Сила вязкого трения штанговой колонны при ходе вниз

(173)

где μ - динамическая вязкость, МПа*с; v - скорость движения штанг, м/с; L - длина штанговой колонны, м.

где d_шт - диаметр штанг, м; d_нкт - внутренний диаметр НКТ, м.

Рис. 64. Кинематика движения го­ловки балансира (1) и колонны штанг (2 -6):

1-S=3 м, п = 8 мин^-1; 2 – μ = 0,55 Па*с, α = 5⁰; 3 – μ = 0,77 Па*с, α = 5⁰ ; 4 - μ = 0,98 Па*с; α = 5⁰; 5 – μ = 1,18 Па*с, α = 5⁰; 6 – μ = 0,98 Па*с, α = 25⁰

Таким образом, соответствие рекомендуемого числа качаний необходимо проверять по условиям

(174)

По изложенной выше методике были проведены расчеты для различных значений вязкости продукции скважин и режимов откачки.

Как видно из результатов расчета, приведенных на рис. 64, при данной скорости откачки вязкости жидкости и угла от­клонения оси скважины от вертикали отставание полированного штока от головки балансира резко возрастает. Результаты, полученные численным методом и по формуле (174), хорошо согласуются.

7.3. Эффективная вязкость водонефтяной эмульсии по данным промысловых исследований

Вязкость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, основными из которых являются соотношение воды и нефти, их физико-химические характеристики, дисперсность фаз, тем­пература и др. Определенная часть перечисленных факторов изменяется по мере продвижения эмульсии к устью скважины. При расчете системы пласт-насос-лифт и выборе оптимальных значений параметров этой системы необходимо знать вязкость

эмульсий в полости насосно-компрессорных труб. Однако в настоящее время отбор глубинных проб из полости НКТ с по­мощью существующей техники затруднителен. Кроме того, в силу ряда причин невозможно замерить вязкость проб эмульсии в их первоначальном состоянии.

Поэтому предложен расчетный метод определения эффективной вязкости водонефтяных эмульсий по данным промысловых ис­следований.

(175)

где v - эффективная вязкость эмульсий, м/с; - мини­мальная нагрузка по данным динамографирования, Н; с - число нагнетательных клапанов; d₀ - диаметр отверстия в седле клапана, м; ρ - плотность продукции в насосных трубах, кг/м³; v - скорость перемещения штанг в момент действия минимальной нагрузки, м/с.

Для расчета эффективной вязкости используются параметры предшествующего режима работы штанговой установки.

7.4. Предпосылки использования групповых приводов для эксплуатации куста скважин

Разработка месторождений многоскважинными кустами и ста­тический режим работы оборудования создают необходимые и достаточные условия для изменения групповых приводов. Кроме того, при составлении проектов разработки нефтяных место­рождений с учетом возможных изменений геолого-технической характеристики пласта вследствие поддержания пластового давления, применения различных методов воздействия на призабойную зону скважины, рекомендуют использовать станки-качалки с большим запасом мощности. Однако, как показывает практика, в подавляющем большинстве случаев характеристика пласта значительных изменений не претерпевает, и станки-качалки имеют большой запас по мощности.

Анализ степени использования установленной мощности станков-качалок на месторождениях НГДУ Аксаковнефть пока­зывает, что установленная мощность приводов используется в среднем не более чем на 50% (табл. 21). Кроме того, необ­ходимо отметить, что средние дебиты скважин Балкановского и Шафрановского месторождений отличаются, на порядок, а зна­чения нагрузок на привод существенного различия не имеют из-за высокой вязкости нефти Шафрановского месторождения (до 4000 МПа*с в устьевых пробах).

Специальные исследования энергетических потерь при штан­говой насосной добыче нефти проведены А.Х. Шариповым и со­трудниками ОКБ БН. Результаты этих измерений на скважинах

Таблица 21