16. Теоретическая подача шсну. Коэф-т подачи. Постоянные и переменные факторы, влияющие на коэф-т подачи.

Подача штангового насоса и коэф-т подачи.

Теоретическая подача СШНУ определяется:

При перемещении плунжера вверх вытесняется объем ж-ти равный: , где F- площадь сечения плунжера, f – площадь сечения штанги, S_n – длина хода плунжера.

При перемещении плунжера вниз дополнительно вытесняется объем ж-ти равный: .

За полный двойной ход плунжера вытесняется объем ж-ти равный: .

Минутная подача насоса:

Суточная подача насоса:

М/у плунжером и точкой подвеса штанг находится длина колонны штанг, которую можно рассматривать как упругий стержень, следовательно, движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадают с движением точки подвеса. , S-ход точки подвеса.

Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен. Следовательно, в формулу вместо S_n подставляют S и получают теоретическую подачу СШНУ: .

-коэф-т подачи. (>=06-0,65-нормальная работа насоса). На η 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 ж-ти (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

17. Эклпл-ция скважин штанговыми насосами в осложненных условиях формирования аспо.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В рез-те этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движ-ю ж-ти и перемещению колонны штанг, ув-ся нагрузка на голову балансира СК, нарушается его уравновешенность, ум-ется коэфф-т подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за уплотнения парафина.

Проблема АСПО существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. Пластовая t-ра для девонских отложений месторождений РТ колеблется в пределах от 29 до 34С. Глубине начала отложений парафина на поздней стадии разработки соответствует диапазон t-ры 26 – 30С и давл-я 6 – 9 МПа. Ув-ние обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений, при этом происходит ослабление эффекта срыва отложений со стенок НКТ потоком продукции, и, в конечном счете, обостряется проблема парафинизации. При пониженных Рзаб отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании.

Наиболее часто АСПО образуются в скв-х, имеющих дебиты менее 20 м³/сут. Причем, среди осложненных преобладают скв-ны, имеющие дебит по ж-ти до 5 м³/сут.

Скв-ны, осложненные формированием АСПО, можно разделить на три категории:

1. Защищенный фонд. Фонд скв-н, на котором механические м-ды защиты внедрены на всем интервале и используются эффективно (ремонты из-за запарафинивания ГНО отсутствуют).

2. Недостаточно защищенный фонд. Фонд скв-н, на кот-м, несмотря на использование м-дов защиты, возможны ремонты по причине АСПО:

• мех-кие м-ды защиты внедрены, но не на всем интервале или используются неэфф-но;

• периодически проводятся химические или тепловые или используются другие (немеханические) методы.

3. Незащищенный фонд. Методы защиты отсутствуют. Обычно к этой категории относятся высокодебитные скв-ны или высокообводненные скв-ны (> 95%), где вероятность запарафинивания ГНО незначительна. По этой причине скв-ны этого фонда принято считать «непроблемными». Однако, учитывая, что при определенных обстоят-вах, связанных с применением ОПЗ пласта, МУН или других ГТМ, в скв-не возможно формирование АСПО и необходимо при очередном ПРС предусматривать внедрение методов защиты.