Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 [ 196 ] 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

впадать с Q по целому ряду причин. Отношение фактической подачи установки к условно теоретической подаче ее назовем коэффициентом подачи установки и обозначим его через т:

-Q-. (9.9)

с учетом выражения (9.8) фактическая подача такова:

G,p = 1440-F-5-,i-Ti . (9.10)

Рассмотрим, от чего зависит фактическая подача установки (коэффициент подачи).

9.3.4. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА КОЭФФИЦИЕНТ ПОДАЧИ УСТАНОВКИ

к основным факторам, определяюшим коэффициент подачи установки, можно отнести:

1. Коэффициент наполнения скважинного насоса - р. Этот коэффициент характеризует степень заполнения цилиндра насоса при такте всасывания жидкостью, поступаюшей из скважины. Так как продукция скважины в обшем случае состоит из жидкой и газовой фаз, то при такте всасывания часть объема цилиндра насоса может заполняться газовой фазой, вьщеляюшейся из жидкости, что снижает коэффициент наполнения насоса жидкостью (р < 1). Сложные процессы, связанные с фазовыми переходами в цилиндре насоса, требуют специального рассмотрения, что и будет сделано ниже.

2. Упругие деформации штанг и труб, приводящие к разности между длиной хода полированного штока и длиной хода плунжера, характеризуемые коэффициентом :

Т1л=. (9.11)

Если при работе СШНУ определяющими являются статические нагрузки, то длина хода плунжера 5,, всегда меньше длины хода полированного штока 5 на величину упругих деформаций штанг и труб за насосный цикл Л:

Х=5-5„. (9.12)

При определенных режимах работы СШ1ГУ значительную роль начинают играть динамические, в частности, инерционные нагрузки от веса штанг в продукции и веса самой продукции. Инерцион-

ные нагрузки приводят к увеличению длины хода плунжера 5 в сравнении с длиной хода полированного штока 5, которая характеризуется величиной X..

В соответствии с этим, а также учитывая выражение (9.12), можно записать:

S,, = S-X + X.. (9.13)

Подставляя (9.13) в (9.11), получим:

5-Л + Л, (Х-Х,)

5 - S • С-"

Рассмотрим возможные соотношения между А, и А,.: при А, = А,. Т1х=1;

при А > А . Ля. < 1;

при X <Х. Ля. > 1-

Таким образом, коэффициент, учитывающий упругие деформации, таков: т 1.

3. Рассмотрим влияние утечек продукции скважины как в самом насосе (зазор «цилиндр-плунжер», клапаны), так и на пути движения продукции от насоса до устья (через резьбовые соединения НКТ, через возможные нарушения труб за счет их протертости штангами и т.п.). Обозначим суммарные утечки продукции через Q . Коэффициентом утечек назовем отношение объема утечек

к условно теоретической подаче

(9.15)

«-т.усл

Анализ выражения (9.15) показывает, что при = О т = 0; при (2 = сл ут ~ 1- Таким образом, коэффициент, учитывающий утечки (1 - ц), всегда меньше единицы

(i-V<i-

Кроме перечисленных факторов, на коэффициент подачи влияет разница термобарических условий на глубине спуска насоса в скважине и поверхностных условий, при которьк определяется фактическая подача, что связано не только с изменением объемов продукции, по и с фазовыми переходами (вьщеление газа из раствора).

4. Коэффициент, учитывающий объемные свойства продукции скважины (нефть, нефть + вода). Под этим коэффициентом будем понимать отношение фактической подачи жидкости в поверхност-

ных условиях (2ф, к фактической подаче, приведенной к термобарическим условиям в скважине (в насосе) Q:

Лоб--. (9.16)

в общем случае, когда продукция представлена нефтью и водой, имеем:

e*„ = e„„ + e=„. (9-i7)

где Q. - фактическая подача жидкости в поверхностных условиях, м7сут;

б„п > Qm - соответственно фактические подачи нефти и воды в поверхностных условиях, м7сут.

Фактическая подача жидкости в условиях скважины (насоса) б:

е,к = а. + е.. (9-i8)

где Q, - соответственно фактические подачи нефти и воды в условиях скважины (насоса), м/сут. Запишем:

Q,.= Q..rAP.TX (9.19)

Q.c = Q.„-AP.TJ, (9.20)

где (Р, г), (Р, г) - соответственно объемные коэффициенты нефти и воды при давлении в скважине (насосе) р, и температуре г.

С учетом (9.19) и (9.20) запишем выражение (9.18) следующим образом:

е.,. = е„„«„(е7с) + е.,«в(Л7.)- (9-2i)

Таким образом, коэффициент, учитывающий объемные свойства продукции, таков:

„ 6„„+6вп

Обводненность В определяется долей воды в продукции скважины В = -Яии-

откуда:

G,„ = Q„n (fTg) • (9.23)