКТ течет не ГЖС, а жидкость (смесь нефти и во-
ды), чтобы вычислить Држ на элементе AZ-ж.
25. Находим среднюю температуру потока на элементе АЬЖ:
где Ьгж определяем по (VI.133), АЬЖ— по (VI.134), а Ту берем из п. 1.
26. Вычисляем объемные расходы нефти (в м3/с) по (VI. 113), воды по
(VI. 114), жидкости по (VI.1121).
27. Вычисляем приведенные скорости (в м/с) нефти wB Пр, воды wB п р
по (VI.4) и среднюю скорость а ) ж =шс м жидкости по (VI.3).
28. Вычисляем объемно-расходную долю воды рв в потоке по (VI.1),
полагая Qi=QB, QCM=QB-]-QH ИЗ П. 26.
29. Вычисляем плотности (в кг/м3) нефти рн по (VI.42) и воды рв по
(VI.44).
30. Вычисляем межфазное натяжение аНв
- 72-
- 3 0 5 ) 1.
J
/>нас
269
31. Вычисляем истинную долю ди-
спергированной жидкости в потоке.
Если рв >0,5, то диспергированной
фазой в потоке будет нефть, и при
OJHCSSSOIKPZ. где wm — из п. 27, а ш)Кр2—
из п. 10, <р„ определяем по (VI.101),
г. е. принимаем практически равной
расходной доле ее в потоке. При тж<
<о>кр2 значение <ри определяем по
(VI.88), принимая даНПр и шж из п. 27,
Рв из п. 28, рн и рв из п. 29, алв из
п. 30 и полагая £=9,81 м/с2, dT=d.
Если рв ^0,5, то при wm^.wKpu где
шнР1 из п. 10, диспергированной жид-
костью в потоке также будет нефть
и истинная доля ее фн определяется
по (VI.88). При wm>wrvii диспергиро-
ванной жидкостью будет вода, и если
Wxt\<wm<wKp2, то истинная доля
в потоке фв определяется формулой
(VI.91), где шв пр и и;1см = и'ж берутся
из п. 27; если же а) ж >шк р 2, то ф„
определяется по (VI. 100) как расход-
ная доля воды в потоке.
32. Вычисляем по (VI.101) истин-
ную долю недиспергированой жидко-
сти в потоке, полагая фг =0.
33. Вычисляем вязкость в (Па-г)
воды по (VI.61) и нефти по (VI.58') для Тж из п. 25.
34. Вычисляем параметр А по (VI.65) и (VI. 10) для рв из п. 28 и
Wctt = wx из п. 27.
35. Вычисляем кажущуюся вязкость потока жидкости.
Если Рв=0, то всегда ц ж = ц н (см. п. 32); если Рв=1, то Цж=|Хв (см.
п. 33). При рв >0,5, если wm^wKvi (wx — см. п. 27, a wKP2 — п. 10), то цж
определяем по (VI.62); если И)Ж<И'КР2, ТО | ХЖ=Ц,В (СМ. П. 33).
При рв ^0,5, если Шщ^ДОкр!, где a>Kpi определяем по п. 10, Цж=Цв (см.
п. 33); если юкр1<а>ж<а>кр2, то цж=Цн (см. п. 33); если шш^а)кр2 и Л<1,
то |хж определяем по (VI.63), при А>\ \im определяем по (VI.64). При
этом |Лн в (VI.63) и (VI.64) берем из п. 33.
36. Вычисляем Rew =RecM жидкости на рассматриваемом участке по
(VI.102), принимая цСм=Цж из п. 34, dr=rf, шг пр=0, ри и рв определяем
по п. 29, и)н пр и шв пр — по п. 27.
37. Вычисляем коэффициент гидравлического трения Я,ж=Я,0М потока
жидкости на элементе Д1Ж при ReM<2000 по (VI.106), при Rew>2000 —по
(VI.104), положив IJ>CM=1, ReCM=Re№, dT=d.
38. Вычисляем Арж для элемента Д/.ж по (VI.128), принимая Д£ж из
п. 24, ря, рв из п. 29, фн и фв из п. 31 и п. 32, wB Пр и шв пр из п. 27,
Я.су=ЯЖ ИЗ П. 37, фг = 0, рга)2г пр/фг = 0.
39. Определяем давление в колонне НКТ на расстоянии £вых=£гЖ+
-\-ALm от устья:
А
Ру
Рис. VI.5. Изменение давления
вдоль колонны НКТ при посто-
янном дебите жидкости
Рв ых Рд в а с т р ж
40. По найденным в пп. 2—38 парам значений AL, Ар строим кривую
изменения давления вдоль колонны НКТ диаметром d для заданного дебита
жидкости QM су, начиная от давления ру в устьевом сечении колонны до
давления рВых в выходном сечении насоса (см. рис. VI.5).
Распределение давления вдоль ствола скважины
Расчет р(£Эк) базируется, так же как и расчет p(LBKi), на уравнении
(VI.128). Однако вторым слагаемым в знаменателе уравнения практически
всегда можно пренебречь.
270
Для расчета p(L3K) должны быть известны те же исходные данные, что
и для расчета p(LBHr), кроме значения диаметра колонны НКТ. Коэффициент
сепарации свободного газа из жидкости должен быть принят равным нулю
(&с = 0); действительное давление насыщения жидкости газом равно равно-
весному, т. е. Рдеас=Рнас. поскольку, как было отмечено, скорость изме-
нения давления в потоке по мере его перемещения снизу вверх невелика
и kc = 0.
Предварительно необходимо задаться давлением pmm в верхнем сечении
ствола, до которого имеет смысл вести расчет p(LaK), а также величиной
показателя убывающей геометрической прогрессии g для определения сту-
пеней давления Ар. Если при подборе насоса для скважины давление у вхо-
да в насос Pai выбрано, то за /?min целесообразно принять /?т1п=0,5/>вх;
можно также принять ;?min~5-105 Па независимо от значения рВт, так как
минимально допустимое давление у входа в насос никогда не бывает мень-
ше 5-105 Па.
При использовании ЭВМ достаточная точность расчета достигается, если
1=0,9; при малых значениях газового фактора или при большой обводнен-
ности жидкости можно положить | =0,75. При безмашинном расчете кривой
P(L3K) целесообразно принять 1=0,5 в целях сокращения объема вычис-
лений.
Расчет ведем способом '«снизу вверх» от кровли пласта, где р=р3!к6 и
!=£„„.
1. Если рзав>Рнас, определяем ступень давления, соответствующую дви-
жению продукции на участке АЬЖ эксплуатационной колонны, на котором
поток представлен только жидкостью:
А/7ж=Рэа6—Рнас-
2. Определяем среднюю температуру Гж потока на участке ALm, при-
нимая ее приближенно равной температуре потока у нижнего конца участ-
ка Д1ж, т. е. Тж=Тпл.
3. Вычисляем для рассматриваемого участка объемные расходы и при-
веденные скорости нефти, воды и жидкости, объемную долю воды в потоке,
плотности нефти и воды, межфазное натяжение Сив, истинные доли диспер-
гированной и непрерывной жидкостей по формулам, указанным в пп. 26—32
предыдущего параграфа, положив dT=d3K.
4. Вычисляем длину АЬЖ участка эксплуатационной колонны, на кото-
ром движется жидкость, не содержащая свободного газа, по (VI.128) для
Ар из п. 1; рв, Рн, фв, Фн из п. 3; фг =0. Слагаемое с сомножителем ЯСм
в знаменателе (VI. 128) приравниваем нулю.
5. Вычисляем перепад давления для 1-го элемента участка ствола, где
Р<Раяс, т. е. где течет