Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
350
Теоретическая подача штанговых насосов (в м
3
/сут) при десяти двойных ходах в минуту и коэффициенте
подачи = 1 (насосы по стандарту API)
Таблица 4.84
Диаметр плунжера, мм
Длина хода
полированного
штока, мм
27,0 31,8 38,1 44,5 57,2 69,9 95,25
300 2,5 3,4 4,9 6,7 - - -
450 3,7 5,1 7,3 9,9 - - -
600 5,0 6,9 9,9 13,6 22,2 - -
900 7,4 10,3 14,8 20,1 33,2 49,6 -
1200 9,9 13,7 19,7 26,8 44,3 66,2 -
1500 12,3 17,1 24,6 33,5 55,4 82,7 -
1800 14,8 20,5 29,5 40,2 66,4 99,3 184,6
2100 17,3 23,9 34,4 46,9 77,5 115,8 215,4
2400 19,7 27,3 39,4 53,6 88,6 132,4 246,1
2700 22,2 30,8 44,3 60,3 99,7 148,9 276,9
3000 24,7 34,2 49,2 67,0 110,8 165,4 307,7
3600 29,6 41,0 59,1 80,4 132,9 198,5 369,2
4200 - 47,8 68,9 93,8 155,1 231,6 430,7
5100 - - 83,7 113,9 188,3 281,3 523,0
6000 - - 98,4 134,0 221,5 330,9 615,3
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
351
Выбор типа станка – качалки (СК)
Выбор СК ведется путем сравнения расчетных величин
максимальной нагрузки, крутящего момента на валу редуктора и скорости
откачки рассматриваемого варианта компоновки оборудования с
паспортными данными СК нормального ряда.
В начале для каждого типоразмера СК последовательно
проверяется условие по максимальным нагрузкам:
maxmax
PР
(4.63)
где
max
P - допустимая нагрузка СК.
При соблюдении условий неравенства (4.63) для некоторых
типоразмеров СК аналогичным образом проверяется условие:
][
кркр
MM
(4.64)
где
[M
кр
]- наибольший крутящий момент на кривошипном валу
редуктора.
Затем СК проверяется на минимальную и максимальную скорости
откачки:
maxmin
nsnsns
(4.65)
Для облегчения выбора СК можно использовать и диаграмму
А.Н.Адонина. Однако следует помнить, что эта диаграмма построена с
рядом допущений:
колонна штанг имеет
МПа
доп
120
; 85,0
под
и т.д.
Поэтому данную диаграмму целесообразно использовать только
для оценочных расчетов.
Расчет мощностей двигателя к станкам – качалкам
Потребляемая электродвигателем СК мощность затрачивается на
выполнение полезной работы по подъему жидкости на поверхность и на
покрытие потерь мощности и оборудовании.
Мощность, используемая на совершение полезной работы ШСНУ,
определяется по формуле:
првыкстжполезн
РРQJ
..
(4.66)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
352
Потери в подземной части ШСНУ обусловлены наличием утечек в
насосе, потерей напора в узлах клапанов, наличием трения штанг о трубы
и жидкость, а в наземной части ШСНУ потери мощности вызваны
отклонениями от норм работы СК и электродвигателя.
Потери мощности, обусловленные утечками жидкости,
учитываются с помощью специального коэффициента:
стж
ут
ут
Q
q
.
2
1
1
(4.67)
где
q
ут
- утечки в зазоре плунжер - цилиндр.
Мощность, затрачиваемая на преодоление сил механического
трения штанг о трубы, определяется по формуле:
жштшмехтр
РP
n
SСJ
60
2
.
(4.68)
180
1
(4.69)
где
α, α
1
- максимальный (средний) угол отклонения ствола скважины
от вертикальной оси, рад.,град.;
С
ш
- коэффициент трения штанг о трубы.
Если скважина считается вертикальной, то в расчетах по формуле
(4.69) принимается 25,0,3
1
0
.
Затраты мощности на преодоление потерь в узлах клапанов насоса:
нагнклвсклстжкл
РРQJ
...
(4.70)
Мощность, затрачиваемая на преодоление гидродинамического
трения штанг о жидкость, рассчитывается по формуле А. М. Пирвердяна:
штспжгтр
МНnsJ
2
3
.
(4.71)
Мощность, затрачиваемая на трение плунжера в цилиндре:
30
..
n
SРJ
плтрплтр
(4.72)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
353
где
Р
тр.пл
- сила трения плунжера о цилиндр; приближенно оценивается
для безводных скважин:
13984,1
.
пл
плтр
D
Р
(4.73)
Для скважин, продукция которых содержит воду:
12765,1
.
пл
плтр
D
Р
(4.74)
Таким образом, потери мощности в подземной части
ШСНУ
чп
J
.
и к.п.д. подземной части
..чп
определяется как:
плтргтрмехтркл
ут
полез
чп
JJJJ
J
J
....
(4.75)
нп
полез
чп
J
J
.
.
(4.76)
Потери в наземном оборудовании ШСНУ учитываются
приближенно. По рекомендации ВНИИнефть принимается, что к.п.д. СК
85,0
ск
, а к.п.д. электродвигателя 8,0
дв
. Тогда общий к.п.д.
ШСНУ определится как:
чпдвскшсну .
(4.77)
Полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости:
шсну
полезн
полн
J
J
.
(4.78)
И, наконец, суточный расход электроэнергии будет равен:
полнсут
JW
3
1024
(4.79)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
354
Технические характеристики электродвигателей станков-качалок
Таблица 4.85
Для условий номинальной нагрузки
Тип двигателя
Номинальная
мощность, кВт
КПД,%
Cos φ
доли ед.
АОП-41-4 1,7 81,0 0,82
АО2-22-4 2,2 82,5 0,83
АОП-42-4 2,8 83,0 0,84
АО2-31-4 3,0 83,5 0,84
АОП-51-4 4,5 84,5 0,85
АОП2-41-4 4,0 85,0 0,81
АОП2-42-4 5,5 87,0 0,82
АОП-52-4 7,0 86,0 0,86
АОП2-51-4 7,5 88,0 0,83
АОП-62-4 10,0 86,5 0,87
АОП2-52-4 10,0 88,0 0,83
АОП-63-4 14,0 87,5 0,87
АОП2-61-4 13,0 88,0 0,84
АОП-72-4 20,0 88,0 0,87
АОП-71-4 22,0 89,5 0,85
АОП-73-4 28,0 89,0 0,87
АОП2-72-4 30,0 90,0 0,85
АОП-84-4 40,0 90,0 0,88
АОП2-81-4 46,0 91,0 0,89
АОП2-82-4 55,0 92,0 0,89
После окончания расчетов выбирается ближайший более мощный
электродвигатель, обеспечивающий требуемую (с коэффициентом запаса
1,3) мощность.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
355
Штанговращатель
Штанговращатель - механическое приспособление, закрепляемое
на сальниковом штоке для медленного проворачивания колонны штанг и
плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира.
Штанговращатели применяются при эксплуатации искривленных
скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и
плунжера, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в
случаях применения пластинчатых скребков, укрепляемых на колонне
штанг для удаления отложений парафина на внутренних стенках
насосных труб.
Обычно штанговращатель состоит из круглого зубчатого диска,
закрепляемого на теле штока горизонтально, и храпового механизма с
шарнирным зубом и рычагом, который тросом соединяется с
неподвижной точкой. При каждом качании балансира трос натягивается,
перемещает рычаг, с помощью которого шарнирный зуб (собачка)
поворачивает диск на один шаг.
Таким образом, штанги делают один оборот за такое число
качаний, сколько зубьев имеется в диске по его периметру.
Штанговращатели существенно улучшают работу ШСНУ при
осложненных условиях эксплуатации.
Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных
условиях
При работе штанговых насосных установок часто встречаются
особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует
отнести: большое газосодержание на приеме насоса; большое содержание
песка в откачиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на
насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное
искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти.
Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно, и
тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими
осложняющими факторами.
Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на
работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.
Из общей теории работы штангового насоса следует, что
коэффициент наполнения зависит от газового фактора в условиях приема
насоса и доли вредного пространства по отношению к объему,
описанному плунжером. Величина «R
ж
» в свою очередь зависит от
газового фактора «Го», растворимости газа в нефти «α», давления на
приеме насоса «Р
пр
», коэффициента сепарации m и обводненности
продукции n. Такие величины, как обводненность, газовый фактор,
растворимость газа, температура на приеме насоса, являются природными
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
356
факторами и не поддаются изменению. Другие факторы, такие как,
давление на приеме, коэффициент сепарации и коэффициент вредного
пространства, можно изменять. Уменьшение вредного пространства и
газового фактора на приеме насоса увеличивает коэффициент его
наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается
применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера
дополнительный нагнетательный клапан. Из этого следует, что
применение насосов НГН-1 со штоком неэффективно в скважинах с
большим газосодержанием на приеме. Существенное уменьшение
вредного пространства достигается правильной посадкой плунжера в
цилиндре насоса, т. е. такой посадкой, при которой плунжер и его нижний
нагнетательный клапан при крайнем нижнем положении головки
балансира приближается к всасывающему клапану на минимально
возможное расстояние.
Увеличение хода при
одновременном уменьшении диаметра
насоса также уменьшает относительную
долю объема вредного пространства.
При увеличении давления на
приеме насоса Рпр, что достигается
увеличением глубины погружения
насоса под динамический уровень,
уменьшается газосодержание на
приеме, т. е. величина «Rж», как за счет
дополнительного растворения газа в
нефти, так и за счет сжатия газа,
оставшегося в свободном состоянии.
При погружении насоса на глубину, где
давление равно давлению насыщения,
вредное влияние газа вообще
прекращается, так как свободного газа
на этой глубине нет.
На наполнение насоса в
известной мере можно влиять, изменяя
коэффициент сепарации газа m на
приеме насоса, который зависит от
условий всасывания газожидкостной
смеси. С помощью особых устройств и
приспособлений, называемых газовыми якорями, удается увеличить долю
газа, уходящего через межтрубное пространство, а следовательно,
уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса.
Работа газовых якорей основана на различных принципах,
например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в
потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа
Рисунок 4.46. -
Принципиальная схема
обычного однокорпусного
газового якоря
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
357
центрифугирования при завихрении потока, использование вибрации
тарелок на пружинных подвесках и др.
В однокорпусном якоре (рисунок 4.46) ГЖС заходит в кольцевое
пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний
конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4.
Направление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают и уходят в
межтрубное пространство. Жидкость, обедненная газом, поступает в
центральную трубку через отверстия 5 и далее в цилиндр насоса. Газовый
пузырек 3 увлекается вниз нисходящим потоком жидкости, скорость
которого зависит от дебита скважины и площади сечения кольцевого
пространства между корпусом 1 и трубкой 2, так что
f
F
Q
v
1
(4.80)
где,
Q - объемный секундный расход ГЖС в условиях приема насоса;
F - f - площадь сечения между корпусом и центральной трубкой
газового якоря.
Рисунок 4.47 - Принципиальная
схема двухкорпусного газового
якоря
Рисунок 4.48 - Газовый якорь
«зонтичного» типа
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
358
Скорость всплытия газового пузырька V
г
согласно формуле Стокса
зависит от диаметра пузырька d и, разности плотностей жидкости ρ
ж
и
газа ρ
г
и вязкости жидкости μ, так что
18
2
)(d
v
гж
г
(4.81)
Условие эффективной работы газового якоря - V
г
> V
1
. В
противном случае газовые пузырьки будут увлекаться потоком жидкости
в насос. Если на «V
г
» мы практически не можем воздействовать, то
скоростью «V
1
», можно управлять. Ее можно уменьшить разделением
потока «Q» на два или более параллельных потоков. Это осуществляется в
двух-, трех- или четырехкорпусных якорях (рисунок 4.47). В каждую
секцию якоря попадает только часть общего расхода. Это означает, что
нисходящая скорость потока «V
1
» в корпусе якоря будет меньше.
Существуют методы
расчета газовых якорей
подобного типа (методика А.
С. Вирновского), однако эти
методы не отличаются
необходимой надежностью,
так как размеры пузырьков
всегда бывают разными, а
скорость их всплытия,
вследствие стесненности
движения, сильно
отличается от расчетной,
определяемой формулой
Стокса.
Примером удачной
конструкции якоря может
служить газовый якорь
зонтичного типа (рисунок
4.48). В этом случае
межтрубное пространство
перекрывается эластичным
пакером 1. Газожидкостная
смесь поступает в кольцевой
зазор между корпусом якоря
2 и всасывающей трубкой 3.
Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное
пространство, газ поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером
Рисунок 4.49 - Принципиальная схема
песочного якоря
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
359
скапливается жидкость практически без газа. Эта жидкость по каналу 4
поступает на прием насоса. Хорошая сепарация газа получается при
спуске насоса в зумпф скважины, который в этих условиях действует по
принципу якоря-зонта.
Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосных
установок, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого
песка и иной абразивной взвеси.
Песок, попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности
деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор
между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание
плунжера и обрывы штанг. Такие явления наблюдались в неглубоких
скважинах нефтяных районов южной Туркмении и Северного Кавказа.
Межремонтный период таких скважин составляет несколько недель,
после чего необходимы извлечение подземного оборудования и замена
насоса. Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные
меры, например, крепление призабойной зоны скважины различными
смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную
проницаемую пористую среду. Для тех же целей используют различные
фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приемным
патрубком насоса, называемые песочными якорями. В песочном якоре
(рисунок 4.49, а) жидкость изменяет направление движения на 180°, песок
отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря.
При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и
очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является
существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей
скорости оседания частиц песка. По опытным данным эффективность
обращенного якоря (рисунок 4.49, б) выше прямого, так как в нем
благодаря насадке создается повышенная скорость потока с песком,
направленная вниз. В результате условия оседания песка улучшаются.
Наряду с песочными якорями для борьбы с вредным влиянием
песка применяют различные фильтры, привинчиваемые к приемному
клапану насоса. При сильном пескопроявлении и для предотвращения
оседания песка на забое иногда применяют подлив жидкости в
межтрубное пространство скважины. С этой целью часть откачиваемой из
скважины жидкости сбрасывают в межтрубное пространство, насос
спускают до забоя и таким образом создают повышенную скорость
восходящего потока жидкости, при которой песок не оседает на забой и
не образует песчаных пробок. Иногда с той же целью устанавливают на
поверхности насос, от которого по трубопроводам подливают жидкость в
несколько скважин, работа которых осложнена песком.