ФНГ / РЭНГМ / ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ГЛУБИННОНАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ 1. Устройство штанговой насосной установки.
(автор - student, добавлено - 22-01-2013, 22:53)
СКАЧАТЬ:
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ГЛУБИННОНАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ 1. Устройство штанговой насосной установки. Установка (рис.7. 1) состоит из поршневого насоса 2, станка-качалки 15, колонны штанг 4, соединяющих плунжер (поршень) с качалкой и колонны труб 5 (НКТ), по которым откачиваемая жидкость поднимается на поверхность. Электродвигатель 14 служит для привода во вращение кривошипа 12, установленного на оси редуктора 13, и далее с помощью шатуна 11, балансира 10 создает вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг 4, подвешенных на головке балансира посредством канатной подвески 9. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 3 закрывается, жидкость над плунжером поднимается на длину его хода и через тройник 6 попадает в сборную сеть. Всасывающий клапан 1 насоса открывается и жидкость из скважины попадает в цилиндр насоса. При движении плунжера и штанг вниз клапан 1 закрывается, воздействие столба жидкости передается на трубы. В этом случае нагнетательный клапан 3 открывается и продукция скважины перетекает в пространство над плунжером. Далее начинается новый цикл хода плунжера вверх. Сальник 7 предусмотрен для герметизации устьевой арматуры при воз-вратно-поступательном движении штока 8, соединяющего штанги с канатной подвеской 9. Станок-качалка уравновешен балансирным 16 и роторным 17 грузами, сглаживающими неравномерность нагрузки станка. Если не происходит утечек газа и жидкости, то, очевидно, теоретическая суточная подача насоса Qт при равенстве длин хода плунжера и полированного штока равна суммарному объему , описываемому плунжером при ходе вверх: (7.1) где F— площадь плунжера; S— длина хода полированного штока; n — число качаний (ходов) в минуту; 1440 — число минут в сутках. Фактически подача насоса Q всегда меньше, так как длины хода плунжера и полированного штока не одинаковы, происходят утечки жидкости через зазор между плунжером и цилиндром насоса, в цилиндр всасывается газ вместе с жидкостью, возможны пропуски нефти и газа в резьбовых соединениях труб, т.е. (7.2) где α – коэффициент подачи насоса (обычно, а изменяется от 0 до 1). Рис. 7.1. Схема глубиннонасосной установки. Подача насосов варьирует в широких пределах – от нескольких сот до 5—6 м3/сут, диаметр плунжера изменяется от 28 до 120 мм, длина хода полированного штока от 0,3 до 6 м, число ходов от 1 до 15 в 1 мин. В промысловых условиях при нормальной работе насоса обычно α ≤ 0.7-0.8, если даже утечки жидкости незначительны. Это объясняется тем, что в насос вместе с жидкостью всасывается и газ и длина хода плунжера не соответствует ходу полированного штока. Отношение объема жидкости Vж фактически поступившей под плунжер к объему V, описываемому плунжером, при ходе его вверх называется коэффициентом наполнения насоса ( ). Если в жидкости содержится большое количество газа (в насос поступает в основном газ), то к подачи α насоса будет низким вследствие малой величины коэффициента наполнения βн. Для увеличения α повышают давление на приеме насос погружая его в область с меньшим содержанием свободного газа под динамический уровень, или устанавливают газосепараторы (газовые якоря) на приеме насоса, отделяющие газ от жидкости и направляющие его в затрубное (кольцевое) пространство. Коэффициент βн можно повысить, увеличивая длину хода плунжера. На этот коэффициент существенно влияет несоответствие длины хода полированного штока и плунжера. Это связано с деформацией (растяжением и сокращением) штанг и труб в процессе работы насоса. Практическое занятие №8. Расчет давления на приеме и глубины спуска скважинного штанго-вого насоса Установки скважинных штанговых насосов широко применяются для эксплуатации скважин разных категорий на различных нефтяных месторождениях страны. Одной из основных задач проектирования эксплуатации скважин СШНУ является обоснование некоторых технологических характеристик среди которых: дебит, забойное давление, давление на приеме насоса, глубина спуска насоса. Дебит и забойное давление зависят от принятой системы разработки, ее текущего состояния, а также от объективных ограничений, о которых говорилось выше. Расчет давления на приеме насоса Рпн представляет сложную технико-экономическую задачу, решение которой связано с определенными допуще-ниями. Существуют различные рекомендации о величине давления на приеме насоса, связанные с газовым фактором и обводненностью продукции. Для продукции скважин с низким газовым фактором и высокой обвод-ненностью (свыше 80%) А.Н. Адонин рекомендует давление на приеме насоса, достаточное для компенсации гидравлических потерь во всасывающем клапане насоса и равное 0,15 0,50 МПа. При значительном содержании свободного газа в откачиваемой продукции достаточно сложно обосновать оптимальное давление на приеме насоса. Пределы оптимального давления на приеме устанавливаются на основания опыта эксплуатация скважин СШНУ для месторождений каждого нефтяного района. Так, для условий девонских месторождений Урало-Поволжья давление на приеме безводных скважин принимается равным 2,5 МПа; для месторождений угленосной свиты — 3 МПа (некоторое увеличение давления на приеме обусловлено большей вязкостью нефти угленосных отложений). Г.Н. Суханов считает целесообразным принимать давление на приеме насоса таковым (вне зависимости от обводненности продукции): (9.215) где Рнас — давление насыщения, МПа. Используя рекомендации А.Н. Адонина и Г.Н. Суханова, оценку давле-ния на приеме с учетом обводненности продукции можно выполнить по сле-дующей формуле: (9.216) где В – обводненность добываемой продукции, д.ед. Использование вышеприведенных рекомендаций для условий малоизу-ченных месторождений может привести к определенным ошибкам в проекти-ровании эксплуатации скважин СШНУ. Оптимальным давлением на приеме насоса будем называть такое давле-ние, при котором обеспечивается заданный дебит скважин при минимальных условных приведенных затратах с учетом физико-химических свойств откачиваемой продукции и обеспечения коэффициента подачи установки η не ниже 0,8. В значительной степени вышеприведенному определению отвечают следующие формулы для расчета давления на приеме насоса: - при содержании в газе однократного разгазирования до 30% азота (Уа≤ 30%) (9.217) — при содержании в газе однократного разгазирования свыше 30% азота ( Уа> 30%) (9.218) где Уа – содержание в газе однократного разгазированiiя азота, %. Представленные формулы можно использовать при 0≤В≤0,95, 3≤Уа ≤83%. Глубину спуска насоса Нсп рассчитывают по формуле: (9.219) где – соответственно давление на выходе из насоса (давление на выкиде), на устье и теряемое на преодоление гидравлических сопротивлений, МПа; ρл — средняя плотность продукции скважины в НКТ (лифте), кг/м3 Для расчета высоты подъема продукции скважины Нп, можно использовать следующую приближенную зависимость (9.220) или более точные зависимости (9.221) (9.222) где — плотность продукции в затрубном пространстве кг/м3; Ндин — динамический уровень, м; Рз – давление в затрубном пространстве, МПа. Приведенные формулы можно использовать при расчете СШНУ, если нет никаких ограничений, связанных, например, с определенными осложнениями в работе скважины или установки, которые должны быть учтены дополнительно. Похожие статьи:
|
|