Практическая работа № 13

Тема: Определение фактической подачи штанговых скважинных насосов

Цель работы:

формирование умения определять фактическое значение подачи ШСНУ в зависимости от конкретных условий режима работы установки; анализировать фактической и идеальной подачи ШСНУ.

Общие сведения

Штанговый насосный способ эксплуатации является самым распространенным способом добычи нефти на месторождениях. Основными достоинствами этого метода являются сравнительная простота оборудования, малая зависимость режима работы оборудования от физико-химических свойств жидкости, возможность регулирования режима работы установки в широких пределах.

Одним из главных параметров, характеризующих работу скважины, в том числе и оборудованной ШСНУ, является суточная подача (дебит). Поэтому предлагается произвести расчет фактической подачи штангового насоса в зависимости от конкретных условий их применения. Для откачки жидкости из скважин в основном используются вертикальные плунжерные насосы простого действия с проходным плунжером. Определение подачи такого типа насосов изучалась в разделе «Объемные насосы» достаточно подробно. Но главная особенность штанговой установки заключается в том, что связь между приводом и насосом осуществляется через колонну стальных штанг, имеющих длину свыше одного километра.

Существует достаточно большая разница между длиной хода верхней штанги, соединенной с приводом и длинной хода плунжера насоса.

Эта разность длин ходов обусловлена упругой деформацией колонны штанг под действием веса столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб.

Рисунок 13.1 Динамограмма ШГНУ

Это можно наблюдать на индикаторной динамограмме, отражающей изменение нагрузки в точке подвеса штанг станка-качалки в течение одного двойного хода. На рисунке приняты следующие обозначения:

Р_ш - вес колонны штанг;

Р_ж - вес столба жидкости в колонне НКТ;

_ш - деформация колонны штанг;

_Т - деформация колонны НКТ;

S₀ - длина хода полированного штока;

S - длина хода плунжера.

Точка "а" соответствует концу хода плунжера вниз, всасывающий клапан на цилиндре закрыт, следовательно колонна НКТ нагружена весом столба жидкости, а колонна штанг освобождена от этой нагрузки. Точка "б" начало хода вверх, когда всасывающий клапан открыт, а нагнетательный на плунжере закрывается, при этом нагрузка от веса столба жидкости передается с колонны труб на колонну штанг. Колонна НКТ укорачивается на величину _т, а колонна штанг удлиняется на величину _ш. Аналогичная ситуация происходит и при ходе вниз только в обратном порядке. Точка "С" конец xoда вверх, точка "а" начало хода вниз. Всасывающий клапан закрывается и колонна НКТ нагружается весом столба жидкости и соответственно удлиняется на величину _Т, нагнетательный клапан открывается и колонна штанг разгружается и укорачивается па величину _Ш.

Следовательно, разница в длинах ходов полированного штока и плунжера без учета других факторов будет определятся:

Деформации происходят в пределах упругости и определяются по закону Гука:

где - глубина подвески насоса;

- модуль упругости Юнга, = 2,1*10¹¹ Па;

, - площади поперечных сечений тела штанг и труб соответственно.

Вес столба жидкости, действующий на плунжер насоса, а следовательно и на колонну штанг (по рекомендации Адонина А.Н.)

Если колонна штанг ступенчатая, то необходимо определить среднюю площадь поперечного сечения колонны:

,

где - часть колоны штанг в сотых долях.

В паспортных данных скважинных насосов указывается идеальная подача насоса, исходя из максимальной длины хода плунжера, полированного штока и десяти двойных ходов в минуту. В конкретных условиях длина хода плунжера определяется выбранной длиной хода головки балансира станка-­качалки, числом двойных ходов, деформацией труб и штанг.

Следовательно, фактическая подача штанговой установки будет определяться:

,

где - площадь поперечного сечения плунжера насоса;

- объемный коэффициент подачи, учитывающий степень наполнения цилиндра насоса, утечки в зазоре плунжер-цилиндр и клапанах.

Задание

Определить значение фактической подачи, а также коэффициента подачи установки в целом, исходя из данных в таблице 13.1.

Пример решения задачи

Исходные данные:

- глубина спуска насоса Н_сп = 1350 м

- тип насоса НВ1-32-25-15

- число двойных ходов n = 6 мин^-1

- длина хода устьевого штока S₀ = 2,5 м

- диаметр (и процент по длине) штанг первой ступени колонны d_Ш1 = 22 мм (28%)

- диаметр (и процент) штанг второй ступени колонны d_Ш2 = 19мм (72%)

- плотность скважинной жидкости, ρ = 1050 кг/м³ (для всех вариантов)

- тип НКТ 60-5

- идеальная подача насоса Q_ид = 29 м³/сут.

Вес жидкости в колонне НКТ:

Деформации колон штанг и труб:

f_ш=

Коэффициент подачи h₀ = 0,9 (Юрчук А.М.), тогда фактическая подача:

Сравнивается с идеальной подачей насоса, указанной в паспорте:

при 10 качаниях в минуту равно 29 м³/сут. При одном качании она будет равна 2,9 м/сут, а при 6:

Следовательно, коэффициент подачи установки:

Контрольные вопросы:

1. В чем заключается отличие вставных скважинных насосов от невставных?

2. Что такое группа посадки штангового скважинного насоса?

З. Как обеспечивается уплотнение плунжера в цилиндре?

4. Почему длина хода устьевого штока не равна длине хода плунжера насоса?

5. От чего зависят деформации колонн штанг и НКТ?

6. Почему в большинстве случаев колонна штанг ступенчатая?

7. Перечислите факторы, снижающие подачу ШГНУ.

Таблица 13.1

Вар.	Насос	Hсп, м	n, мин-1	Колонна штанг	НКТ	S0, м	Qид, м3/сут
1	2	3	4	5	6	7	8
1	НН2-32-12-12	1070	5,3	16...66% 19...34%	48...4	0,6	7
2	НН2-32-18-12	1020	7,2			0,75	8,75
3	НН2-32-25-12	950	5,15			1,2	13,9
4	НН2-32-30-12	1130	7,2	16...70% 19...30%		2,5	27,3
5	НН2-44-12-15	1130	4,3	19...67% 22..33%	60...5	0,9	19,7
6	НН2-44-18-15	1040	7,2			1,2	26,3
7	НН2-44-25-15	1310	5,4	19...74% 22...26%		1,8	39,4
8	НН2-44-30-15	1320	4,4	19...72% 22...28%	60...5	2,5	54,7
9	НН2-44-35-15	870	6,2	19...67% 22...33%		3,5	76,6
10	НН2-57-12-12	900	5,5	19...57% 22...43%	73...5,5	0,9	33
11	НВ1-29-18-15	1160	7,2	16...70% 19...30%	60...5	1,5	14,2
12	НВ1-29-18-25	1895	4,3	19…74% 22...26%		1,2	11,3
13	НВ1-32-18-15	1400	7,2	19...72% 22...28%		1,5	17,5
14	НВ1-32-25-22	1690	5,7			1,8	20,9
15	HBI-32-30-15	1160	6,9			2,5	24,2
16	НВ1-38-18-15	1195	5,5	19...70% 22...30%	73..5,5	1,5	24,6
17	НВ1-38-25-20	1825	4,4	19...51% 22...26% 25...23%		2,1	34,4
18	НВ1-38-30-20	1530	4,9			2,5	40,8
19	НВ1-38-35-15	1240	5,5			3,5	57,5
20	НВ1-44-12-15	1300	6,2	19...67% 22...33%		1,2	26,3
21	НВ1-44-18-15	1260	6,2			1.8	39,4
22	НВ1-44-25-15	1050	5,5			2,5	54,7
23	НВ1-57-25-12	825	5,4	19...31 % 22..37% 25...32%	89...6,5	2,5	128
24	НВ1-57-45-12	1075	6,1			3	110