Производительность г лубиннонасосной установки

Общее количество жидкости, которое подает насос при непрерыв­ной работе за единицу времени, называется его производитель­ностью. На нефтедобывающих предприятиях производительность глубинных насосов подсчитывают за сутки и обычно выражают в весовых единицах (т/сут).

За один двойной ход плунжера (двойным ходом считается дви­жение плунжера вниз и вверх) насос подает объем жидкости, рав­ный объему цилиндра, описываемому плунжером:

У = Р8_т, (146)

где Р — площадь сечения плунжера; 5_ПЛ — длина хода плунжера.

Если обозначить число ходов плунжера в минуту через п, то

минутная производительность насоса в объемных единицах будет

У_аиН = Р8_плп. (147

Чтобы получить производительность насоса за сутки, эту вели­чину надо умножить на число минут в сутках, т. е. 60-24 = 1440:

V = 1440^5 п (148)

* СуТ * •* -••'•-'•* *-' ПЛ •*» \*- •*'"•'/

Производительность насоса в весовых единицах может быть определена, если известна плотность р откачиваемой жидкости:

(149) 223

где <2_суг — суточная производительность насоса, т/сут; Р — пло­щадь поперечного сечения плунжера, м²; 8_ПЛ — длина хода плун­жера, м; га — число качаний в минуту; р — относительная плотность.

Производительность насоса, рассчитанная по формуле (149), называется теоретической. Она показывает, какое количество жид­кости может подавать насос при условии полного заполнения про­странства цилиндра под плунжером и при отсутствии утечек жид­кости в насосе и подъемных трубах.

Фактическая производительность насоса почти всегда меньше теоретической и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его производительность может оказаться равной или большей, чем теоретическая.

Отношение фактической производительности насоса к теорети­ческой называется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его производительность.

Коэффициент подачи насоса и его фактическая производитель­ность определяются следующими факторами.

Влияние газа. Отрицательное влияние газа на работу глубинного насоса выражается в том, что газ, заполняя часть объема цилиндра насоса, уменьшает его наполнение жидкостью.

Степень отрицательного влияния свободного газа зависит от его содержания в откачиваемой жидкости, а также от объема про­странства, образующегося между нагнетательным и всасывающим клапанами насоса при нижнем положении плунжера. Это простран­ство, называемое вредным, имеется во всех глубинных насосах.

Отношение объема жидкости, фактически поступающей под плун­жер, к объему, описываемому плунжером при его ходе вверх, назы­вают коэффициентом наполнения насоса.

Когда плунжер завершает ход вниз, газ и нефть, заполняющие вредное пространство, находятся под давлением столба жидкости в подъемных трубах; при этом объем свободного газа вследствие его сжатия и частичного растворения в нефти сокращается.

При ходе плунжера вверх пространство цилиндра изолируется от полости подъемных труб нагнетательным клапаном, в результате чего давление в нем снижается и становится равным гидростатиче­скому напору столба жидкости, находящегося за трубами над на­сосом. В начальный момент подъема плунжера газ, находившийся во вредном пространстве, расширяется и, занимая часть объема цилиндра, уменьшает его наполнение жидкостью, которая начинает поступать в насос несколько позже, после открытия приемного кла­пана.

Коэффициент наполнения в зависимости от количества газа, поступающего в насос, и объема вредного пространства можно выра­зить формулой

(150)

где Н = уг/ув — объемное соотношение газа и нефти, постоянно поступающих в насос при давлении погружения; К = У_яр/У₈ — отношение объема «вредного» пространства насоса к объему, описы­ваемому плунжером.

Из уравнения (150) следует, что коэффициент наполнения тем больше, чем меньше К = У^_р/Уд, т. е. чем меньше объем вредного пространства и чем больше длина хода плунжера; коэффициент наполнения насоса тем больше, чем меньше объем поступающего в на­сос газа. Это значит, что с вредным влиянием газа можно бороться:

1) уменьшая объем «вредного» пространства, что достигается обычно
установкой нагнетательного клапана в нижней части плунжера;

2) увеличивая длину хода плунжера; 3) увеличивая глубину погру­
жения насоса ниже динамического уровня жидкости; при этом уве­
личивается давление на приеме насоса и уменьшается объем газа,
поступающего в насос; 4) устанавливая на приеме насоса специаль­
ные приспособления (газовые якори) для частичного отвода газа от
насоса в межтрубное пространство.

Утечки жидкости через насос. С течением времени рабочие поверх­ности плунжера, цилиндра и клапанов насоса изнашиваются, в ре­зультате чего увеличиваются зазоры между ними и возрастают утечки жидкости. Износ этих деталей особенно интенсивен в скважинах, продукция которых содержит песок, а также при наличии в откачи­ваемой жидкости коррозионной пластовой воды и сернистых газов.

При работе насос испытывает давление в несколько мегапаскалей (десятков кгс/см²), создаваемое силой тяжести столба жидкости в подъемных трубах. При таком давлении объем жидкости, пере­текающей через зазоры между плунжером и цилиндром насоса, может составить значительную величину. Эта жидкость, заполняя часть освобождаемого плунжером объема цилиндра, уменьшает степень его заполнения свежей жидкостью, поступающей из сква­жины.

Для предотвращения утечек жидкости через зазор между ци­линдром и плунжером необходима тщательная пригонка плунжера к внутренней поверхности цилиндра насоса. Чем больше глубина скважины, тем более тщательной должна быть пригонка плунжера, так как с увеличением глубины скважины и соответственно глубины спуска насоса возрастает давление на плунжер, обусловливающее увеличение утечек жидкости. Однако очен* сильное уменьшение зазора, т. е. тугая пригонка плунжера, не всегда приемлемо, по­тому что могут возникнуть сопротивления трению в цилиндре, и это может привести к заклиниванию плунжера, выходу насоса из строя, а также к обрыву насосных штанг.

Степень пригонки плунжера к цилиндру выбирают в зависимости от условий эксплуатации скважины.

В зависимости от температуры откачиваемой жидкости металли­ческие части насоса изменяются в объеме. При высокой температуре стальной плунжер расширяется больше, чем чугунные втулки ра­бочего цилиндра. Поэтому при откачке холодной нефти возможна

15 Заказ 2145

тугая пригонка, а при откачке горячей нефти надо применять слабо­пригнанные плунжеры.

Степень пригонки зависит также от вязкости откачиваемой нефти. Масляные нефти содержат достаточное количество смазывающих веществ, которые уменьшают трение между плунжером и рабочей поверхностью. Следовательно, при откачке масляных нефтей до­пускается применение насосов с тугой пригонкой плунжера, а для откачки легких бензинистых нефтей рекомендуется применять на­сосы с более свободной пригонкой, а лучше с плунжерами, на по­верхности которых нарезаны канавки.

Негерметичность подъемных труб. Снижение коэффициента подачи насоса может происходить также вследствие утечек жидкости в ко­лонне подъемных труб. Причиной этих утечек являются плохое свин­чивание муфтовых соединений труб, загрязнение резьб, дефекты в резьбе или трещины в стенках труб. Негерметичность труб мо­жет привести к полному прекращению подачи жидкости насосом на поверхность. Поэтому при спуске насосно-компрессорных труб в скважину следует внимательно следить за качеством их свинчи­вания, состоянием резьбы и наружной поверхности.

Число качаний в длина хода плунжера. Формула, по которой подсчитывается теоретическая производительность насоса, показы­вает, что с увеличением числа качаний производительность насоса возрастает. В действительности же с увеличением числа качаний производительность насоса возрастает лишь до определенного пре­дела. Это происходит потому, что при большом числе качаний ско­рость перемещения плунжера увеличивается, и жидкость, поступаю­щая в насос, не успевает заполнять освобождающийся объем ци­линдра.

Недостаточное заполнение цилиндра не только снижает коэффи­циент подачи насоса, но и отрицательно влияет на работу всей уста­новки, так как движение плунжера вниз сопровождается его уда­рами о жидкость, что вызывает сотрясение колонны штанг и неравно­мерную нагрузку на механизм станка-качалки. Такие явления особенно часто наблюдаются при небольшом погружении насоса в жидкость.

Поэтому чрезмерное увеличение числа ходов плунжера не ре­комендуется, и предельным считается число качаний, равное 15— 18 в минуту. Целесообразнее увеличивать производительность на­соса путем удлинения хода плунжера при меньшем числе его ходов, что улучшает условия работы всей глубиннонасосной установки.

Несоответствие длины хода плунжера и сальникового штока. При подсчете производительности глубинного насоса величину хода плунжера принимают равной величине перемещения точки подвеса сальникового штока, замеренной на поверхности. В действитель­ности длина хода плунжера в цилиндре бывает меньше величины перемещения сальникового штока вследствие периодического растя­жения колонны насосных штанг при ходе вверх и сокращения ее длины при ходе вниз. Колонна насосных труб претерпевает аналогич-

.226

вые упругие деформации. Объясняется это переменой нагрузок, воспринимаемых насосными штангами и трубами.

Потеря длины хода плунжера возрастает по мере увеличения глубины подвески насоса, что иногда существенно отражается на величине коэффициента наполнения насоса и коэффициента подачи.

Истинную длину хода плунжера по замеренной на поверхности длине хода сальникового штока легко определить, если известна общая нагрузка на штанги. Методика такого определения дана ниже.

Влияние перечисленных выше факторов на фактическую произ­водительность глубинного насоса в сумме может быть весьма значи­тельным, и коэффициент подачи насоса может изменяться в широких пределах — от 1,0 и выше до 0,1 и ниже.

Когда коэффициент подачи насоса больше единицы, это означает, что скважина фонтанирует через насос.

Работа штанговой глубиннонасосной установки считается удовлет­ворительной, если имеет место неравенство

т. е. установка работает с коэффициентом подачи не менее 0,6.