23. Регулирование производительности и напора уэцн.

Рабочая характеристика применяющегося погружного центро­бежного насоса ЭЦН-6-160-750 приведена на рис.

Как видно из графика, рабочая область для насоса позволяет осуществлять работу при различных соотношениях напора н производительности. Например, при увеличении напора произво­дительность насоса снижается, а при снижении — увеличивается; к. п. д. насоса в обоих случаях несколько снижается. Для насоса имеется рабочая область, при которой достигается максимальный к. п. д.

При выборе насоса заданная производительность и необходимый напор для подъема жидкости из скважины должны соответствовать его производительности и напору. При несоответствии характеристик насоса заданной добыче подачу регулируют изменением числа ступеней или созданием на устье скважины противодавления при­крытием задвижки или установкой штуцера. При регулировании подачи насоса штуцером или прикрытием задвижки дебит и напор изменяются по рабочей характеристике насоса Q = f(H), к. п. д. насоса резко снижается и увеличивается действие осевой силы на рабочие колеса, в результате чего возрастает износ рабочих колес и направляющих аппаратов. Лучше регулировать подачу изменением числа ступеней. Вместо снятых ступеней внутри корпуса насоса

устанавливают приставки.

Необходимое число сту­пеней в насосе опреде­ляют по формуле

где ∆ z — число ступеней, снимаемых с на­соса; Н_с — напор, необходи­мый

для подъема жидкости и транспортирования ее к месту сбора в м;

Н_н — напор насоса, при котором его производительность

соот­ветствует заданной производительности скважины по

номи­нальной характеристике насоса в м; z — номинальное

(полное) число ступеней насоса. Напор насоса по

номинальной характеристике должен соответст­вовать условию

где h₀ — расстояние от устья до динамического уровня в м; hтр — потери на трение при движении жидкости в трубах в м; h'_тр — напор, необходимый на местные сопротивления при транс­портировании жидкости до сборного пункта в м. h₀ = h_CT + ∆ h, где ∆ h — депрессия в метрах столба жидкости.

24. Способы регулирования режима работы поршневых насосов.

Есть два вида регулирования: изменение числа двойных ходов (качаний) и изменение длины хода плунжера.

Изменение числа двойных ходов достигается:

1. сменой шкивов

2. сменой эл. двигателя с разными частотами вращения ротора.

3. при помощи частотного преобразователя - изменение частоты вращения вала эл. двигателя за счет изменения частоты питающего тока.

Изменение длины хода плунжера:

1. путем переподключения шатуна на отверстия в кривошипе.

25.Исследование газовых скважин на установившихся режимах. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений.

Сущность метода заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся уста­новившихся режимах определяют зависимость дебита нефти (газа), газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины. Ре­жим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются. После регистрации установившихся дебита и забойного дав­ления скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления- ее работы на новом режиме, оп­ределяют новые значения этих параметров. Наблюдения про­водят при 3—4 режимах работы скважин и обычно заканчивают регистрацией динамического пластового давления в зоне ис­следуемой скважины. Оно определяется как полностью вос­становившееся забойное давление в остановленной скважине и соответствует текущему пластовому давлению в пласте между работающими скважинами. Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы. Для газовых скважин индикаторную диаграмму изображают в координатах объемный Q или массовый G дебит газа — разность квадратов пластового (контурного) и забойного давлений (Рпл²—Р з²).

После построения индикаторных диаграмм подбирают их математические модели. В случае линейной диаграммы для газовой скважины

где q — дебит соответственно нефтяной и газовой сква­жины; К r — угловые коэффициенты индикаторных линий, так называемые коэффициенты продуктивности скважин; Рпл и Р з — давление соответственно пластовое и забойное.

При криволинейной диаграмме в условиях напорных режимов уравнение индикаторной линии записывают в виде:

где а и в — коэффициенты фильтрационных сопротивлений (постоянные для данной газовой скважины).

где z — коэффициент сжимаемости газа; Рст — стандартное (ат­мосферное) давление; Т пл, Т ст — температура соответственно пластовая и стандартная; / — макрошероховатость коллектора.

С помощью данных А и а, найденных по индикаторным диаграммам, и формул определяют параметры пласта (k или kh / µ).