Штанговые насосные установки (стр. 3 из 3)

Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска (рисунок 11). Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.

Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличия песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ — в зависимости от типа и условного размера насоса.

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НАСОСА

Теоретическая производительность ШСН равна —

, м³/сут.,

где 1440 - число минут в сутках;

— диаметр плунжера наружный;

— длина хода плунжера;

— число двойных качаний в минуту.

Фактическая подача

всегда

.

Отношение

, называется коэффициентом подачи, тогда

, где

изменяется от 0 до 1.

В скважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т.е. в частично фонтанирующих через насос скважинах может быть

. Работа насоса считается нормальной, если

.

Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами

, где коэффициенты:

— деформации штанг и труб;

— усадки жидкости;

— степени наполнения насоса жидкостью;

— утечки жидкости.

Где

, где

— длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб);

— длина хода устьевого штока (задается при проектировании).

,

,

где

— деформация общая;

— деформация штанг;

— деформация труб.

,

где

— объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и поверхностных условиях.

Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса

,

где

— газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания).

Коэффициент, характеризующий долго пространства, т.е. объема цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить

.

Коэффициент утечек

где

— расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ);

— величина переменная (в отличие других факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменению коэффициента подачи.

Оптимальный коэффициент подачи определяется из условия минимальной себестоимости добычи и ремонта скважин.

Уменьшение текущего коэффициента подачи насоса во времени можно описать уравнением параболы:

,

где

— начальный коэффициент подачи нового (отремонтированного) насоса;

— полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина — износ плунжерной пары, то

означает полный, возможный срок службы насоса);

— показатель степени параболы, обычно равный двум;

— фактическое время работы насоса после очередного ремонта насоса. Исходя из критерия минимальной себестоимости добываемой нефти с учетом затрат на скважино-сутки эксплуатации скважины и стоимости ремонта, А.Н. Адонин определил оптимальную продолжительность межремонтного периода

,

где

— продолжительность ремонта скважины;

— стоимость предупредительного ремонта;

— затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая

.

Подставив

вместо

, определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом

.

Если текущий коэффициент подачи

станет равным оптимальному

(с точки зрения ремонта и снижения себестоимости добычи), то необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (замене) насоса.

Средний коэффициент подачи за межремонтный период составит:

.

Анализ показывает, что при

допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15 ¸ 20 %, а при очень больших значениях

она приближается к 50 %.81850Увеличение экономической эффективности эксплуатации ШСН можно достичь повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевременным установлением момента ремонта скважины.

ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока.

Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине.

До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».

На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический». Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве.

Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт.

Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС-01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70 % потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70 % номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье.

Для облегчения обслуживания и ремонта станков-качалок используются специальные технические средства такие, как агрегат 2АРОК, маслозаправщик МЗ-4310СК