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

ским и Бленкарн в 1967 г. В соответствии с их теорией нагрузка от жидкости, воздействующая на плунжер, создает силу F=SniiAp, направленную вверх по трубам. Длина секции изогнутой трубы определяется путем нахождения глубины, при которой вес труб плюс вес столба жидкости будет равен силе изгиба F. Критическая длина трубы (учитывая, что уровень жидкости в затрубном простран-д стве находится на уровне верха насоса)

5плАр

/кр=-

Рис. 4.1-6. Изгиб НКТ при подъеме жидкости (по Лю-бинскому и Блэн-ккарну, 1957)

(4.1-38)

По длине /кр, измеренной от низа НКТ, определится нейтральная точка трубы. До этой точки НКТ будут подвергаться многочисленным изгибам, а выше ее не будут изгибаться даже при движении штанг вверх. Многочисленные изгибы НКТ могут вызвать различные осложнения:

1) трение между трубами и колонной штанг увеличивает нагрузку на полированный шток, и поэтому возрастают энергозатраты на подъем жидкости;

2) износ штанг, насосно-компрессорных труб и обсадных колонн может вызвать смятие или слом любой из этих колонн;

3) повторяющийся изгиб НКТ может вызвать износ или выход из строя резьбовых соединений;

4) боковые усилия на плунжер вызывают быстрый и неравномерный износ.

Чтобы устранить эти вредные влияния, обычно нижнюю часть НКТ закрепляют в обсадной колонне (см. п. 4.1.1,3).

б) Характеристика штанговых насосов

6.1) Подача скважинного насоса. Теоретическая подача скважинного насоса (в мсут)

(7, = 14405„А,л. (4.1-39)

Здесь коэффициент наполнения насоса принят за 1. Исследование теоретической подачи насоса облегчается, если рассматривать его подачу в течение одного двойного хода плунжера:

Заменим его значением из (4.1-35) и в последнем его значениями из (4.1-36). Тогда

w.

Необходимо найти размер плунжера, при котором можно получить максимальную подачу при данной длине хода полированного штока s

и числе ходов насоса п. Дифференцируя приведенное уравнение по 5пл, получим

Подача насоса максимальна, когда У/5пл = 0, отсюда

(4.1-40)

По уравнению (4.1-36) второй член первой части уравнения (4.1-40) равен 2As, таким образом, теоретическая подача максимальна, когда

sK-2As или As = ~.

Заменив его уравнение.м (4.1-36), получим площадь поперечного сечения плунжера, обеспечивающего максимальную подачу насоса:

.тят

(4.1-41)

В отличие от поршневых объемных машин, устанавливаемых на поверхности зе.мли, теоретическая подача скважинных насосов при данной длине хода полированного штока не является линейной функцией от площади поперечного сечения плунжера, так как с увеличением последней увеличивается нагрузка по жидкости и соответственно также уменьшается длина хода.

Таблица 4.1-3

Теоретические значения 5пл. man в см для шт = 22,2 мм и « = 8826 Н/см=

В табл. 4.1-3 приведены значения 5пл. max, рассчитанные по уравнению (4.1-41) в зависимости от s/C и L для ж = 8826 Н/м и шт = 22,2 мм.

6.2) Степень наполнения насоса. Фактический объем добытой жидкости всегда меньше теоретической подачи насоса, опреде-

ляемой, по формуле (4.1-39). Отношение фактической подачи дж к теоретической д-т называют коэффициентом подачи насоса:

Ti, = fL. (4.1-42>

Коэффициент подачи насоса равен произведению коэффициента наполнения насоса т)ц, характеризующего меру фактического поступления жидкости под плунжер, на коэффициент tik, характеризующий величину утечек жидкости в НКТ. Поэтому

11о=ПцТ1к- (4.1-43)

Здесь

(4.1-44)

к 9i 9i

где gi-количество жидкости, поступившей в цилиндр; д - утечки по плунжеру; 173 - утечки через НКТ в затрубное пространство и д - утечки через обратный клапан, связывающий выкидную линию с затрубным пространством. Все утечки определяются в м/сут, приведенной к товарной резервуарной нефти.

Понятие коэффициента подачи скважинного насоса отличается от коэффициента подачи поршневого насоса, установленного на поверхности. Эта разница состоит в том, что в поршневом насосе оправдывается то предположение, что цилиндр при всасывании заполняется полностью жидкостью и только жидкостью при каждом ходе поршня. Скважинный насос не заполняется полностью жидкостью при каждом ходе плунжера. Объем потерь от утечки в поршневом насосе легко можно определить, в то время как в скважинных насосах обычно невозможно разделить объемы проскальзывания от различных утечек и, более того, gi вообще невозможно замерить.

Коэффициент наполнения насоса. Значение д\<.дт может быть по разным причинам.

1. Теоретическая подача насоса превышает приток жидкости из пласта на забой скважины. Уровень жидкости в затрубном пространстве установится на приеме насоса.

2. Скорость заполнения цилиндра насоса меньше, чем скорость движения плунжера вверх, и за это время полость цилиндра не успевает заполниться жидкостью.

3. Вместе с нефтью из пласта поступает газ, и если не приняты меры по отделению и удалению его, газ будет поступать в цилиндр насоса и займет определенный объем в нем.

4. Если даже продукция скважин не содержит свободного газа при давлении pi и температуре Г,- на приеме насоса, объем резервуарной нефти из-за усадки будет меньше объема нефти при р, и Г; в Bi раз, т. е. на значение объемного коэффициента.