Содержание

1.  Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

2.  Обоснование выбора компоновки ШСНУ

3.  Расчет коэффициента сепарации газа у приема насоса

4.  Определение давления на выходе насоса

5.  Определение потерь давления в клапанных узлах

6.  Расчет утечек в зазоре плунжерной пары

7.  Расчет коэффициента наполнения скважинного насоса

8.  Расчет коэффициента усадки нефти

9.  Расчет требуемой подачи насоса и скорости откачки

Литература

1. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

Наиболее общая задача проектирования эксплуатации скважин штанговыми насосными установками (ШСНУ) формулируется следующим образом:

выбрать компоновку основного насосного оборудования и режим его работы для конкретной скважины (или группы скважин) таким образом, чтобы обеспечивался заданный плановый отбор жидкости при оптимальных технологических и технико-экономических показателях эксплуатации.

Такая задача решается при проектировании системы разработки и эксплуатации нового нефтяного месторождения или при переводе скважин на насосную эксплуатацию с других способов.

При оптимизации работы уже эксплуатируемых установок решаются более узкие задачи, связанные с подбором только некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерия оптимальности при сопоставлении возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных приведенных затрат на подъем нефти из скважины в части, зависящей от типоразмера и режима работы ШСНУ.

При проектировании эксплуатации скважины штанговым скважинным насосом выбирают типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний, конструкцию штанговой колонны.

Для осложненных условий эксплуатации дополнительно подбирают газовые или песочные якоря или другие специальные приспособления.

Основные исходные данные для нескольких расчетных вариантов приведены в табл. 1. Первый вариант характерен для откачки малообводненной легкой нефти с высоким газовым фактором, второй - для обводненной нефти со средним по величине газовым фактором, а третий - для высоковязкой нефти. Известно, что высоковязкие нефти, как правило, содержат мало растворенного газа. Поэтому в последнем варианте для упрощения расчетов условно принято, что газовый фактор равен нулю. Кроме того, для всех вариантов принято, что содержание механических примесей мало и не превышает 0,05 % по объему.

Физические свойства компонентов добываемой продукции в функции давления и температуры могут быть рассчитаны по зависимостям, приведенным в гл. 1.

Для расчета физических свойств продукции используют следующие приближенные зависимости.

Количество растворенного в нефти газа Го(р) определяют по формуле

 (1)

где Го(рнас) - количество газа, растворенного в 1 м3 нефти при давлении насыщения рнас, приведенное к нормальным условиям, м3/м3; р, р0 - соответственно текущее рнас р р0 и атмосферное давление, МПА, с - эмпирический коэффициент, значение которого для дальнейших расчетов в соответствии с номерами вариантов принимаем равным с1=с2=0,5.

Объемные коэффициенты нефти bн(р)и жидкости bж(р) рассчитывают по следующим формулам:

 (2)

 (3)

где bн, bв(р) - объемный коэффициент нефти при р=рнас и воды соответственно. ............