Приток нефти к Формула Дюпюи

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Наиболее общая задача проектирования и эксплуатации скважин штанговыми насосными установками формулируется следующим образом: выбрать компоновку основного насосного оборудования и режим его работы для конкретной скважины таким образом, чтобы обеспечивался заданный плановый отбор жидкости при оптимальных технологических и технико-экономических показателях эксплуатации.

Такая задача решается при проектировании систем разработки и эксплуатации нового нефтяного месторождения или при переводе скважин на насосную эксплуатацию с других способов.

Приводов ШГС является станок-качалка с электродвигателем, состоящим из стойки, балансира с головкой, кривошипно-шатунного механизма, редуктора, рамы, общего фундамента станции управления.

Недостатки:

1.Функциональная ограниченность использования: применяются только для подъема жидкости.

2.Значительное снижение эффективности эксплуатации скважин и ШГН, когда в системе сбора устанавливается высокое давление.

31.Схема оборудования скважин установкой ШГН со станком-качалкой.

Схема:

1.Всасывающий клапан (неподвижный)

2.Нагнетательный клапан (подвижный)

3.Насосная штанга

4.Тройник и устьевая обвязка

5.Устьевой сальник

6.Балансир

7.Кривошип

8.Шатун

9.Электродвигатель

32. Схема и принцип действия ШГН.

1-ЭК скважины; 2-цилиндр насоса; 3-плунжер; 4-всасывающий клапан; 5- нагнетательный клапан; 6- колонна штанг; 7-колонна НКТ При ходе плунжера вверх открывается всасывающий клапан 4, в цилиндр насоса

поступает жидкость из скважины; нагнетательный клапан 5 при этом закрыт и жидкость, находящаяся выше него поднимается плунжером. После прохождения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

верхней мертвой точки начинается ход плунжера вниз. При этом закрывается всасывающий клапан 4 и открывается нагнетательный клапан 5. Жидкость проходит через малый плунжер при его ходе вниз и затем при ходе плунжера вверх цикл работы повторяется.

Плюсы:

1.Высокий КПД (около 80%)

2.Возможность успешной работы при откачке низких дебитов (Q<20 м3/сут)

3.Хорошо работает в небольших и средних по глубине скважинах.

Недостатки:

1. Проблемы, связанные с колонной штанг(вес, сила трения)

33. Коэффициент подачи ШГН. Влияние свободного газа и борьба с ним.

Отношение действительной подачи Qд к теоретической Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШГН.

η = Qд/Qт

Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается η >= 0,6- 0,65.

Факторы, влияющие на η:

влияния 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 в результате ее охлаждения на поверхности дегазации в сепарационных устройствах

Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом заполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости Vж, поступившей в насос, ко всему объему смеси Vсм, состоящую из объема жидкости Vж и объема свободного газа

Vг:

Формула дает завышенный η’1, т к не учитывает наличия в ШГН вредного пространства и его влияние на коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

34. Добыча нефти установками погружных центробежных насосов (ЭЦП). Общая схеам и назначение основных элементов установки ЭЦП.

Погружные центробежные электронасосы – это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД).

Эксплуатация ЭЦН – основной способ добычи; добывается около 80% всей нефти в РФ. Ими оборудовано около 60 % всего фонда добывающий скважин.

Общая схема и назначение основных элементов

1.Пласт

2.Скважина

3.Погружной элетродвигатель с гидрозащитой

4.Насос ЭЦН

5.Кабель

6.НКТ

7.Хомуты для крепления кабеля к НКТ

8.Динамический уровень

9.Станция управления

10.Трансформатор

11.Устьевая арматура

Всостав ступени насоса входит рабочее колесо, вращающееся на валу и неподвижный лопаточный аппарат. Напор одной ступени – несколько метров.

Насос приводится в действие от ПЭД.

Гидрозащита необходима чтобы предотвратить попадание пластовой жидкости полость малозаполненного электродвигателя.

Электроэнергия поступает по кабелю.

Станция управления предназначена для защиты от аварийных режимов и регулирования режимов работы насосного аппарата.

Трансформатор для повышения напряжения до величины рабочего напряжения с учетом потерь в кабеле.

При эксплуатации скважины жидкость поступает в насос, который затем откачивает ее поп НКТ на поверхность.

35. Рабочая характеристика ЭЦП.

Внастоящее время разработаны насосы с КПД около 70-76%. Область применения: Q>15-20 м3/сут.

Вт. КПД =max Q=опт(но не всегда).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Влияние плотности р:

На напорную х-ку плотность(р) не влияет.

Влияет прямопропорционально на Pнас.

Влияет на N

При прочих равных условиях будет КПД не зависит от р.

Влияние вязкости:

При увеличении -Н уменьшается

При увеличении -Q уменьшается

При увеличении – КПД уменьшается.

При увеличенииNпотр увеличивается. Потому что увеличиваются гидравлические потери.

Формула:

36. Влияние свободного газа на х-ку ЭЦП. Факторы, определяющие степень влияния газа.

Попадание воздуха во всасывающую линию насосной установки сопровождается изменением напора, подачи, мощности, КПД насоса. При большом количестве свободного газа происходит срыв подачи, в то время как при малых газосодержаниях насос, несмотря на снижение подачи и развиваемого давления, работает достаточно устойчиво и регулирование ЦН введением на прием небольшого объема газа может быть экономичнее чем дросселирование потока на выкиде.

Факторы определяющие степень влияния газа:

При Р<Рнас газ выделяется (попутный газ)

Pвх<Pнас ( на входе имеется n-ое количество свободного газа)

жидкости в условиях входа в насос).

Схема:

1.Характеристика на однородной ж-сти

2.При небольших вх

3.При высоких вх

4.Срыв подачи

Структурные формы течения в межлопаточных каналах.

Причина снижения х-ки насоса при высоких вх заключается в слиянии мелких пузырьков в крупные газовые каверны. Эти каверны перекрывают межлопаточные каналы и ухудшают условия обтекания лопастей. Если же газовых каверн в рабочих органах ЭЦН нет, а структура смеси пузырьковая, то вредного влияния газа на х-ку ЭЦН-нет.

Факторы, от которых зависит степень влияния свободного газа:

1. При увеличении вх влияние св.газа уменьшается

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.При увеличении Pвх влияние св.газа уменьшается

3.Чем больше пенистость нефти, тем труднее сливаться газовым пузырькам в газовые каверны. При увеличении пенистости влияние св. газа уменьшается

4.При увеличении вязкости влияние св. газа усиливается

5.Режим работы насоса: в левой части х-ки при низких подачах жидкости влияние свюгаза сильнее, чем в рабочей и правой частях х-ки

6.Чем больше ступеней , тем меньше влияние св.газа

7.Конструкция ступеней насоса:Для вихревых центробежных насосов влияние св.газа меньше.

37.Методы повышения эффективности работы ЭЦН при откачке газожидкостных смесей из скв.

1.Заглубление насоса под динамический уровень жидкости в скв. Суть метода: надо опустить насос как можно глубже, чтобы Рн увеличилось и вху уменьшилось. Когда Рзаб<Рнас метод не применяется.

2.Диспергаторы-предназначены для измельчения газовых пузырьков в смеси.Применяются в лабиринто-винтовом насосе.

3.Использование конических насосов. В нижней части такого насоса устанавливают ступени рассчитанные на большую подачу.

4.Использование ступеней специальной конструкции, кот. Работают на ГЖС.

5.Применение Газосепараторов. Суть метода: ГЖС поступает на прием газосепаратора, расположенного ниже насоса. Происходит отделение частиц свободного газа и в насос поступает только жидкость, которая нагнетается в НКТ. Недостатки данного метода: отделенный свободный газ не участвует в подъеме на поверхность.

Схемы: