Коэффициент подачи штангового насоса

Экспериментальное моделирование считается по праву эффективным способом анализа процессов протекающих в оборудовании, расположенном в местах недоступных человеку. Штанговый скважинный насос спускают в скважину на большие глубины. Для определения эффективности работы такого насоса мы предлагаем использовать экспериментальное моделирование. Так как эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами широко распространена на большей части нефтедобывающих месторождений мира, то поставленная задача представляется нам актуальной.

В реальных условиях низкие показатели эксплуатации насосной установки во многом объясняются незаполнением цилиндра штангового насоса жидкостью. Наибольшее влияние на степень заполнения жидкостью оказывает наличие газа в продукции. При ходе плунжера вверх в цилиндр насоса поступает газожидкостная смесь, и по мере увеличения объема под плунжером происходит как расширение свободного газа, так и выделение растворенного. Поэтому под влиянием газа происходит уменьшение коэффициента заполнения штангового скважинного насоса за счет того, что газ занимает часть рабочего цилиндра, и при движении плунжера вниз подвергается сжатию, а при движении вверх расширению, что приводит к снижению эффективности работы насоса [1].

Экспериментальные исследования проводили на стенде специальной конструкции (рис. 3.4), изготовленном фирмой ООО ЃбФЕСТО-РФЃв, куда входит насос, состоящий из плунжера 1, всасывающего V03 и нагнетательного клапанов V04. Насос соединен с модулем, имитирующим растяжения штанг, оборудованным ультразвуковым датчиком Z1. Модуль соединен с приводом, представляющим собой регулируемый пневматический привод A1. Для поддержания необходимого уровня жидкости, емкость Н1 разделена на две части и оборудована циркуляционным насосом P1, подача которого превышает максимальную подачу штангового скважинного насоса. Компрессор C1 используется для поддержания давления для работы пневматического силового привода. Стенд оборудован дросселем V01 для регулирования подачи сжатого воздуха под нагнетательный клапан. Линия подачи сжатого воздуха имеет в своем составе обратный клапан V03.

Рисунок 3.4. Упрощенная принципиальная схема стенда [2]

1 - плунжер; V03 - всасывающий клапан; V04 - нагнетательный клапан; Z1 - ультразвуковой датчик; A1 - регулируемый пневматический привод; Н1 - емкость; P1 - циркуляционный насос; C1 - компрессор; V01 - дроссель; V03 -обратный клапан

Стенд обеспечил возможность: измерения коэффициентов подачи, наполнения, упругих растяжений штанг; измерения этих же показателей для каждого двойного хода; определения изменения показателей во время двойного хода; записи результатов замеров; изменения числа двойных ходов и длины хода; применения клапанов различных типоразмеров; работы с небольшим объемом жидкости; быстрой подготовки к новому циклу измерений.

Конструкция стенда позволяет получать необходимую для исследования точность измерения коэффициентов наполнения, упругих растяжений и подачи. Программируемый силовой пневматический привод дает возможность изменять число двойных ходов в минуту и длину хода. Исследованиям на стенде предшествует определение диапазона скоростей откачки путем выбора диаметра насоса, диаметра отверстия клапана, длины хода, числа двойных ходов. В реальном насосе скорость движения жидкости в отверстии клапана варьирует в интервале от 0,8 до 4,0 м/с (рекомендуется не более 2,5 м/с). Эксперименты проводили при условиях, позволяющих получать скорости течения жидкости через отверстия клапана в указанном диапазоне значений скорости. Для анализа степени влияния растворенного газа в нефти на коэффициент подачи штангового скважинного насоса, были проведены серии экспериментов: с помощью дросселя регулировалась подача воздуха с расходом 0.17 л/мин до 0.97 л/мин (рис. 3.5, рис. 3.6, рис. 3.7).

Для определения погрешности эксперимента на нескольких режимах проводили по нескольку десятков замеров, рассчитывали средние значения и дисперсию полученных данных.

Под влиянием свободного газа может произойти срыв подачи насоса, который заключается в том, что насос перестает засасывать из скважины газожидкостную смесь или пену, так как рабочая часть цилиндра целиком заполняется газом. При ходе плунжера вниз газ сжимается, а при ходе вверх - расширяется. Давление газа в цилиндре при ходе вверх не становится ниже давления всасывания и поэтому приемный клапан не может открыться. Срыв подачи может происходить только от действия газа, оставшегося во вредном пространстве. Если вредное пространство полностью освобождается от газа к началу хода вниз, то срыва не может быть. Это обстоятельство очень важно для практики, так как оно означает, что при отсутствии влияния вредного пространства работа насоса устойчива при любом даже самом низком коэффициенте наполнения [3]. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН- 2, НСВД), либо увеличением длины хода плунжера (длинноходовой насос, правильная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса. Однако тип насоса всегда должен быть правильно подобран к условиям скважины.

 

 

ВАРИАНТ 9

 

4.2. Общая характеристика проектных документов

Инициатором подготовки проектно-технологической документации (ПТД) является недропользователь, им готовится техническое задание (ТЗ) на выполнение работы научной организацией. В ТЗ недропользователем ставятся задачи, которые необходимо решить при выполнении ПТД. На основе этого технического задания проектной организацией составляется календарный план выполнения работы. При необходимости ключевые моменты работы согласуются с заказчиком. Обычно это касается качества создаваемых геологических и геолого-технологических моделей, уровней отборов, величин конечных коэффициентов извлечения нефти. Выполненная работа проходит приемку у заказчика, которая включает экспертизу и защиту на научно-техническом совете (НТС) заказчика. Затем недропользователь представляет работу в ФГУ «Экспертнефтегаз», где проводится государственная экспертиза. При положительном заключении экспертизы работа выносится на заседание Центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений (ЦКР). На ЦКР недропользователь и автор работы проходят ее защиту. При положительном решении комиссии составляется протокол заседания, который и является тем заключительным документом, которым утверждаются решения, предложенные в ПТД. После утверждения протокола заместителем министра он обретает юридическую силу. Все государственные органы, контролирующие выполнение лицензионных соглашений и правильности разработки месторождения, руководствуются решениями, утвержденными этим протоколом. Проекты пробной эксплуатации разведочных скважин и проекты пробной эксплуатации залежей (участков залежей) предназначе

 

ны для уточнения геолого-физических свойств коллекторов и насыщающих их флюидов. Они включают комплекс исследований скважин, результаты которых являются основанием для подсчета запасов нефти. Проект пробной эксплуатации согласовывается с местными органами Ростехнадзора РФ. Технологическая схема опытно-промышленной разработки залежи или участка залежи, технологическая схема разработки залежи (месторождения), проект разработки месторождения, проект доразработки месторождения по статусу выше и утверждаются ЦКР. В более позднее время разработки или при существенном изменении основных геологофизических свойств пород и флюидов составляются авторский надзор за реализацией проектов и технологических схем разработки, анализ разработки залежей (месторождений), которые утверждаются также ЦКР.

5.2.3. Применение щелочных агентов

Применение щелочного заводнения основано на взаимодействии щелочи с пластовыми жидкостями и породой. Основными факторами повышения нефтеотдачи при этом считаются следующие: снижение межфазного натяжения на границе нефти и раствора щелочи, образование эмульсии, вязкость которой выше, чем обычной воды, изменение смачиваемости поверхности породколлекторов, растворение прочных граничных пленок. В последнее время к положительным факторам стали относить и образование осадка в результате взаимодействия раствора щелочи с ионами кальция и магния, содержащимися в пластовых водах. При образовании осадка происходит перераспределение объемов закачиваемого агента по толщине и увеличение охвата пласта процессом заводнения. Механизм повышения нефтеотдачи главным образом основан на реакции нейтрализации кислотных компонентов нефти с образованием поверхностно-активных веществ. В ряде случаев происходит активизация (резкое усиление поверхностно-активных свойств) некоторых естественных поверхностно-активных компонентов нефти под воздействием растворов сильных щелочей. К числу таких компонентов относятся смолы, асфальтены и другие высокомолекулярные вещества. Для оценки степени активности нефтей применительно к щелочному заводнению широко используется кислотное число нефти, которое характеризует наличие в нефти органических кислот. У наиболее активных нефтей кислотное число может быть равно 2,5 мг КОН на 1 г нефти. Для достижения эффективных результатов щелочного заводнения кислотное число должно быть не менее 0,5 мг КОН на 1 г нефти. Тем не менее,

по мнению Мангэна, исследования следует проводить и с нефтями, для которых кислотное число не превышает 0,2 мг КОН на 1 г нефти. Первый крупный промысловый опыт по закачке щелочного раствора получен на Трехозерном месторождении в Западной Сибири. Щелочное заводнение организовано в терригенные коллектора на двух опытных участках, включающих 59 добывающих и 15 нагнетательных скважин. В период с 1976 по 1984 гг. закачано 15,5 тыс. т едкого натра, в первые годы закачка раствора 1 % концентрации велась постоянно, затем циклически закачивали раствор и подтоварную воду. Средняя концентрация раствора составляла 0,2–0,32 %. По первому участку создана оторочка 20 % нефтенасыщенного объема пор пласта, дополнительно получено 75,9 тыс.т нефти, прирост коэффициента нефтеотдачи 3,1 %. По второму участку оторочка полностью не сформирована, дополнительная добыча нефти оценена в количестве 49,4 тыс. т [23]. В Пермской области закачка раствора щелочи начата в 1978 г. в терригенные коллектора Шагиртско-Гожанского месторождения на одном опытном участке. Промышленная закачка велась с 1983 г. последовательно на четырех участках, все участки включали 13 нагнетательных и 72 добывающих скважины. В период с 1978 по 1990 гг. закачано 14,1 тыс. т едкого натра. Закачка велась периодически, в основном в летнее время. При отсутствии щелочи закачивали пресную или сточную воду. Средняя концентрация реагента составила 0,24 %. Размер оторочки по участкам изменялся от 1 до 0,17 объема пор пласта. Прирост нефтеотдачи по участкам изменялся от 25 до 1,4 %, в среднем составляя 5,6 %. Дополнительная добыча нефти по всем участкам на 01.01.1991 г. составила 662,4 тыс. т [18]. Принципиальная технологическая схема установки по приготовлению и закачке раствора щелочи приведена на рис. 5.1, которая состоит из трех основных частей: установки растворения, резервуарного парка и насосной. Твердая каустическая сода загружается в камеры растворения 1. После заполнения водой емкостей 2 включают насосы 3, путем многоразовой циркуляции воды из емкости через насос и сопла происходит растворение каустика. С установки растворения раствор

 

щелочи 25 % концентрации поступает в резервуарный парк в один из трех горизонтальных аппаратов 4, в которых раствор отстаивается и охлаждается. Насосами 5 и 6 раствор, если необходимо, разбавляется дополнительно водой и перемешивается. Кроме того, насос 5 служит для перекачки жидкой щелочи в спецавтомашину или из нее. Дозировочными насосами 7 концентрированный агент подается на прием агрегата БКНС 8, к которому подводится и пресная вода. При движении раствора по водоводу от БКНС через водораспределительный пункт 9 поступает к скважинам 10, и его концентрация доходит до 1 %.

Упругогазоводонапорный режим. Основной источник энергии при этом режиме – упругие силы воды и породы, а также расширяющегося газа. Действие упругих сил превалирует, если проницаемость пласта невысокая, стороение пласта неоднородное, а область питания расположена на значительном удалении от залежи, т.е. гидродинамическая связь газовой залежи с областью питания слабая. Действие упругих сил воды и породы проявляется в залежи не сразу, поскольку при первых отборах газа пластовое давление в залежи снижается незначительно. Однако небольшое снижение пластового давления вызовет расширение газа, напор которого будет единственным источником пластовой энергии на первом этапе раз

работки газовой залежи, т.е. в начальный период в ней устанавливается газовый режим. Непрекращающийся стабильный отбор газа способствует снижению пластового давления не только внутри залежи, но и в окружающей залежь водоносной части пласта. В результате создаются условия для проявления упругих сил воды и породы. Действие этих сил направлено в сторону залежи. Пластовые воды, поступая в залежь, занимают освободившийся объем пласта. При этом начинается медленный подъем газоводяного контакта. Напор, создаваемый упругими силами воды и породы, не компенсирует падение пластового давления, которое при стабильных отборах газа продолжает снижаться. По мере продолжающегося отбора газа и снижения пластового давления в залежи скорость продвижения воды возрастает, тем самым способствуя увеличению газоотдачи в конечный период разработки. Упругогазоводонапорный режим часто встречается в газовых залежах. Газовый режим. В залежах с газовым режимом отбор газа производится за счет давления, создаваемого расширяющимся газом. Поэтому газовый режим называют еще режимом расширяющегося газа. Этот режим проявляется в залежах, приуроченных к полностью запечатанным ловушкам, образовавшимся в результате литологического ограничения и тектонического экранирования. Обычно это небольшие залежи. Для газового режима характерно снижение пластового давления, прямо пропорциональное отбору газа, так как внешних источников для поддержания пластового давления с таким режимом не имеется. Газовый режим может возникнуть в залежах, в которых действуют водонапорный и упруговодонапорный режимы, если темпы отбора газа будут существенно превышать скорость поступления в залежь краевых вод.

7.4. Газоотдача пластов при разработке газовых месторождений

Газоотдача (коэффициент газоотдачи) является важнейшим параметром, от правильного определения которого зависит полнота

 

извлечения газа, прогноз разработки месторождения, система его обустройства и, в конечном итоге, эффективность разработки. Коэффициент газоотдачи газовых и газоконденсатных пластов, как правило, выше, чем коэффициент нефтеотдачи, по ряду причин. В отличие от нефти газы слабо взаимодействуют с поверхностью пористой среды, обладают небольшой вязкостью (в 100 и более раз меньшей, чем вязкость легких нефтей); вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде; при этом пластовое давление уменьшается до значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может достигать 90–95 %. Однако следует учитывать то, что на газоотдачу влияет множество факторов и значение ее практически бывает ниже указанных цифр. Коэффициент газоотдачи равен отношению извлеченных запасов газа к начальным его запасам, достигает 0,8–0,85 при водонапорном и 0,9–0,95 – при газовом режимах. Одним из факторов, влияющих на газоотдачу, является остаточное давление в пласте в конечной стадии эксплуатации. Естественно, что наибольшая газоотдача пласта может быть достигнута при снижении пластового давления до возможно минимального, при котором устьевые давления в скважинах будут близки или даже ниже атмосферного (отсос газа из скважины под вакуумом). Однако при этих условиях дебиты скважин становятся низкими вследствие небольших перепадов давления (Рпл – Рзаб). Поэтому, исходя из технико-экономических соображений, разработку газовой залежи практически прекращают при давлениях на устье скважин больших атмосферного. Начальные извлекаемые запасы газа – геологические (балансовые) запасы, умноженные на проектный коэффициент газоотдачи. Виды профессиональной деятельности.

Эксплуатационная деятельность:

· эксплуатация и контроль за состоянием объектов нефтегазового производства, инженерный мониторинг;

· контроль за соблюдением технологической дис­циплины и правильной эксплуатации технологического оборудования;

· соблюдение требований и методов использования оборудования, правил, действующих норм и условий его работы;

· установление причин неисправностей при работе технологического оборудования, технологии производства, принятие мер по их устранению;

· использование передовых методов ремонта и ре­новация технологического оборудования.

Организационно-управленческая деятельность:

· организация работы коллектива исполнителей, принятие управленческих решений в условиях различных мнений;

· нахождение компромисса между различными тре­бованиями (стоимости, качества, безопасности и сроков ис­полнения) как при долгосрочном, так и при краткосрочном планировании и определении оптимальных решений;

· оценка производственных и непроизводственных затрат на обеспечение качества продукции;

· осуществление технического контроля и управле­ния качеством нефтегазовой продукции.

Научно-исследовательская деятельность:

· фундаментальные и прикладные исследования в области нефтегазового дела;

· создание новых технологий, технических средств;

· выполнение опытно-конструкторских разработок;

· анализ состояния и динамики объектов деятель­ности с использованием необходимых методов и средств.

Проектно-конструкторская деятельность:

· формирование целей проекта (программы), ре­шение задач, критериев и показателей достижения целей, построение структуры и взаимосвязей, выявление приоритетов решения задач с учетом нравственных аспектов деятельности;

· разработка обобщенных вариантов решения про­блемы, анализ этих вариантов, прогнозирование последствий, нахождение компромиссных решений в условиях многокритериальности, неопределенности, планирование реализации проекта;

· использование информационных технологий при разработке проектов нефтегазовых объектов и производств;

· разработка проектов технических условий, стан­дартов и технических описаний.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» будет знать:

· свойства исходного сырья, материалов и реагентов, влияние их свойств на ресурсосбережение и надежность технологических процессов;

· способы осуществления основных технологических процессов;

· прогрессивные методы эксплуатации технологического оборудования; основы разработки малоотходных, энергосберегающих экологически чистых технологий;

· методы проектирования технологических процессов, обеспечивающих получение эффективных решений при строительстве или реконструкции предприятий отрасли;

· передовые методы ремонта технологического оборудования и средств автоматизации технологических процессов;

· экономико-математические методы при выполнении экономических расчетов в процессе управления;

· методы организации производства и эффективной работы трудового коллектива на основе современных мето­дов управления.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» будет владеть:

· методами определения оптимальных и рацио­нальных технологических режимов работы оборудования;

· методами управления проектирования действую­щих технологических процессов обеспечивающих выпуск продукции, отвечающей требованиям стандартов и рынка;

· компьютерными технологиями и методами про­ектирования обеспечивающих получение и эффективных решений при строительстве технологических решений при строительстве скважин, эксплуатации нефтегазовых место­рождений, транспорте углеводородного сырья;

· методами анализа причин возникновения непола­док в производственном процессе и разработки мероприятий по их предупреждению;

· методами разработки технологических и техничес­ких заданий на новое строительство, реконструкцию нефтегазовых объектов, обоснования технологической схемы производства и охраны труда, обеспечения экологической чистоты производства;

· принципами выбора наиболее рациональных способов защиты порядка действия коллектива предприятия (цеха, отдела, лаборатории) в чрезвычайных ситуациях.

Возможности продолжения образования выпускника.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», освоивший основную образовательную программу высшего профессионального образования подготовлен к обучению в аспирантуре по направлениям: 250017 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений; 051318 — Математическое моделирование,

численные методы и комплекс программ.