- •Тема 1. Подготовка скважин к эксплуатации
- •Тема 2 методы освоения нефтяных скважин
- •Тема 3. Освоение нагнетательных скважин
- •Тема 4. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин
- •6.1. Условия притока жидкости и газа в скважину
- •6.2 Исследование фонтанных скважин
- •7.1. Конструкции газлифтных подъемников
- •6. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию
- •8.1. Методы снижения пусковых давлений
- •8.2. Применение пусковых отверстий [1]
- •8.3. Газлифтные клапаны [1]
- •Конструкции газлифтных клапанов
- •8. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
- •10.1 Подача штангового скважинного насоса При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sп вытесняется объем жидкости
- •9. Эксплуатация скважин погружными насосами
- •12.1. Изменение технологического режима скважин [6]
- •13.1. Осложнения при эксплуатации фонтанных скважин [7]
- •13.2. Осложнения при газлифтной эксплуатации [8]
- •12. Эксплуатация глубинно-насосных скважин
- •14. Системы сбора и подготовки нефти
- •2.2 Развитие систем совместного сбора и транспорта нефти и газа
- •15. Групповые замерные установки
- •16. Нефтяные эмульсии и их свойства
- •5.1. Причины образования водонефтяных эмульсий
- •5.2. Типы эмульсий
- •5.3. Поверхностное натяжение
- •5.4. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
- •6.2. Химические методы
- •7.1. Факторы, влияющие на отстой в электрическом поле
- •7.2. Электродегидратор
- •7.3.1. Отстаивание
- •7.3.2.Центрифугирование
- •7.3.3. Фильтрация
- •8.1. Аппараты для предварительного сброса воды
- •20. Технологические схемы стабилизации нефти
- •15.1 Подготовка воды для заводнения
- •23. Типы и конструкции резервуаров
10.1 Подача штангового скважинного насоса При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sп 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 (q·n). 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 известен из паспортной характеристики станка-качалки.
Поэтому в формулу (10.1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН
Q |
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 Qг 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 – 0,85.
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 не мгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;
утечки через не плотности 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 не плотностей 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 поверхностных емкостей.

=
1440∙F∙S∙n
(10.2)
Q
/Q
(10.3)