Выбор оборудования и режима работы шсну

Дебит скважины по жидкости, м³/сут-13,6.

Обводненность продукции, доли ед.-0,96.

Количество раст-го в нефти газа при Р=Р_нас, н м³;

Глубина спуска насоса в скважину, м-1300.

Объемный коэффициент у приема-0,975.

Газовый фактор, н м³/м³-9,4.

Давление у приема насоса, МПа;

Давление насыщения нефти газом, МПа-7,8.

Содер-е азота в составе газа %-13.

Внутренний диаметр обсадной колонны, м-0,146.

Наружный диаметр НКТ, м-0,073.

Коэффициент сверхсжимаемости газа-1.

Средняя температура в скважине, к-321.

Кинематическая вязкость, м²/с-0,3.

Плотность дегазированной нефти, кг/м³-881.

Плотность пластовой воды, кг/м³-1170.

Плотность попутного газа, кг/м³-1,4.

Динамический уровень, м-609,5.

Давление на выходе насоса, МПа;

Объемный коэффициент при условии выхода насоса-1,037.

Объемный коэффициент при Р=Рнас-0,99.

Длина плунжера, м-1,5.

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМА РАБОТЫ ШСНУ Наиболее общая задача подбора оборудования ШСНУ и установления режима его работы формулируется следующим образом: выбрать компоновку основного оборудования и режим его работы для конкретной скважины или группы скважин таким образом, чтобы обеспечивался заданный отбор жидкости при оптимальных технологических и технико-экономических показателях эксплуатации.

Эта задача решается как при проектировании разработки нового нефтяного месторождения, так и в процессе его эксплуата-^ ции.

При оптимизации работы эксплуатируемых установок могут возникать более узкие задачи, связанные с подбором только некоторых узлов установки и ее 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 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 и песочные якоря или другие специальные приспособления (штанговращатели, дозирующие устройства и т. д.).

Существует множество методик подбора ШСНУ к нефтяным скважинам, успешно применяемых в разных нефтяных регионах. Заимствованная и опробованная в свое время на месторождениях ОАО «Оренбургнефть» методика БашНИПИнефти не нашла широкого применения. Метод расчета подачи штангового насоса в ней основан на использовании эмпирических коэффициентов, полученных для условий Оренбуржья, но из-за многообразия условий методика не всегда дает корректные результаты. Поэтому были разработаны своя методика и программа подбора глубинно-насосного и наземного оборудования, позволяющие рассчитать коэффициент продуктивности по данным динамометрирования; выбрать компоновку ШСНУ; определить коэффициент сепарации газа у приема насоса, давление на входе в насос, потери давления в клапанных узлах, утечки через зазор плунжерной пары, коэффициент наполнения ШГН, коэффициент усадки нефти.