Коэффициент подачи шсну

Содержание

Режимы откачки (работы) для ШСНУ

Производительность насосной установки, определяемая по длине хода полированного штока и называемая теоретической производительностью, равна

Производительность ШСНУ.

Qн = 1440*Fн*Sо*n, м3/сут

Fн-площадь сечения плунжера, м2

Sо-длина хода полированного штока, м

n-число качаний в минуту,

Фактическая производительность.

Q=Qт*hпод=1440* Fн*Sо*n*hпод

hпод-коэффициент подачи насоса, учитывающий все потери производительности насоса на пути движения от приемного клапана до устья скв.

hпод= Qд/Qт≥ 0,6-0,65

Qд- действительная подача, замеряемая на поверхности, после охлаждения и сепарации.

Фактическая производительность с учетом удлинения штанг и труб от статической нагрузки весом столба жидкости и коэффициента наполнения насоса.

Q=1440* Fн*n**hнап

hнап — коэффициент наполнения насоса,

Рж – усилие от веса столба жидкости, высотой от динамического уровня до устья

fшт – площадь сечения щтанг,

L – глубина спуска насоса,

E – модуль упругости для стали,

fтр — площадь сечения труб.

Факторы снижающие производительность: попадание в цилиндр свободного газа, наличие вредного пространства, потеря хода от растяжения и сжатия колонн штанг и НКТ, утечки жидкости через нагнетательный клапан и через контакт цилиндра и плунжера, усадка жидкости.

Режим откачки – режим работы насосного оборудования, определяемый сочетанием диаметра насоса, длины хода плунжера и числом качаний, т.е. параметрами, которые можно изменять.

В зависимости от некоторых технологических характеристик работы СШНУ различают статический и динамический режим ее работы.

Для статических режимов работы установки динамические составляющие в общей нагрузке, действующей на колонну штанг, являются небольшими и не оказывают значительного влияния на работу всей системы.

Критерием оценки режима работы установки является параметр динамического подобия, называемый параметром Коши

Где w — угловая скорость вращения кривошипа, 1/с;

Н — длина колонны штанг (глубина спуска насоса), м;

а — скорость звука в колонне штанг, м/с.

Скорость звука зависит от конструкции штанговой колонны и может быть принята:

для одноразмерной колонны а = 4600 м/с;

для двухразмерной колонны а = 4900 м/с;

а для трехразмерной — 5300 м/с.

Параметр Коши можно использовать для разделения режимов работы установки на статические и динамические.

Выражая угловую скорость вращения кривошипа w через число качаний

где п — число качаний, 1/мин, параметр Коши запишем в виде:

Если φф < φгр , где φгр — граничная величина параметра Коши, то режим работы установки статический; если же φф > φгр , то режим работы установки динамический (φ ф— фактический параметр Коши для рассматриваемого режима работы установки).

Как показывают расчеты, для наиболее распространенных условий работы штанговых установок при эксплуатации скважин граничная величина параметра Коши может быть ориентировочно принята равной φ = 0,4.

В качестве основы для подбора скважинных штанговых насосных установок часто используется универсальная методика подбора скважинных насосных установок.

Классификация режимов откачки:

2. Режим длинноходный: наибольшая длина хода и диаметр насоса больше, а число качаний меньше, чем при нормальном режиме. (3,5 м дл хода и 6-8 к/мин)

3. режим короткоходный (длина хода 0,9-1,2 м число качаний 6-10 к/мин)

5. Тихоходный режим (дл хода 1,8-3 м, число качаний 2-4 к/мин)

Согласно Мищенко режимы работы ШСНУ можно разделить на статические и динамические. При статических режимах динамические нагрузки (инерционные, вибрационные) на насосную установку не оказывают существенного влияния. При динамических режимах оказывают – и чем интенсивнее тем выше износ оборудования и риск аварии, поэтому данный режим нежелателен. Критерием для разделения статических и динамических режимов является фактор динамичности: отношение инерционного ускорения (определяется из расчетов) к g. Если меньше 0,5, то статический, если больше то динамический, равен 1 – критический. Число качаний соответствующих критическому режиму определяется через формулу (S – длинна хода полированного штока, r – радиус кривошипа, l – длинна шатуна)

Динамические режимы соответствуют быстроходным режимам.

Оптимизация работы скважины

Оптимизацию технологических режимов работы можно проводить по нескольким группам скважин.
1. Скважины, работающие в режиме автоматического повторного включения (АПВ).
При данном режиме работы при постоянных запусках и остановках УЭЦН происходит износ обмотки погружного электродвигателя и кабеля, из-за чего может произойти отказ установки по причине R-0 (остановка погружного оборудования по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-погружной электродвигатель (ПЭД)» до 0,2 кОм и ниже).
Оптимизацию режима фонда скважин АПВ очень сложно произвести.
Это можно сделать путем установки штуцера, что не всегда может помочь, и установкой частотно-регулируемого привода (ЧРП), но их на самом деле мало и устанавливать разрешается только на высокодебитные скважины.
Работа УЭЦН в режиме АПВ с использованием ЧРП строго запрещена.
В этих случаях УЭЦН работает на пониженной частоте, но в постоянном режиме, либо частотный преобразователь с этой скважины снимают и ставят на другую.
Оптимизацию режима можно произвести и во время ремонта, то есть вместо высокодебитного оборудования, которое работало в режиме АПВ, можно спустить в скважину менее производительный ЭЦН (например, вместо ЭЦН 125 или 80 спускается ЭЦН 50 или 60).
Также можно проводить оптимизацию режима эксплуатации скважин, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем.
По тем скважинам, по которым есть возможность, увеличивают частоту с промышленной (50 Гц) на несколько герц выше для увеличения дебита.
2. Часто останавливающиеся скважины (ЧОС).
Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.)
При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН — не более 25 МПа, температура не более 90 оС.
Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин/10 м.
Вначале устанавливают необходимые исходные данные — выбирают уравнение притока, определяют свойства нефти газа и воды и их смесей, конструкцию эксплуатационной обсадной колонны, глубину спуска насоса находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока на входе.
Производительность УЭЦН регулируется:
1. Методом штуцирования (на устье скважины)
2. При помощи преобразователя частоты:
3. При помощи изменения глубины подвески ЭЦН
4. Замена насосной установки ШСН
Режим откачки — режимы работы насосного оборудования, определяемый сочетанием диаметра насоса, длины хода плунжера и числом качаний, т.е. параметрами, которые можно изменять.
Классификация режимов откачки:
1. Нормальные режимы, характеризуемые наибольшей длиной хода (для данного станка-качалки) и наименьшим Ø насоса (дл хода 1,8-3 м число качаний 2-4 к/мин
2. Режим длинноходный: наибольшая длина хода и Ø насоса больше, а число качаний меньше, чем при нормальном режиме. (3,5 м дл хода и 6-8 к/мин)
3. Режим короткоходный (длина хода 0,9-1,2 м число качаний 6-10 к/мин)
4. Быстроходные режимы: частота качаний больше, а длина хода меньше, чем при нормальном режиме (дл хода 1,2-2 м, число качаний 10,15 к/мин)
5. Тихоходный режим (дл хода 1,8-3 м, число качаний 2-4 к/мин)
На работу насоса влияет потеря хода плунжера, утечки, усадка жидкости.
Регулирование работы скважины, оборудованной ШСНУ сводится к изменению числа двойных ходов плунжера (чрезмерное увеличение n приводит к тому, что клапаны не будут успевать нормально реагировать на изменение давления в цилиндре) и длины хода плунжера.
Фонтан зависит от давления насыщения, газового фактора, от структуры потока, режима движения газожидкостной смеси, плотности скважинной продукции, пластового давления.
Условие фонтанирования нефтяной скважины от гидростатического давления: Рпласт>ж g Н,
где Рпласт – пластовое давление, ж — плотность скважинной продукции, g — ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c2, Н -длина столба жидкости ( глубина скважины по вертикали).
Уравнение баланса давлений в фонтанной скважине:
Рзаб = Рст.ф + Ртр + Руст

ПРИНЦИПЫ ПОДБОРА ОБОРУДОВАНИЯ ШСНУ И УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА ЕГО РАБОТЫ

Подбор оборудования скважины и режима его работы производится индивидуально к каждой скважине. Основным требованиям к решению этой задачи является соответствие режима работы скважины, производительности скважинного насоса при возможно минимальных значениях нагрузки на головку балансира станка-качалки. При подборе ШСНУ учитываются геолого-физические условия эксплуатации скважины.

Совокупность геологических, технических и технологических параметров обуславливает работу установки только в течение определенного времени, поскольку основной узел — штанговый насос — относится к невосстанавливаемым изделиям.

Установление режима работы ШСНУ есть согласование режима откачки жидкости из скважин притокам жидкости из пласта.

Схема выбора насосной установки и режима ее работы:

  • 1. Замеряют глубину скважины, диаметр эксплуатационной колонны, планируют дебит, определяют обводненность, плотность дегазированной нефти, газа, газовый фактор, вязкость нефти, давление насыщения, пластовое и устьевое давления, среднюю температуру в стволе скважины, коэффициент продуктивности, объемный коэффициент нефти при давлении насыщения.
  • 2. Определяют дебит нефти по данным пункта 1, забойное давление. Строят кривую распределения давления по стволу скважины при известном забойном давлении. Пользуясь этой кривой определяют глубину спуска насоса.
  • 3. По диаграмме А.Н. Адонина выбирают диаметр насоса, подбирают диаметр НКТ, определяют газовый фактор в НКТ, строят кривую распределения давления в НКТ и по ней находят давление на выходе насоса.
  • 4. Определяют максимальный перепад давления в клапанах, утечки, подачу насоса, коэффициент наполнения, скорость откачивания. По диаграмме А.Н. Адонина выбирают станок-качалку. Подбирают электродвигатель для станка-качалки.

Для изучения и оценки влияния многочисленных факторов на работу ШСНУ, в частности, штангового глубинного насоса предложена специальная номенклатура показателей, основными из которых являются:

  • 1. средняя наработка насоса и вероятность безотказной работы;
  • 2. начальный и конечный коэффициенты подачи насоса;
  • 3. средний срок службы насоса до списания;
  • 4. коэффициент эксплуатации;
  • 5. межремонтный период скважины, предопределяемый работой установки и насоса.

Способы регулирования режима работы УСШН

Изменение режима работы – это изменение производительности насоса.

Теоретическая производительность насоса:

Тест на знание английского языка Проверь свой уровень за 10 минут, и получи бесплатные рекомендации по 4 пунктам:

  • Аудирование
  • Грамматика
  • Речь
  • Письмо

Проверить

,

Где 1440 – число минут в сутках; D-диаметр плунжера насоса, м; S- длина хода полированного штока, м; n-число качаний в мин.; F- площадь поперечного сечения плунжера;

Фактическая подача насоса по динамограмме:

, где ,

Узнай стоимость написания работы Получите ответ в течении 5 минут. Скидка на первый заказ 100 рублей!

Существует 2 способа регулирования. Это изменение длины хода полированного штока (меняется длина хода плунжера Sпл.) и числа качаний головки балансира в минуту n. Предпочтительнее первое. Увеличение длины хода штока можно осуществить за счет смещения шатуна на кривошипе дальше от оси. Число качаний балансира меняется за счет:

  • изменение передаточного отношения с помощью изменения диаметра шкива редуктора
  • замена электродвигателя
  • изменения местоположения шкива
  • использование в приводе частотно-регулированного параметра
  • ступенчатое регулирование вращения вала электродвигателя с помощью обмоток
  • использование дополнительного червячного редуктора между электродвигателем и основным редуктором для тихоходных приводов

Также можно менять параметры глубинного насоса (изменение площади поперечного сечения плунжера Fпл.).

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы. К постоянным факторам можно отнести: влияние свободного газа в откачиваемой смеси; уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб; уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах. К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести: утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости; утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии; утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

Производительность насоса. Теоретическая производительность ШСН равна

Теоретическая производительность ШСН равна

, м3/сут.,

где 1440 — число минут в сутках;

D — диаметр плунжера наружный;

L — длина хода плунжера;

n — число двойных качаний в минуту.

Фактическая подача Q всегда < Qt.

Отношение , называется коэффициентом подачи, тогда Q = Qt an, где an изменяется от 0 до 1.

В скважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т.е. в частично фонтанирующих через насос скважинах может быть an >1. Работа насоса считается нормальной, если an =0,6¸0,8.

Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами

an=ag×aус×aн×aуm,

где коэффициенты:

ag — деформации штанг и труб;

aус — усадки жидкости;

aн — степени наполнения насоса жидкостью;

aуm — утечки жидкости.

где ag =Sпл/S , Sпл — длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб); S — длина хода устьевого штока (задается при проектировании).

Sпл=S — DS, DS=DSш+DSт,

где DS — деформация общая; S — деформация штанг; DSт — деформация труб.

aус =1/b

где b — объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и поверхностных условиях.

Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса

где — газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания).

Коэффициент, характеризующий долго пространства, т.е. объема цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить aн.

Коэффициент утечек

где gyт — расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ); ayт — величина переменная (в отличие других факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменению коэффициента подачи.

Оптимальный коэффициент подачи определяется из условия минимальной себестоимости добычи и ремонта скважин.

Уменьшение текущего коэффициента подачи насоса во времени можно описать уравнением параболы

, (3.1.)

где an — начальный коэффициент подачи нового (отремонтированного) насоса; T — полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина — износ плунжерной пары, то Т означает полный, возможный срок службы насоса); m — показатель степени параболы, обычно равный двум; t — фактическое время работы насоса после очередного ремонта насоса.

Исходя из критерия минимальной себестоимости добываемой нефти с учетом затрат на скважино-сутки эксплуатации скважины и стоимости ремонта, А. Н. Адонин определил оптимальную продолжительность межремонтного периода

, (3.2.)

где tp — продолжительность ремонта скважины; Bp ‑ стоимость предупредительного ремонта; Bэ — затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая Bp.

Подставив tмопт вместо t в формулу (3.1.), определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом anопт.

Если текущий коэффициент подачи anопт станет равным оптимальному anопт (с точки зрения ремонта и снижения себестоимости добычи), то необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (замене) насоса.

Средний коэффициент подачи за межремонтный период составит

Анализ показывает, что при Bp/(Bэ×T)<0,12 допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15¸20%, а при очень больших значениях Bp/(Bэ×T) она приближается к 50%.

Увеличение экономической эффективности эксплуатации ШСН можно достичь повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевременным установлением момента ремонта скважины.

УСШНЭК на смену УВН

В течение 2008–2010 годов фонд УВН в НГДУ «Нурлатнефть» уменьшился с 57 до 30 единиц. Сейчас на него приходится менее 2% действующего фонда компании. Причиной снижения количества установок стали выявленные в процессе эксплуатации УВН характеристики, делающие их дальнейшее использование нецелесообразным, – в частности, низкие показатели наработки на отказ (НнО).

Вместо УВН на скважинах с высокой вязкостью стали внедряться УСШН с подъемом продукции по эксплуатационной колонне (УСШНЭК). Такой способ подъема продукции обеспечивает снижение вредных последствий влияния сил вязкого трения на работу установки. Замена УВН на УСШНЭК на одной скважине с высокой вязкостью нефти позволяет сэкономить более

50 тыс. руб./год, повысить количество добываемой нефти, увеличить НнО и снизить энергозатраты на работу скважинного оборудования.

25.01.2019 Инженерная практика №08/2010 Аханадуллин Роберт Рафаэлевич Главный инженер НГДУ «Нурлатнефть» Иванов Александр Александрович Начальник производственного отдела добычи нефти и газа НГДУ «Нурлатнефть»

В течение 2008–2010 годов в НГДУ «Нурлатнефть» фонд УВН уменьшился с 57 единиц (45 – с верхним и 12 – с погружным приводом) до 30 единиц (16 и 14 соответственно) и в настоящее время не превышает 2% действующего фонда. Используются, главным образом, установки фирмы Netzch. УВН внедрялись на скважинах с ВВН, высокой обводненностью и, соответственно, повышенным образованием стойких водонефтяных эмульсий, а также на малопродуктивном фонде – в том числе скважинах, работающих в периодическом режиме.

В процессе эксплуатации винтовых установок выявлены факторы, делающие их дальнейшее использование нецелесообразным, что и объясняет сокращение фонда УВН. Основной фактор – относительно низкая НнО. В сопоставимом периоде с 2008 года НнО УВН колеблется в пределах 500-700 суток, тогда как НнО СШН превышает 1100 суток.

Перед компанией встала задача – найти достойную замену УВН.

НЕДОСТАТКИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСШН ПРИ ДОБЫЧЕ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

УСШН традиционно применяют для добычи продукции скважины на месторождениях с ВВН, при этом спектр их применения в этой части добычи ограничен. Серьезным фактором, ограничивающим производительность УСШН при эксплуатации скважин с ВВН, выступает скорость движения вниз штанговой колонны под действием ее веса. С ростом вязкости добываемой продукции увеличиваются силы гидродинамического сопротивления движению штанг, в результате чего при ходе вниз может возникнуть отставание движения штанговой колонны от движения канатной подвески станка качалки, сопровождающееся рывками и дополнительными динамическими нагрузками. Все это приводит к нарушениям работы установки.

Нормальная работа УСШН при откачке нефти высокой вязкости возможна в случае, если минимальная нагрузка на устьевом штоке составляет не менее одной трети веса колонны штанг в жидкости. Если в таких скважинах производительность ограничивается влиянием вязкости поднимаемой среды, может оказаться целесообразным применение одноразмерной колонны штанг из материала повышенной прочности, НКТ увеличенного диаметра или винтовой установки.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ УСШНЭК

Для повышения эффективности эксплуатации скважин, осложненных наличием ВВН, на скважинах НГДУ «Нурлатнефть» стали применяться УСШНЭК. Данные установки позиционируются как специализированное оборудование, обеспечивающее повышение эффективности эксплуатации УСШН проблемных скважин нескольких категорий. Во-первых, скважин с аномально высокой вязкостью продукции, в том числе скважин, эксплуатация которых УСШН в стандартном исполнении осложнена или невозможна из-за образования стойких высоковязких водонефтяных эмульсий (ВВЭ) в НКТ. Во-вторых, нерентабельных малодебитных скважин, повысить эффективность работы которых можно за счет экономии затрат на колонну НКТ и дополнительной добычи нефти в случае вывода скважины из бездействия. Наконец, скважин малого диаметра – как новых, так и с дополнительными колоннами после КРС, где затруднен или невозможен спуск скважинных насосов необходимого типоразмера на колонне НКТ.

СНИЖЕНИЕ СИЛ ВЯЗКОГО ТРЕНИЯ

В общем случае потери напора при движении вязкой жидкости в круглых трубах можно определить по формуле Дарси – Вейсбаха. При неизменных режимах работы скважины, производительности УСШН и свойствах продукции основными факторами, влияющими на величину сил гидродинамического сопротивления в подземной части УСШН, будут: площадь проходного сечения лифта, скорость движения штанг и жидкости и эффективная вязкость продукции.

Для снижения вредных последствий воздействия сил вязкого трения на работу установки необходимо, чтобы эффективная вязкость продукции и скорость движения штанг и продукции в лифте были как можно меньше, а площадь проходного сечения лифта – как можно больше.

В тех случаях, когда надежную и эффективную работу УСШН нельзя обеспечить стандартными средствами, кардинальным решением для повышения работоспособности при эксплуатации проблемных скважин с высокой вязкостью продукции без уменьшения надежности работы установки как раз и служит подъем вязкой жидкости по эксплуатационной колонне.

РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ УСШНЭК

Первая в НГДУ «Нурлатнефть» установка с подъемом продукции по эксплуатационной колонне модификации с самоуплотняющимся пакером и упором скважинного оборудования на забой смонтирована на скважине № 329а 25.12.2008.

До этого времени данная скважина с высокой вязкостью продукции эксплуатировалась винтовым насосом 120 ST-4 с верхним приводом. Насос был спущен на глубину 900 м на колонне НКТ условным диаметром 73 мм. Колонна штанг условным диаметром 22 мм передавала вращение ротору насоса с частотой 164 об/мин. Дебит скважины по жидкости составлял около 2 м3/сут, в том числе по нефти – 1,5 т/сут. Обводненность продукции достигала 12-18%, коэффициент подачи насоса – 0,5. Кинематическая вязкость продукции скважины при 20ºС составляла 1114,44 сСт, что приводило к увеличению нагрузки на электродвигатель привода винтового насоса и частым отключениям станции управления. В связи со значительно превышающими номинальный режим работы нагрузками на электродвигатель привода, обусловленными высокой вязкостью продукции, было принято решение о внедрении на данной скважине УСШНЭК.

После внедрения УСШНЭК мы произвели монтаж привода СК-6-2,1-2500 с длиной хода полированного штока 1,5 м и числом двойных ходов 2,3 в минуту. УСШНЭК смонтирована на глубине 989 м, в ее составе насос с условным диаметром 44 мм, управляемый нагнетательный клапан и всасывающий клапан от насоса большего типоразмера. Скважина работает с фактической производительностью 4,8 м3/сут жидкости, в том числе 3,21 т/сут нефти. Дополнительная добыча нефти составила 1,71 т/сут. Коэффициент подачи насоса равен 0,63. УСШНЭК упирается на забой скважины через хвостовик, выполненный из НКТ, длиной 312 м. Экономия на НКТ составила 677 м, что соответствует 6,2 т металла. По динамограмме отмечается отсутствие влияния газового фактора (10,0 м3/т) на работу оборудования благодаря применению управляемого нагнетательного клапана.

В целом применение УСШНЭК на одной скважине с ВВН позволило сэкономить более 50 тыс. руб./год и дополнительно добыть более 600 т нефти. В 2010 году внедрено еще пять таких установок. За счет роста МРП скважин обеспечивается значительная экономия энергои ресурсозатрат. С учетом результатов, достигнутых нашим НГДУ в области повышения эффективности эксплуатации добывающего фонда скважин, удержание МРП скважин на уровне 1100-1200 суток видится перспективной задачей на ближайшее будущее. Этого можно достичь как раз за счет сокращения количества отказов штанг, сокращения количества эксплуатационных отказов из-за влияния водонефтяной эмульсии и засорения приемной части насосов. Для достижения синергетического эффекта упор делается на осложненный фонд скважин, в том числе фонд, работающий в АПВ-режиме, в результате чего число этих скважин снижается.

На перспективу прорабатываются вопросы совместной эксплуатации УСШН без НКТ с цепными приводами, контроллерами фирмы Lufkin Automation.

ВЫВОДЫ

Итак, промысловым опытом подтверждены следующие преимущества внедрения УСШНЭК на скважинах с высоковязкой продукцией.

Во-первых, снижение затрат за счет экономии на НКТ (для условий ОАО «Татнефть» – порядка 900 м на каждой скважине). Это актуально на фоне непрерывного удорожания металла и ремонтов, связанных с НКТ.

Во-вторых, снижение интенсивности образования стойких ВВЭ из-за уменьшения скорости движения жидкости в подъемнике.

В-третьих, возможность обеспечения дополнительной добычи нефти. Это достигается за счет увеличения предельной производительности УСШН при добыче высоковязкой продукции – благодаря меньшим скоростям движения жидкости и большему проходному сечению лифта гидродинамические сопротивления кратно снижаются. Кроме того, дополнительная добыча обеспечивается выводом скважин из бездействия, а также переводом скважин с высоковязкой продукцией из периодического в постоянный режим работы.

В-четвертых, сокращение эксплуатационных затрат за счет снижения обрывности штанг, исключения их зависания вследствие кратного снижения гидродинамических сопротивлений.

Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи

Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 10.1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.

Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

Рис.10.1. Общая схема штанговой насосной установки

В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки — пирамида, редуктор, электродвигатель — крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ).

Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 — 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 — 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 — 6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости

где F — площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f — площадь сечения штанг.

При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется дополнительный объем жидкости, равный

За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз:

Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим суточную подачу в объемных единицах

Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станка-качалки.

Поэтому в формулу (10.1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН

Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. .Таким образом, коэффициент подачи

Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65.

Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и тем не менее откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться самым эффективным способом эксплуатации.

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.

К постоянным факторам можно отнести:

§ влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

§ уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;

§ уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

§ К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

§ утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;

§ утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;

§ утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах.

Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:

где η1 — коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η2 — коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η3 — коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η4 — коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.

Рассмотрим эти коэффициенты более подробно, а также методы их расчета.

Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками.

Ответы к экзамену по ЭНиГМ

Исследование ШСНУ необходимо для изучения притока и построения индикаторной кривой, а также для изучения работы самого насоса и выявления причин низкого коэффициента подачи.

Изменение отбора жидкости ШСНУ достигается либо изменением хода полированного штока 5 перестановкой пальца шатуна на кривошипе, либо изменением числа качаний п сменой шкива на валу электродвигателя. В некоторых случаях отбор можно изменить сменой размера насоса (Р), однако эта операция сложнее, так как требует осуществления спуско-подъемных работ на скважине.

При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на установившийся режим, что определяется по стабилизации дебита, замеряется прямым или косвенным методом забойное давление, соответствующее данному установившемуся режиму работы. Для прямого измерения забойного давления созданы малогабаритные скважинные манометры диаметром 22 — 25 мм. Такие приборы могут быть спущены в межтрубное пространство скважины на стальной проволоке через отверстие в планшайбе при эксцентричной подвеске НКТ на устье. Полученные таким образом данные о забойном давлении наиболее достоверны. Однако в глубоких искривленных скважинах, а также при малых зазорах в межтрубном пространстве бывают прихваты манометра и обрывы проволоки. Для предотвращения этого используются так называемые лифтовые скважинные манометры, подвешиваемые к приемному патрубку ШСН и спускаемые в скважину вместе с НКТ. Эти манометры имеют часовой механизм с многосуточным заводом и фиксируют на бумажном бланке динамику изменения давления на глубине спуска прибора в процессе трех-четырехкратного изменения режимов откачки (дебитов). Такой метод позволяет получить достаточно надежные результаты исследования, однако он связан с необходимостью осуществления спуско-подъемных операций для спуска и подъема лифтового манометра. Поэтому эти замеры приурочивают к очередным ремонтным работам на скважине или очередной смене насоса. В настоящее время лифтовые манометры по этой причине не находят применения.

К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами — эхолотами.

  1. Коэффициент подачи штангового скважинного насоса. Постоянные и переменные факторы, влияющие на коэффициент подачи штангового скважинного насоса.

При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости

где F — площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f — площадь сечения штанг.

При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется дополнительный объем жидкости, равный

За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз:

Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим суточную подачу в объемных единицах

Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станка-качалки.

Поэтому в формулу (10.1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН

Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. Таким образом, коэффициент подачи

Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65.

Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и, тем не менее, откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться самым эффективным способом эксплуатации.

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.

К постоянным факторам можно отнести:

  • влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

  • уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;

  • уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

  • К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

  • утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;

  • утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;

  • утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах.

Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:

где η1 — коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η2 — коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η3 — коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η4 — коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.

Теоретическая и фактическая подача штангового насоса. Коэффициент подачи

⇐ ПредыдущаяСтр 9 из 21

Основная характеристика работы ШГН – подачанасоса.

Теоретическую подачу глубинного насоса за один двойной ход плунжера (вверх и вниз) можно определить по формуле:

L-длина хода плунжера, м;

S- площадь поперечного сечения

Qтеор= L*S*nплунжера, м;

n-число качаний балансира в минуту.

Это минутная подача.Длина хода плунжера равна длине хода полированного штока, и учитывая что в сутках 1440 минут, то суточная теоретическая подача:

Qтеор = 1440* L*S*n

В действительности фактическая подача насоса всегда меньше теоретической вследствие утечек жидкости в насосе и через НКТ, а так же поступление газа в цилиндр насоса.

Коэффициент подачи -отношение фактической подачи насоса к теоретической. На практике коэффициент подачи изменяется от 0,1 до 1.

Подачу насоса можно регулировать, изменяя длину хода устьевого штока или число качаний балансира. Длина хода устьевого штока (амплитуда движения головки балансира) меняется путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). Число качаний (частота движения головки балансира) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой с большим или меньшим диаметром.

Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосами с помощью динамографа. Расшифровка динамограммы.

Динамометрирование – измерение нагрузок, испытываемых штангами при эксплуатации глубинно-насосной установки с помощью специальных приборов-динамографов, монтируемых вблизи точки подвески штанг (у верхнего конца полированного штока).

Динамограмма – диаграмма нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода.

Г Б В1 – Lх плунжера

Нагрузка при движении вниз Рnmin

А Г

L хштока

L штока

При ходе плунжера вниз Рmin = Ршт – Ртр (плунжера в цилиндре и штанг об трубы) + Р на местные сопротивления.

При ходе плунжера вверх на штанги действует дополнительная нагрузка – вес столба жидкости в НКТ.


Рmaх = Ршт – Ртр+ Р столба ж-и + Рлин + Р мест.сопротивления при движении жидкости по НКТ + Р инерции колонны при ходе штанг.

Первое время колонна штанг под действием веса столба жидкости будет удлиняться и растягивающее усилие в точке подвеса штанг постепенно будет возрастать пока не достигнет Рmaх (участок АБ); в точке Б– момент открытия всасывающего клапана. С этого момента до достижения точки В (ВМТ) нагрузка на полированный шток остается постоянной и равна Рmaх (участок БВ). На участке ВГ(стадия хода вниз) растягивающее усилие будет плавно сжижаться, пока не произойдет сокращение длины штанг и удлинение НКТ. В точке Гпроисходит открытие нагнетательного клапана. Нагрузка от точки Г до точки А (НМТ) остаются постоянными и равны Рmin. Участок ГВхарактеризует деформацию штанг и труб.

Цель динамометрирования – определение maх и min нагрузок на головку балансира длины хода штока и плунжера; усилить динамические процессы в колонне штанг; выяснить неполадки и дефекты в работе насоса и установки в целом.

Утечка жидкости в нагнетательной части Утечка жидкости в приемной части

Выход из строя нагнетательного клапана

Выход из строя приемной части

Одновременная утечка в обоих клапанах Незаполнение цилиндра из-

за влияния газа

Основная характеристика работы ШГН – подачанасоса.

Теоретическую подачу глубинного насоса за один двойной ход плунжера (вверх и вниз) можно определить по формуле: Qтеор= L*S*n , где L-длина хода плунжера, м;S- площадь поперечного сечения плунжера, м; n-число качаний балансира в минуту.

Это минутная подача.Длина хода плунжера равна длине хода полированного штока, и учитывая что в сутках 1440 минут, то суточная теоретическая подача: Qтеор = 1440* L*S*n

В действительности фактическая подача насоса всегда меньше теоретической вследствие утечек жидкости в насосе и через НКТ, а так же поступление газа в цилиндр насоса.

Коэффициент подачи -отношение фактической подачи насоса к теоретической. На практике коэффициент подачи изменяется от 0,1 до 1.

Подачу насоса можно регулировать, изменяя длину хода устьевого штока или число качаний балансира. Длина хода устьевого штока (амплитуда движения головки балансира) меняется путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). Число качаний (частота движения головки балансира) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой с большим или меньшим диаметром.

3. Регулирование и управление работы установок ЭЦН.

Станция управления УЭЦН или комплектное устройство обеспечивает включение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки (клин), короткое замыкание, недостаточность притока). Станция управления при помощи специального переключателя дает возможность установить три режима управления:

1) ручной- при котором вручную останавливают и запускают ПЭД;

2) автоматический, при котором отключает ПЭД при значительном уменьшении подачи жидкости и последующего его включения через заданный интервал времени от нескольких минут до 10 часов, а также самозапуск после кратковременного перерыва подачи электроэнергии;

3) программный, при котором жидкость откачивается периодически от 2 до 20 часов и отключение ПЭД происходит либо при срабатывании защиты срыва подачи (ЗСП) и последующее включение через заданный интервал времени, либо через установленное время отключения ПЭД и соответствующее включение его через определенный интервал времени. Этот режим управления считается аварийным режимом и применим для слабоприточных скважин.

Все установки должны запускаться оператором только в ручном режиме и при снижении пусковых токов, достижения параметров нормальной работы установки переводиться либо в автоматический режим, либо в программный.

Определение подачи и параметров работы штангового насоса

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 6

Подача глубинной насосной установки опреде­ляется по следующей формуле:

(5.2.1)

Q= 36 м3/сут;

где 1440 — число минут в сутках; D — диаметр плунжера на­соса, м; Sб — длина хода головки балансира (сальникового штока), м; п — число качаний (двойных ходов) в минуту; r — относитель­ная плотность жидкости; h — коэффициент подачи насосной уста­новки.

Формула (5.2.1) связывает пять переменных параметров, из которых можно определить любой при известных четырех других.

Для ускорения и облегчения расчетов по определению подачи штанговых насосов можно пользоваться специальной таблицей или номограммой Иванова (рисунок…), перестроен­ной для стандартных диаметров насосов и длин хода сальникового штока в соответствии с ГОСТ 5866—76 на станки-качалки. На практике чаще всего приходится определять Q, D и h, при этом произведение длины хода сальникового штока S на число качаний в минуту п принимают таким, чтобы оно не выходило из пределов, указанных в технических характеристиках станков-качалок. Сле­дует ориентироваться на Sмах при котором Sn изменяется от 22,5 до 4,5, что соответствует скорости движения плунжера 0,75— 1,5 м/с.

Определим по номограмме (рисунок 2) фактическую подачу насоса Qф при следующих условиях: D = 38 мм, S= 2 м, п = 15, h = 0,75 и r = 900 кг/м3. Для этого на левой ветви оси абсцисс найдем точку, соответствующую заданному значению п, затем проведем вертикаль вверх до значения S, а из полученной точки проведем горизонталь вправо до пересечения с лучом D, после чего опустим вертикаль до луча h в четвертом квадранте и, наконец, проведем горизонталь влево до оси ординат, где и най­дем фактическую подачу Qф = 70 м3/сут.

Для определения диаметра плунжера D берем точку фактической подачи в нижней части оси орди­нат и точку числа качаний n в левой половине оси абсцисс и про­ектируем их — первую вправо до пересечения с линией заданного значения hи далее вверх, а вторую вверх до пересечения с линией, соответствующей длине хода сальникового штока S. Затем из найденной точки проведем горизонталь вправо. Пересечение этих линий в правой верхней части номограммы и определит диаметр плунжера насоса. Когда найденная точка попадет в про­межуток между двумя лучами D, диаметр плунжера находят путем интерполирования, и если он окажется нестандартным, тогда берут ближайший стандартный диаметр, а для получения задан­ной подачи соответственно изменяют значения параметров S и п. При этом, если принять больший диаметр, то следует в первую очередь уменьшать п и только при невозможности выполнить это надо уменьшить S, если же принять меньший диаметр, то следует увеличить S и только при отсутствии такой возможности увели­чить п.

Прощитаем тем же способом еше несколько скважин и занесем результаты в таблицу.

Таблица 13

Исходные данные

D,мм S,м n h r, кг/м3 Qт, т/сут Qф, т/сут КПД, %
0,038 0,75
0,056 1,8 0,75 95,7 95,7
0,068 0,75 95,3

Наименьший КПД получили на скважине № 1. Подберем для нее оборудование.

hкпд= Qт/Qф=33/70=0,47

Получаем довольно неплохое КПД. Существует программа Зейгмана Ю.В. по оптимизации работы и подбору оборудовани ШСНУ. Проведенные по ней расчеты дают очень близкие результаты приведенные в пункте 5.3.

1. Определим дебит нефти:

2. Забойное давление:

Строим кривую распределения давления по стволу скважины при Рзаб=8,03 МПа (рисунок 3).

Рисунок 3 — Кривые распределения давления по стволу скважины (1) и колонне НКТ (2).

4. Глубину спуска насоса выбираем, исходя из оптимального давления на приеме, примерно равного 2,6 МПа. По графику (рисунок 3) находим, что при Lн=900 м Рпр=2,56 МПа. Эту глубину и выбираем в качестве глубины спуска.

5. По диаграмме А. Н. Адонина выбираем диаметр насоса, который для Lн=900 м и Qж пл=26,2 м3/сут равен 38 мм. По таблице IV.25 /6/ выбираем насос НСВ1-38, пригодный для неосложненных условий эксплуатации (с обычными клапанами), II группы посадки с зазором δ=100 мкм (10-4) в плунжерной паре.

Таблица 14

Характеристика насосных штанг

Показатели Диаметр штанг dшт, мм
Площадь поперечного сечения штанги, см2 Вес 1м штанг в воздухе, Н Наружный диаметр муфты, мм 2,01 17,5 2,83 23,5 3,80 31,4 4,91 41,0

7. Для давления рпр определим объемный коэффициент нефти:

количество растворенного газа:

м3/м3;

расход свободного газа:

м3/с;

подачу жидкости:

м3/с;

8. Коэффициент сепарации газа:

Трубный газовый фактор:

м3/м3.

Очевидно, Гн о=Gн о.

Новое давление насыщения МПа.

9. Определим давление на выкиде насоса МПа (рисунок 4)

Определим среднюю плотность смеси в колонне НКТ:

кг/м3.

10. Определим максимальный перепад давления в клапанах при движении через них продукции скважины.

Согласно таблице IV.1 /6/, dкл в=25 мм, dкл н=18 мм. Предварительно определим расход смеси через всасывающий клапан:

м3/с,

м3/с.

Максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана и число Рейнольдса:

м/с;

Н/м2=0,03 МПа.

Аналогично определим перепад давления на нагнетательном клапане. Поскольку рвык>р’нас, то Q’г(рвык)=0 и Qкл=Qж(р’нас),

м3/с;

м3/с;

Mкл=0,4 (рисунок IV.1 /6/),

Н/м2=0,05 МПа.

Тогда давление в цилиндре насоса при всасывании рвс ц и нагнетании рнагнц и перепад давления, создаваемый насосом ∆рнас, будет следующее:

рвсц=рпр-∆ркл в=2,56-0,03=2,53 МПа;

рнагц=рвык+∆ркл н=7,94+0,05=7,99 МПа;

∆рн=рнагн ц-рпр=7,99-2,56=5,43 МПа.

11. Определим утечки в зазоре плунжерной пары:

Проверяем характер течения в зазоре:

Следовательно, режим течения жидкости в зазоре ламинарный.

12. Определим коэффициент наполнения:

Установим предварительно Qсм (рвсц):

Qж(рвсц)≈Qж(рпр)≈3,39∙10-4 м3/с;

м3/м3;

м3/с;

Qсм=(3,39+1,95)∙10-4=5,34∙10-4 м3/с;

Проверяем условие рвсц<р’нас. Поскольку оно выполняется, то в цилиндре во время хода всасывания имеется свободный газ. Тогда коэффициент наполнения ηнап определяем в следующем порядке:

Коэффициент утечек:

Газовое число:

рнагнц=7,99 МПа>р’нас=5,5 МПа. Следовательно, коэффициент наполнения:

В расчете принято bж(р)=bн(р);

Определим коэффициент наполнения также для неравновесного характера процесса растворения газа:

Определим коэффициент наполнения также для процесса неравновесного и при полной сегрегации фаз:

По формуле И.М. Муравьева:

Вероятные средние значения коэффициента наполнения и соответствующие максимальные абсолютные отклонения δi составят соответственно:

Следовательно, значения коэффициента наполнения насоса, определенные для различных схем процесса выделения и растворения газа и сегрегации фаз, лежат в довольно узком диапазоне значений: ηнап=0,59-0,62. Погрешность схематизации не превышает 0,02.

Для дальнейших расчетов принимаем ηнап=0,60.

Коэффициент ηрг, учитывающий усадку нефти:

13. Определим подачу насоса Wнас, обеспечивающую запланированный дебит нефти при получившемся коэффициенте наполнения:

м3/с.

При известном диаметре насоса можно определить необходимую скорость откачки, пользуясь, например, формулой:

м/мин.

По диаграмме А. Н. Адонина для заданного режима можно использовать станки-качалки СКД6-1,5-1600илиСК8-2,1-2500

Первый из них не подходит, поскольку не обеспечит требуемую скорость откачки (для этого станка snmax=22 м/мин). Поэтому следует ориентироваться на параметры станка СК6-2,1-2500 по ГОСТ 5866-76, параметры которого аналогичны параметрам станка-качалки 6СК6-2,2-2500.

Выбираем sпл=2 м; n=15 кач/мин или N=0.25 1/c.

14. При выборе конструкции штанговой колонны, вначале воспользуемся таблицами АзНИПИ ДН. По таблице IV.8 /6/ для насоса диаметром 38 мм выбираем двухступенчатую колонну штанг из углеродистой стали 40 (=70 МПа) диаметрами 16 и 19 мм с соотношениями длин ступеней 55:45%. Выберем также конструкцию равнопрочной штанговой колонны по методике МИНХ и ГП.

Предварительно установим значения следующих коэффициентов (необходимые размеры штанг приведены в таблице 13):

; ; ;

Площадь плунжера насоса:

м2.

Гидравлическая нагрузка:

Н.

Коэффициенты динамичности при ходе вверх mв и вниз mн, а также плавучести штанг Карх и вспомогательный множитель М:

Сила гидравлического трения, действующая на единицу длины колонны:

Н/м,

Н/м.

Далее определим силы сопротивлений, сосредоточенные у плунжера:

Н,

Н.

Вес “тяжелого низа” принимаем равным сумме сил сопротивления, сосредоточенных у плунжера:

Н.

Далее установим длины нижней l1 и верхней l2 ступеней.

Последовательно отметим, что qтр 1 и qтр 2 составляют весьма незначительную часть от веса единицы длины штанг qшт 1 и qшт 2. Поэтому при расчете можно не учитывать qтр 12:

м.

м;

Оценим необходимую длину “тяжелого низа”, если его выполнить из штанг диаметром 25 мм:

м, или 1,6% от общей длины колонны.

Таким образом, расчетным путем была получена конструкция колонны диаметром 16 и 19 мм с соотношением длин ступеней 65:35%. Для дальнейших расчетов принимаем конструкцию колонны с соотношением длин для ступеней 65:35%.

15. Рассчитаем потери хода плунжера и длину хода полированного штока:

м.

м.

м.

Критерий динамичности для данного режима:

Поскольку кр=0,2 (таблица II.3 /6/), то и длину хода полированного штока S можно определить по формулам:

м;

м.

Обе формулы дают одинаковый результат, причем длина хода штока оказалась несколько меньше, чем рассчитываемая без учета динамических усилий в штангах.

Для дальнейших расчетов принимаем ближайшую стандартную длину хода станка-качалки, тогда для сохранения прежней скорости откачки определяем уточненное число качаний:

кач/с=14,7 кач/мин;

рад/с.

Длина хода плунжера при s=2,1 м:

м;

а общий коэффициент подачи штанговой насосной установки:

16. Перейдем к определению нагрузок, действующих в точке подвеса штанг. Соответственно вес колонны штанг в воздухе и в жидкости с учетом веса “тяжелого низа”:

кН.

Вычислим предварительно коэффициенты mω и φ в формулах А. С. Вирновского:

Принимаем a1=a2=a1=a2=1 (для упрощения расчета).

Определим вибрационную и инерционную составляющие по формулам:

кН,

кН.

Исследованиями установлено, что вибрационная составляющая экстремальной нагрузки не может быть больше, чем гидростатическая. Следовательно, результат расчета Рвиб получился завышенным. Поэтому примем:

Рвиб=Рж=6,1 кН;

Рmax=Р’шт+Рж+Рвиб+Рин=16,3+6,1+3,9=32,4 кН;

Рmin=Р’шт – (Рвиб+Рин)=16,3-(6,1+3,9)=6,3 кН.

Тогда экстремальные нагрузки по скорректированным формулам А. С. Вирновского составят:

Рmax=Р’шт+Рж+Кдин в(Рвиб+Рин)=16,3+6,1+0,97(6,1+3,9)=32,1 кН,

Рmin=Р’шт-Кдин в(Рвиб+Рин)=16,3-0,93(6,1-3,9)=6,8 кН.

17. Оценим силы сопротивлений, возникающие при работе насосной установки.

Будем считать постоянным угол a и равным ≈5º (~0,087 рад), а азимутальным отклонением можно пренебречь.

Тогда силу механического трения штанг можно определить по формуле:

Ртр мех=Сштα(Рж+Р’шт)=0,25∙0,087(6,1+16,3)=0,49 кН,

где Сшт по данным В. М. Троицкого для νн=3∙10-6 м2/с можно принять равной 0,25.

Силу гидравлического трения рассчитаем по формуле А. М. Пирвердяна:

18. Рассчитаем напряжение в штангах по формулам:

МПа,

МПа,

МПа,

МПа.

Приведенное напряжение в точке подвеса штанг составляет соответственно:

по формуле И. А. Одинга:

МПа,

по формуле М. П. Марковца:

МПа,

Для штанг из стали 40 нормализованных предельно допускаемое приведенное напряжение составляет 70 МПа (по Одингу). Следовательно, для этих штанг условие обеспечения усталостной прочности не выполняется, так как =70 МПа<σпр од =72 МПа.

Следовательно, можно либо подобрать штанговую колонну из штанг той же марки, но большего диаметра, например 19*22 мм, или сохранить конструкцию колонны, но выбрать штанги с более высокой усталостной прочностью, например, из стали 20 НМ, нормализованные с =90 МПа по И. А. Одингу, =74 МПа по М. П. Марковцу. В расчетах воспользуемся вторым вариантом.

19. Крутящий момент на кривошипном валу редуктора определим по формуле:

Mкр max=300S+0.236S(Рmax-Рmin)=300∙2.1+0.236∙2.1(32.1-6.8)103=13200 Н∙м.

20. Выберем станок-качалку. Предыдущими расчетами было установлено: Рmax=32.1 кН; (Mкр)max=13200 Н∙м; S=2.1 м; n=14.7 кач/мин.

Сравнивая расчетные данные с паспортными характеристиками станков-качалок находим, что этим условиям удовлетворяет станок-качалка СК4-2,1-1600, который и выбираем окончательно.

21. Рассчитаем энергетические показатели работы штанговой насосной установки.

Полезная мощность:

Вт.

Коэффициент потери мощности на утечки:

Потери мощности в клапанных узлах:

Вт.

Мощность, расходуемая на преодоление механического Iтр мех и гидродинамического Iтр г трения штанг, а также трения плунжера в цилиндре Iтр пл:

Вт.

Вт.

Вт.

Затраты мощности в подземной части установки:

Вт.

К. п. д. Подземной части установки:

Значения к.п.д. подземной части по этим формулам получились достаточно близкие.

Принимаем: ηэд=0,77, ηск=0,80, тогда общий к.п.д. установки:

Полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости:

Вт=45 кВт.

Определим полную потребляемую мощность также по методике Б. М. Плюща и В. О. Саркисяна:

К1=6,0 для станка-качалки с грузоподъемностью 4 т,

Вт=6.1 кВт.

Расхождение результатов расчета полной мощности по разным методикам составило около 15% от их среднеарифметической величины, что приемлемо для практических расчетов. Для расчета принимаем Iполн =6,1 кВт. По таблице IV.16 /6/ выбираем электродвигатель АОП-52-4 с номинальной мощностью 7,0 кВт.

Удельный расход энергии на подъем жидкости:

Дж/кг,

кВт∙ч/т,

кВт∙ч/т.

Суточный расход энергии:

кВт∙ч.

22. Определим эксплуатационные показатели и межремонтный период работы штанговой насосной установки.

Предварительно определим вероятную частоту подземных ремонтов, связанных с ликвидацией аварий со штанговой колонной по формуле А. С. Вирновского при R=0.75 и С’n=0.533:

рем/год,

или по формуле:

рем/год.

Результаты расчета по обеим формулам получились близкие, однако абсолютное значение γ оказывается больше, чем определяемое по фактическим данным для основных нефтяных месторождений.

Задаваясь числом ПРС, не зависящих от типоразмера оборудования и режима его работы, nпр определим вероятное общее число ПРС в течение года.

Для расчетов принимаем γ=2,5 рем/год, ηпр=1 рем/год:

Nрем =γ+nпр=2,5+1=3,5 рем/год /6/.

ВЫВОДЫ

При добыче обводненной нефти возникает ряд осложнений связанный с агрессивным воздействием минерализованной воды на скважинное оборудование, вызывающее коррозию, образование солей. Всё это ведёт к преждевременному отказу ШСНУ, снижению межремонтного периода работы скважин и увеличению себестоимости добываемой нефти.

В данной работе подобрано оборудование и установлен режим работы ШСНУ, с учетом деформации штанг и труб, обеспечивающий отбор жидкости 26,2 м3/сут, осуществлен подбор глубинно — насосного оборудования ШСНУ к скважине № 1577 Волковского месторождения.

Анализ результатов подбора и расчетов показал:

1.Типоразмер станка-качалки: ;

2.Типоразмер электродвигателя: АОП-52-4 с номинальной мощностью 7,0 кВт.

3. Конструкция колонны подъемных труб: Dтн=0,073 м; Dтв=0,062 м, fтр=11,6∙10-4 м2, толщина стенки 5,5 мм;

4. Конструкция штанговой колонны: длина нижней ступени l1=581 м, d=16 мм, длина верхней ступени l2=319 м, d=19 мм;

5. Длина хода полированного штока: 2,06 м;

6. Число качаний: 14,7 кач/мин;

7. Тип и диаметр скважинного насоса: d=38 мм, НСВ1-38;

8. Глубина спуска насоса: Lн=900 м;

9. Общая деформация штанг и труб: λ=0.15 м.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

3. В.И. Щуров.Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. -М.:

Недра, 1983г.- 510 с.

4. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. –М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000.- 653 с. ил.

8. Юрчук А.М. Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти-М.:Недра, 1979,-271 с.

⇐ Предыдущая123456

Date: 2015-07-24; view: 2814; Нарушение авторских прав

Понравилась страница? Лайкни для друзей:

коэффициент подачи насоса

Смотреть что такое «коэффициент подачи насоса» в других словарях:

  • коэффициент подачи насоса — Отношение подачи насоса к его идеальной подаче. Тематики насос EN delivery (capacity) rate of pump DE Pumpenlieferungsgrad FR coefficient d’alimentation de pompe … Справочник технического переводчика

  • Коэффициент подачи насоса — Отношение подачи насоса к его идеальной подаче Смотреть все термины ГОСТ 17398 72. НАСОСЫ. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ Источник: ГОСТ 17398 72. НАСОСЫ. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ … Словарь ГОСТированной лексики

  • Коэффициент подачи глубинного, или штангового насоса — ► volume (volumetric) efficiency Отношение действительной производительности глубинного (штангового) насоса к условной теоретической его производительности. Коэффициент подачи равный 0.7 0.8 считают хорошим … Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • коэффициент быстроходности — 3.42 коэффициент быстроходности (suction specific speed): Параметрическая связь частоты вращения, подачи и NPSH, определенная в точке максимального КПД. Источник: ГОСТ Р 54806 2011: Насосы центробежные. Технические требования. Класс 1 оригинал… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • коэффициент полезного действия — 3.1 коэффициент полезного действия : Величина, характеризующая совершенство процессов превращения, преобразования или передачи энергии, являющаяся отношением полезной энергии к подведенной. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • коефіцієнт подачі штангового насоса — коэффициент подачи штангового насоса coefficient of sucker rod pump discharge *Stangenpumpenliefergrad – відношення дійсної подачі насоса до теоретичної, яке виражається формулою: αп = αд αус αн αвит, де αп – К.п.ш.н.; αд, αус, αн, αвит –… … Гірничий енциклопедичний словник

  • ГОСТ 30776-2002: Установки насосные передвижные нефтегазопромысловые. Общие технические условия — Терминология ГОСТ 30776 2002: Установки насосные передвижные нефтегазопромысловые. Общие технические условия оригинал документа: 3.1.14 вредное пространство: Объем Vв.п.части насосной камеры за пределами рабочего объема FS. Определения термина из … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ГОСТ 17398-72. НАСОСЫ. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ — Агрегат, насосный Агрегат насосный, гидроприводной Агрегат насосный, дозировочный … Словарь ГОСТированной лексики

  • 1: — Терминология 1: : dw Номер дня недели. «1» соответствует понедельнику Определения термина из разных документов: dw DUT Разность между московским и всемирным координированным временем, выраженная целым количеством часов Определения термина из… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ГОСТ 6134-2007: Насосы динамические. Методы испытаний — Терминология ГОСТ 6134 2007: Насосы динамические. Методы испытаний оригинал документа: 3.1.29 NPSH3 (критический кавитационный запас Dhкр): NPSH для 3 % падения полного напора первой ступени насоса как стандартное основание для использования при… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *