- •Часть 1
- •Isbn 5-88179-404-4
- •1. Физико-химические свойства нефти, природного газа, углеводородного конденсата и пластовых вод
- •1.1. Понятие об углеводородах
- •1.2. Состав нефти
- •1.3. Свойства нефти и пластовой воды
- •1.4. Нефтяные эмульсии
- •1.5. Состав газа
- •1.6. Свойства газа
- •1.7. Отбор проб нефти и газа
- •Начальные сведения
- •Условия формирования залежей и месторождений нефти и газа
- •Пластовые воды
- •2.3. Залежь. Месторождение
- •2.4. Коллекторские свойства горных пород
- •2.5. Коллекторские свойства трещиноватых пород
- •2.6. Запасы нефти и газа
- •2.7. Нефтегазоотдача пластов
- •3. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
- •3.1. Пластовые давления и температура
- •3.2. Приток жидкости и газа в скважину
- •3.3. Режимы работы нефтяных залежей
- •3.4. Режимы работы газовых залежей
- •3.5. Системы разработки месторождений
- •3.6. Виды заводнения
- •Схемы размещения газовых скважин
- •4. Строительство и подготовка скважин к эксплуатации
- •4.1. Строительство скважин
- •4.2. Конструкция скважин
- •Конструкции забоев скважин
- •4.3.1. Перфорация
- •4.4. Освоение скважин
- •4.4.1. Вызов притока из пласта в скважину
- •4.4.1.1. Тартание
- •4.4.1.2. Поршневание
- •Последовательная замена
- •4.4.1.4. Компрессорный способ
- •4.4.1.5. Применение скважинных насосов
- •4.4.2. Восстановление проницаемости породы призабойной зоны пласта
- •4.4.3. Гидродинамические исследования при освоении скважин
- •4.4.3.1. Обработка индикаторных диаграмм
- •4.4.3.2. Обработка кривой восстановления давления
- •4.4.4. Особенности освоения водонагнетательных скважин
- •Установление технологического режима эксплуатации
- •5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
- •5.1. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин
- •Виды фонтанирования
- •5.1.2. Оборудование фонтанных скважин
- •5.1.3. Регулирование режима эксплуатации фонтанных скважин
- •5.1.4. Обслуживание фонтанных нефтяных скважин
- •5.2. Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин
- •5.2.1. Оборудование газлифтных скважин
- •5.2.2. Пуск газлифтных скважин и методы снижения пускового давления
- •5.2.3. Распределение рабочего агента по скважинам
- •5.3. Эксплуатация нефтяных скважин установками шсн
- •5.3.1. Схема и принцип работы установки штангового скважинного насоса
- •5.3.2. Производительность установки штангового скважинного насоса
- •5.3.3. Штанговые скважинные насосы
- •5.3.4. Основные узлы штанговых насосов
- •5.3.5. Насосные штанги
- •5.3.6. Станки-качалки. Назначение, устройство и типы
- •5.3.7. Оборудование устья скважин
- •Обслуживание установок шсн
- •5.3.9. Другие приводы штанговых скважинных насосов
- •5.4. Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами
- •5.4.1. Общая характеристика установки эцн
- •5.4.2. Центробежный насос
- •5.4.3. Погружной электродвигатель
- •5.4.4. Оборудование устья
- •5.4.5. Обслуживание скважин, эксплуатируемых уэцн
- •5.5. Эксплуатация скважин электровинтовыми насосами
- •5.6. Способы эксплуатации газовых скважин
- •5.6.1. Оборудование газовых скважин
- •5.6.2. Обслуживание газовых скважин
5.3.2. Производительность установки штангового скважинного насоса
Теоретическая подача плунжерного насоса за один двойной ход равна объему, описываемому плунжером в цилиндре при ходе вверх:
V F S , п л п л
где Fпл – площадь сечения плунжера, м2;
Sпл – длина хода плунжера, м.
Минутная подача насоса определяется как произведение подачи насоса за один двойной ход на число двойных ходов плунжера n в минуту:
Q F S n . м и н п л п л
Суточная теоретическая подача насоса:
Q |
т е о р |
1 4 4 0 |
F |
п л |
S |
п л |
n |
|
|
|
|
|
|
|
.
На практике для удобства |
обычно |
пользуются |
условной |
теоретической |
|||
производительностью установки, |
вычисляемой по длине хода полированного |
||||||
штока, замеряемой на поверхности. |
Тогда |
условная |
теоретическая |
||||
производительность (м3/сут) вычисляется по формуле:
-
Q
т е о р
1 4 4 0
F п л
S
n ,
(5.2)
где S – длина хода полированного штока, м.
Фактическая производительность установки штангового насоса обычно меньше теоретической. Отношение фактической производительности к условной теоретической производительности называется коэффициентом подачи установки ШСН.
Фактическая производительность установки равна:
-
Q ф а к т
1 4 4 0
F п л
S n ,
(5.3)
где – коэффициент подачи установки штангового насоса.
Из формулы (5.3) видно, что производительность установки ШСН зависит от длины хода и числа ходов полированного штока в минуту, от диаметра плунжера и коэффициента подачи. На коэффициент подачи установки штангового насоса влияют следующие основные факторы:
коэффициент наполнения насоса, который равен отношению фактически поступающего в цилиндр насоса объема жидкости к объему, освобождаемому плунжером в насосе при ходе его вверх (нап). Формула для определения нап имеет вид:
|
|
1 k в р |
R |
|
|
|||||
|
н а п |
|
|
|
. |
(5.4) |
|
|||
|
|
|
||||||||
|
|
1 R |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
||||||
Здесь R V г V ж – отношение объема газа к объему жидкости в насосе при |
|
|||||||||
верхнем положении плунжера, а |
k в р V в р |
V п л |
– отношение объема вредного |
|
||||||
пространства (объем между всасывающим и нагнетательным клапанами при
116
верхнем положении плунжера) насоса к объему, освобождаемому плунжером в насосе при ходе его вверх;
деформация насосных штанг и НКТ (деф);
усадка жидкости (ус);
утечки жидкости в клапанах, в зазоре между плунжером и цилиндром, в
колонне НКТ (ут).
Таким образом, коэффициент следующим произведением:
н а п
подачи установки ШСН будет определяться
д е ф у с у т . |
(5.5) |
