 |
Динамометрирование глубиннoнасoсных устанoвoк
|
|
|
|
В управлении процессом глубиннонасосной добычи нефти важнейшим источником информации о работе насоса являются данные динамометрирования, которые увязывают типоразмер спущенного в скважину оборудования, характеристику станка-качалки, глубину спуска насоса и динамический уровень, дебит скважины, обводненность и т. д.
Динамограмма работы штангового глубинного насоса представляет собой запись усилий. На практике используются динамограммы по перемещению точки подвеса штанг.
Приведем технические средства, применяемые для получения динамограмм:
а) гидравлический динамограф ДГМ конструкции Г.М.Мининзона, - это прибор, обеспечивающий достаточную точность динамограмм; он удобен в работе и портативен;
б) различные системы телединамометрирования, достоинством которых является возможность быстрого получения динамограмм непосредственно на устье с последующей расшифровкой на ЭВМ.
Методика расшифровки (чтения) динамограмм основана на теоретической динамограмме нормальной работы глубинного насоса (рис. 1), при построении которой учтено действие лишь следующих сил: тяжести, упругости материала штанг и труб; полужидкого трения (штанг о трубы, плунжера в цилиндре и др.) и силы Архимеда: Исключено действие сил инерции движущихся масс и гидродинамического трения, т. е. движение штанг предполагается замедленным. Кроме того, принято, что насос и трубы герметичны, откачиваемая жидкость лишена упругости и дегазирована, цилиндр насоса полностью заполняется жидкостью. При ходе штанг вниз действует трение, уменьшающее нагрузку в точке их подвеса. Поэтому динамограф записывает линию Г1А1, соответствующую нагрузке от веса штанг, погруженных в жидкость, минус сила трения. Так как и вес штанг, и сила трения постоянны по величине, то линия Г1А 1 получается прямой, параллельной нулевой линии динамограммы. Если бы трение отсутствовало, динамограф записал бы линию АГ (пунктир), соответствующую фактическому весу штанг, погруженных в жидкость.
|
|
|
Очевидно, что трение уменьшает полезную длину хода плунжера, а значит, и производительность насоса.
Нагнетательный клапан закрывается в точке А1, а не в точке А, как это было бы при отсутствии трения. В следующий момент штанги должны изменить направление движения (снизу - вверх). Поэтому должно быть снято трение при ходе вниз и “набрано” трение при ходе вверх. Этот процесс записывается отрезком прямой А1А2 с некоторым наклоном вправо.
С точки А2 начинается процесс восприятия штангами нагрузки от веса столба жидкости, который записывается прямой линией А2Б1 (отрезки АА2 и ББ1 одинаковы). Нагрузка в точке Б1 равна сумме весов штанг и жидкости плюс сила трения (вес жидкости - это вес столба с площадью, равной сечению плунжера, и высотой - от приведенного динамического уровня до устья скважины). В точке Б1 открывается приемный клапан насоса начинается движение плунжера вверх и вход жидкости из скважины в цилиндр насоса. Далее следует движение плунжера и штанг, описывающееся линией Б1В1.
Как только точка подвеса штанг начинает движение вниз, изменяются направление и величина сил трения. Снятие нагрузки от веса жидкости начинается в точке В2 и изображается линией В2Г1, параллельной линии восприятия нагрузки штангами А2Б1. При этом вес столба жидкости передается на трубы - происходит процесс разгрузки штанг и нагружения труб.
В точке Г1 открывается нагнетательный клапан насоса и плунжер начинает двигаться вниз происходит процесс движения плунжера вниз, изображаемый отрезком Г1А1, параллельным Б1В1. Таким образом, цикл действия глубинного насоса состоит из четырех процессов и изображается в координатах: нагрузка Р на штанги в точке подвеса и перемещение S точки подвеса в виде параллелограмма.
|
|
|
На рис.1 показаны два почти подобных параллелограмма: внешний - сплошной линией и внутренний - пунктиром. Первый изображает цикл насоса с учетом полужидкого трения, а пунктирный - без учета сил трения. Цикл, изображенный пунктиром, является простейшим теоретическим циклом (соответственно имеем простейшую теоретическую динамограмму) нормальной работы глубинного насоса. Именно эта динамограмма является основой обработки и чтения практических динамограмм, получаемых на скважинах.
Параллельность линий восприятия нагрузки штангами (и одновременно разгрузки труб) и разгрузки штанг (одновременно нагрузки труб) является важнейшим признаком отсутствия утечек жидкости в насосе.
Практические динамограммы нормальной работы насоса вследствие действия сил инерции и возникновения собственных и вынужденных упругих колебаний штанговой колонны отличаются от простейшей динамограммы тем больше, чем больше число качаний станка, глубина спуска насоса и (в меньшей мере) длина хода. Поэтому до значения параметра m = 0,00002 х nL = 0,2/0,25 (n - частота качаний в минуту; L - глубина спуска насоса в м) динамограммы читаются без затруднений. При m > 0,2/0,25 возникают затруднения, усложняющие полную расшифровку динамогpaмм, вплоть до почти полной “нечитаемости” их на основе элементарной методики, излагаемой здесь. В таких случая нужно использовать метод А.С.Вирновского расчета и построения глубинной динамограммы насоса по данным, получаемым из обычной динамограммы, снятой в точке подвеса штанг. Этим методом глубинная динамограмма усилий, например в самой нижней штанге, дает возможность исключить влияние колебательного процесса в штангах, трубах и столбе жидкости и получить легкочитаемую динамограмму непосредственно глубинного насоса.
На рис. 2 показаны практические динамограммы нормальной работы глубинного насоса. Волнообразные линии при ходах штанг вверх и вниз фиксируют упругие колебания штанг: собственные и вынужденные с превалированием первых. При больших величинах сил трения и больших утечках в рабочих парах насоса колебания сильно затухают, вплоть до полного исчезновения.
|
|
|
На рис.3 представлена серия динамограмм, снятых при различных числах качаний станка и постоянстве всех других параметров откачки и условий эксплуатации, показывающих существенные изменения формы динамограммы вследствие интенсивного колебательного процесса, возникающего в штанговой колонне.
Методика элементарной обработки динамограмм, снятых в точке подвеса штанг при значении т, не большем 0,2/0,25, в общих чертах, состоит в построении простейшей теоретической динамограммы (параллелограмма) и в сравнении ее с обрабатываемой практической динамограммой. При возникновении различных дефектов в насосной установке происходят соответствующие изменения в геометрии динамограммы.
Следует учитывать, что без обработки динамограммы составление правильного заключения возможно лишь в случаях, когда параметры оборудования скважины после предшествующего динамометрирования (проведенного с обработкой динамограммы) не изменились, а конфигурация новой динамограммы дает исчерпывающую информацию о работе оборудования и без ее обработки.
Ниже приводится краткое описание и разбор наиболее характерных динамограмм, фиксирующих часто встречающиеся отклонения от нормальной работы глубинных насосов.
Динамограммы, фиксирующие утечки жидкости в подземном оборудовании.
Имеются в виду утечки более или менее значительной величины, влияющие на подачу насоса (по практическим замерам подачи). Утечки, составляющие 5% и менее от производительности насоса, трудно обнаружить на промысловой динамограмме.
На рис.4а приводится простейшая теоретическая динамограмма, показывающая значительную утечку жидкости нагнетательной части насоса. Под этим термином подразумевается утечка в зазоре между плунжером и цилиндром, в нагнетательном клапане, в месте сопряжения седла клапана и гнезда и др. В каждом конкретном случае утечка может возникнуть в одном из перечисленных мест и может быть любое сочетание этих видов утечки, но форма динамограммы (если величина утечки одна и та же) будет почти одинаковой. Методов количественной оценки величины утечки по динамограмме не существует.
|
|
|
Характерной особенностью динамограмм рассматриваемого типа является нарушение параллельности линий восприятия нагрузки штангами и разгрузки штанг. Наклон линии восприятия увеличивается, а наклон линии разгрузки уменьшается, и сама линия закругляется в части, соответствующей концу хода плунжера вверх. Имеются и другие признаки, хорошо видные на рис. 4а. На рис. 4б приводится в качестве примера практическая динамограмма утечки жидкости в нагнетательной части насоса.
На рис. 5а и 5б приводятся теоретическая и практическая динамограммы значительной по величине утечки жидкости в приемной части насоса, т. е. между шариком и седлом приемного клапана, между конусом и седлом и т. д.,в общем, форма динамограммы при утечке жидкости в приемной части глубинного насоса такая же, как и при утечке ее в нагнетательной части, но повернута в отношении осей координат на 1800.
В обоих рассматриваемых видах динамограмм фиксируется тем большая относительная утечка жидкости, чем сильнее форма динамограммы отличается от формы простейшей теоретической динамограммы - в первую очередь в отношении нарушения параллельности линий восприятия нагрузки и разгрузки.
Динамограммы незаполнения цилиндра насоса жидкостью.
Эти динамограммы могут получаться по двум совершенно различным причинам:
1. Вследствие превышения производительности насоса над притоком жидкости в скважину (включая частный случай полного отсутствия притока), при этом динамический уровень находится у приема насоса;
2. Когда динамический уровень находится выше приема насоса и в насос вместе с жидкостью поступает газ (газожидкостная смесь, поднимающаяся с забоя по скважине).
Следует yчитывать, что установить причину незаполнения цилиндра жидкостью непосредственно по форме динамограммы можно лишь тогда, когда погружение насоса под динамический уровень значительное (порядка 50 м и более): При этом газ, поступающий вместе с жидкостью в насос, обладает большим давлением и это заметно влияет на форму динамограммы. На рис.6а приведена простейшая теоретическая динамограмма для такого случая. Здесь самый характерный признак - это отличие линии процесса разгрузки штанг от прямой линии, получающейся при отсутствии газа в цилиндре. На рис. 6б дана практическая динамограмма такого типа.
На рис. 6в приводится простейшая теоретическая динамограмма незаполнения цилиндра жидкостью для случая, когда упругость газа почти не ощущается. К этому типу динамограмм приближаются динамограммы, получаемые в случаях, когда динамический уровень находится у приема насоса или же погружение приема не очень велико. На рис. 6г дана практическая динамограмма такого типа. В большинстве случаев на практике для установления причины незаполнения прибегают к следующему. После остановки скважины в течение некоторого времени снимают серию динамограмм. Если окажется, что степень незаполнения цилиндра жидкостью явно возрастает с течением времени и затем более или менее стабилизируется, имеет место случай, когда уровень находится у приема насоса. Если же степень незаполнения изменяется незначительно, происходит влияние пластового газа.
|
|
|
Динамограммы, показывающие наличие механических неполадок в подземном оборудовании (приложение 11).
Посредством динамометрирования можно также обнаружить течь в соединениях насосных труб, фонтанные проявления в скважине, приближенно определить местонахождение динамического уровня в скважине и т. д. (см. руководство по динамометрированию И.Г.Белова).
Следует учитывать, что без систематического применения динамометрирования и полного использования получаемой при этом информации нельзя осуществлять процесс глубиннонасосной добычи нефти на должном уровне.
ДОБЫЧА НЕФТИ УЭЦН
Подбор типоразмера УЭЦН к конкретной скважине и расчёт технологического режима работы скважины и параметров погружного оборудования производятся по методике, адаптированной к условиям месторождений нефтегазодобывающего управления.
Ответственность за выбор методики расчёта (подбора) установок несёт главный технолог (начальник ПТО) НГДУ.
Ответственность за правильный подбор типоразмера насоса и определение глубины спуска несут ведущий инженер (ведущий технолог) и ведущий геолог ЦДНГ.
Подбор исполнения, типоразмера и определение глубины спуска УЭЦН производятся с учётом следующих факторов:
- Возможность отбора расчётного дебита по жидкости при фактическом коэффициенте продуктивности и заданной депрессии на пласт.
- Для скважин, вскрывающих чисто нефтяные пласты, депрессия должна соответствовать проекту разработки и не приводить к снижению давления в призабойной зоне ниже давления насыщения.
- При наличии невскрытого перфорацией водоносного пласта выше или ниже продуктивного объекта, перепад давлений на 1 метр разобщённого интервала не должен превышать соответственно 1,5 МПа.
- Критические дебиты (депрессии) каждой конкретной скважины в водоплавающих и газонефтяных залежах определяются на основании опыта эксплуатации скважин с идентичными геолого-техническими характеристиками призабойной зоны.
- Интенсивность набора кривизны эксплуатационной колонны в зоне размещения УЭЦН не должна превышать:
для УЭЦН5 при диаметре эксплуатационной колонны 146мм - 6 минут на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168мм - 12 минут на 10 метров;
для УЭЦН5А при диаметре эксплуатационной колонны 146мм - 3 минуты на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168мм - 6 минут на 10 метров;
для УЭЦН с неистёкшим сроком гарантийной эксплуатации интенсивность искривления не должна превышать 3 минуты на 10 метров;
при отсутствии участков с указанной интенсивностью искривления выбирается участок с минимальной для данной скважины её величиной и согласовывается с главным инженером НГДУ.
- В зоне работы погружной установки отклонение ствола скважины от вертикали не должно превышать 40 градусов.
- Погружение насоса под динамический уровень определяется содержанием свободного газа в продукции скважины (в пластовой жидкости) в условиях приёма насоса: до 25% без газового сепаратора, 25-50% с газовым сепаратором.
- Максимальное гидростатическое давление в зоне работы УЭЦН не должно превышать 20 МПа (200 кгс/см2).
- Водородный показатель попутной воды должен соответствовать рН 6,0 – 8,5.
- Массовая концентрация твёрдых частиц (твёрдостью более 5 баллов по шкале Мооса) в добываемой жидкости не должна превышать 100 мг/л для УЭЦН обычного исполнения. Для УЭЦН специального исполнения данная величина приведена в таблице комплектации (приложение 9).
- Для скважин с повышенным содержанием КВЧ рабочий режим подбирается в правой зоне рабочего диапазона.
- Максимальная концентрация сероводорода для установок обычного исполнения не должна превышать 0,01 г/л, а для коррозионностойкого исполнения – 1,25 г/л.
- Максимальная обводнённость скважинной жидкости не должна превышать 99%.
- Температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата не должна превышать 90 0С.
- Подбор напора насоса должен производиться с учётом обеспечения откачки жидкости глушения при выводе на режим, а также обеспечения подачи пластовой жидкости при ожидаемых динамическом уровне, буферном давлении и потерях на трение в подъёмном лифте и нефтесборе до ДНС, работы ЭЦН в зоне оптимального режима напорно-расходной характеристики.
- В комплекте подвески УЭЦН допускается применение дополнительных вспомогательных элементов только заводского исполнения или изготовленных по стандартам ОАО «Сургутнефтегаз».
|
|
|
