Производительность глубинно-насосной штанговой установки

Количество жидкости, которое подает глубинный насос при постоянной работе СКН за единицу времени, называется его производительностью. В промысловых условиях производительность глубинных насосов выражают в весовых единицах тонн в сутки (т/сут).

За один двойной ход плунжера (движение плунжера вниз и вверх) насос теоретически подает количество жидкости, равное объему цилиндра, описываемому плунжером:

V = FS_m, (107)

где S_un - длина хода плунжера; F - площадь сечения плунжера.

Минутная подача насоса определяется как произведение подачи насоса за один двойной ход на число двойных ходов плунжера п в минуту:

V_min=FS_nn«. (108)

Суточная теоретическая подача насоса

В нефтепромысловой практике фактическая подача штангового насоса обычно меньше теоретической, так как длина хода плунжера S_nn всегда меньше длины хода полированного штока S.

Фактическое снижение подачи насоса происходит из-за возможных утечек жидкости обратно в скважину в результате нарушения герметичности НКТ, наличия большого зазора между плунжером и цилиндром насоса и неисправности клапанов. В этой связи фактическая подача штанговой насосной установки

5_n»n«, (ПО)

где Sjjj, - длина хода полированного штока; (X - коэффициент

подачи штангового насоса, который равен отношению фактической суточной подачи насосной установки к его суточной теоретической подаче:

(111)

тсор

Как видно из (ПО), подача штанговой глубинной установки зависит от диаметра плунжера, длины хода полированного штока и числа двойных ходов полированного штока в минуту. При чрезмерном увеличении числа ходов плунжера жидкость, поступающая к забою скважины, не успевает заполнять освободившийся объем цилиндра. Это приводит к снижению коэффициента подачи насоса. Коэффициент подачи штангового насоса изменяется от 0 до 1. В нефтепромысловой практике считается хорошей работа насосной установки, если а =0,7-0,8.

Коэффициент подачи насосной установки зависит и от коэффициента наполнения насоса, который равен отношению фак-

В.И. Кудинов. Основы нефтегтопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

тически поступающего под плунжер объема жидкости к цилиндрическому объему, описываемому плунжером при ходе его вверх. Коэффициент наполнения насоса

где R - объемное соотношение нефти и газа, постоянно поступающих в насос при определенном давлении погружения; R = V_Bp/V_n - отношение объема вредного пространства насоса к цилиндрическому объему, описываемому плунжером при его ходе вверх. Как видно, коэффициент наполнения насоса тем больше, чем меньше отношение R = V_bp/V_y и чем меньше объем

свободного газа, попадающего в цилиндр. Отсюда коэффициент наполнения насоса можно увеличить за счет:

1. Уменьшения объема вредного пространства за счет уста
новки нагнетательного клапана в нижней части плунжера, а
также за счет увеличения длины хода плунжера.

2. Уменьшения объема свободного газа, поступающего в ци
линдр насоса, за счет увеличения глубины погружения на
соса под динамический уровень.

3. Частичного отвода газа в межтрубное пространство за счет
установки на приеме насоса приспособления, называемого
газовым якорем.

3.9. Нагрузки па насосные штанги и станок-качалку

При работе штанговой глубинной установки практическое значение имеют суммарные максимальные нагрузки на штанги. Эти нагрузки определяются с достаточно высокой точностью при помощи специального прибора - динамогрофа. В то же время необходимо уметь подсчитывать нагрузки на штанги. Основными суммарными нагрузками на штанги являются статические нагрузки. При ходе плунжера вверх штанги испытывают максимальную нагрузку от собственной силы тяжести и силы тяжести жидкости в трубах над плунжером. При движении вниз штанги испытывают лишь действие собственной силы тяжести, таким

образом, максимальные статические нагрузки будут при ходе вверх в точке подвеса штанг:

+Oe + V (^|03>

где Р_тт - сила тяжести штанг; Р_ж - масса жидкости над плунжером; g - ускорение свободного падения; Р - силы трения штанг

о трубы и плунжера о стенки цилиндра насоса. Можно также написать уравнение (103) без учета разгружающей силы давления на плунжер снизу небольшого столба жидкости fc межтрубном пространстве:

Р_Ст=ЯжЦ⁺Яшт^Ц>8, (Ю4)

где д_ж - масса 1 м столба жидкости с поперечным сечением, равным сечению плунжера; g - ускорение свободного падения; д_11ГТ -

масса 1 м штанг с муфтой; L - длина штанг; Ь - коэффициент, учитывающий уменьшение массы штанг в жидкости, равный (р₁ - р)1 Рх; А^и Р - плотности материала шта!гг и жидкости.

С учетом сил трения фактические нагрузки будут несколько больше. В скважинах с кривизной 5-6° сила трения штанг о трубы составляет около 2% от силы тяжести штанг, и ими можно пренебречь.

Однако в наклонных и кривых скважинах силы трения могут быть более 2% от силы тяжести штанг, и пренебрегать ими нельзя.

Аналитически силы трения в наклонных и искривленных скважинах из-за многих неизвестных факторов, связанных со сложным профилем ствола скважины, определить трудно. Поэтому все расчеты максимальных нагрузок на штанги, проведенные без учета сил трения, верны только для вертикальных скважин и скважин с наклоном не более 5-6°. Силы инерции движущихся масс определяют следующим образом.

Согласно теории кривошнпно-шатунного механизма максимальное ускорение точки подвеса штанг будет вначале хода штанг вверх

max

(105)

В.И. Кудимов. Основы псфтегазопромысяового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

где 5 - двоимая амплитуда качаний головки балансира (длина хода полированного штока); г - радиус кривошипа; / - длима шатуна; Ш -угловая скорость вращения кривошипа;

Жп

6) = —■, 30

где п - число качаний балансира п минуту.

По найденном величине ускорения максимальную нагрузку от силы инерции определяют по формуле

*! = м ■/„,„, (106)

где М - величина движущихся масс; /_тах - максимальное ускорение точки подвеса штанг.

С учетом сжимаемости жидкости величину инерции для псе можно не учитывать. Тогда инерционная нагрузка будет определяться в основном массой штанг:

(107)

игг

= ^шт •

где Р_ШТ - масса штанг.

На практике отношение радиуса кривошипа г к дойне шатуна I составляет от /_А до ^. При г/1 =)/_Л получим

(Ю8)

Sn'

—

- фактор динамичности.

g 1440

С учетом сил инерции максимальная нагрузка на балансир в точке подвеса штанг при ходе вверх

Sn' 1440

(109)

шт

Я -(Р + р'

max \* ж ' 'ш

где Рц_П - сила тяжести штанг в жидкости; S, n - длина хода и число ходов сальникового (полированного) штока; Р_ж - масса жидкости над плунжером.

Формулой (109) можно пользоваться лишь для расчета неглубоких скважин, т.к. при больших глубинах и числе ходов возникают динамические нагрузки от вибрации штанг, которые накладываются па инерционные усилия. Аналитически точно определить динамические нагрузки с учетом колебательных процессов в штангах из-за сложности явлений трудно. Поэтому для расчетов многими исследователями предложены приближенные формулы Л.С. Верновского, Л.И. Лдонина, И.А. Чариого, которые отличаются друг от друга различной оценкой фактора динамичности. В общем виде максимальную нагрузку на штанги при ходе вверх записывают как

р =д(Р +Р +Р').

'тая о\*ж ' * шт ' 'тт'"

3.10. Упругие деформации штанг и труб

Насосно-компрессориыс трубы и штанги, находясь в скважине, испытывают нагрузку от своей массы и находятся в растянутом состоянии. В процессе работы штанговой насосной установки на трубы и штанги действуют силы тяжести столба жидкости.

При ходе плунжера вверх с момента начала движения точки подвеса штанг они начинают воспринимать нагрузку от жидкости, которая до этого действовала на трубы. По мерс перевода нагрузки от труб на штанги они растягиваются, а трубы в это же время сокращаются. В начальный период движения штат- вверх плунжер остается неподвижным до тех пор, пока штанги не воспримут на себя всю нагрузку от жидкости. В этот период времени сумма упругих деформаций штанг и труб \_т будет равна величине перемещения точки подвеса штанг. Эта величина представляет собой потери хода плунжера при его движении вверх, так как плунжер не начал еще движение относительно втулок цилиндра насоса. Эти потери хода равны

'шт + Чр.

где i_WT иг— потери хода вследствие упругих деформаций, соответственно, штанг и труб. После того как вся статическая нагруз-

В.И. Кудинов, Основы иефтегазощюмыоювого дела

Глава X. Добыча нефти и ram

ка от жидкости будет воспринята штатами, начнется относительное перемещение плунжера и начинается подача жидкости насосом. После завершения хода плунжера вверх точка подвеса штанг начнет перемещаться вниз и упругие деформации будут происходить в обратном порядке. При ходе штанг вниз штанги разгружаются и нагрузка от штанг будет передаваться трубам. После полного восприятия нагрузки от жидкости начнется движение плунжера относительно втулок цилиндра насоса.

Следовательно, при движении плунжера вниз происходит потеря хода Д._т, равная сумме величин упругих деформаций труб

и штанг.

.4т - суммарные потери хода плунжера от действия статической на1рузки.

В результате удлинения штанг и труб от действия статических нагрузок, которые определяются массой столба жидкости в НКТ и весом штанг и труб, действительный ход плунжера будет меньше хода точки подвеса штанг к балансиру на величи-

^НУ ^ = 'шт⁺'гр'^ТОГДа

^^-(/.„-Цр)^-^, (ПО)

где 5_ПЛ - длина хода плунжера; S - длина хода точки подвески штанг к балансиру; А^ - суммарные потери хода сальникового

штока от действия статической нагрузки.

Чем больше нагрузка на верхнюю часть колонны труб и штанг, тем больше их удлинение.

Удлинение штанг и труб определяется на основе закона Тука:

(П1)

удлинение штат- i._m =

_ № _

(112)

удлинение груб

где L - длина штанг, м; Е - модуль упругости (для стали Е = 2,0610^п Па); / - площадь поперечного сечения штанг, м²;