МЕТОДИКА ВИЗНАЧЕННЯ ПАРАМЕТРІВ ГАЗОРІДИННОЇ СУМІШІ СВЕРДЛОВИНИ ПРИ ЇЇ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ШТАНГОВИМ НАСОСОМ

Анотація

З метою розрахунку режиму роботи свердловинного штангового насоса, який приводиться в рух верстатом-гойдалкою, і струминного апарата (насоса, ежектора), при їх одночасній експлуатації, на прикладі реальної нафтової свердловини 753-Д НГВУ «Долинанафтогаз» визначено розподіл тиску і температури вздовж стовбура свердловини – від вибою до її гирла. При цьому застосовано вдосконалену методику розрахунку цих параметрів, яка базується на відомих методах Поеттмана-Карпентера і Баксендела. Завдяки цьому було усунуто недолік вказаних методів, а саме припущення, що характер зміни тиску та температури вздовж стовбура свердловини є лінійним, що  дозволило одержати на 23% точніші результати. Крім того, застосовуючи алгоритм визначення густини ідеальної газорідинної суміші, обчислено швидкість руху газоводонафтової і водонафтової сумішей для низки перерізів по висоті насосно-компресорних труб за різних кутів повороту кривошипа верстата-гойдалки. Вказані величини дають можливість визначити глибину розташування нафтогазового ежектора у свердловині, а отже, і параметри на його вході (тиск, температуру, швидкість руху газорідинної суміші, її густину та ін.). Одержано залежності, що характеризують зміну густини газорідинної суміші свердловини вздовж її стовбура, а також густини вільного нафтового газу та об’ємного витратного газовмісту потоку в залежності від перерізу, що розглядається. Всі вище зазначені алгоритми були реалізовані за допомогою розроблених комп’ютерних програм. За допомогою отриманих результатів можливо обрати найвигідніше розташування ежектора для забезпечення ним максимального зниження тиску і зменшення навантаження на колону штанг.

С целью расчета режима работы скважинного штангового насоса, приводящегося в движение станком-качалкой, и струйного аппарата (насоса, эжектора) при их одновременной эксплуатации, на примере реальной нефтяной скважины 753-Д НГДУ «Долинанефтегаз» определено распределение давления и температуры вдоль ствола скважины – от забоя до ее устья. При этом использована усовершенствованная методика расчета этих параметров, которая основывается на известных методах Поеттмана-Карпентера и Баксендела. Благодаря этому устранен недостаток указанных методов – предположение, что характер изменения давления и температуры вдоль ствола скважины является линейным, что позволило получить более точные результаты до 23%. Применяя алгоритм для определения плотности идеальной газожидкостной смеси, поссчитана скорость движения газоводонефтяной и водонефтяной смесей для ряда сечений по высоте насосно-компрессорных труб и различных углов поворота кривошипа станка-качалки. Указанные величины позволяют определить глубину расположения нефтегазового эжектора в скважине и параметры на его входе (давление, температуру, скорость движения газожидкостной смеси, плотность и др.). Получены зависимости, характеризующие изменение плотности газожидкостной смеси скважины вдоль ее ствола, а также плотности свободного нефтяного газа и объемного расходного газосодержания потока для рассматриваемых сечений. Все вышеуказанные алгоритмы были реализованы с помощью разработанных компьютерных программ. По полученным результатам можно оценить наиболее выгодное расположение эжектора с целью обеспечения им максимального снижения давления и уменьшения нагрузки на колонну штанг.