Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения (стр. 3 из 8)

Анализ предусматривает группировку скважин по ряду общих признаков, которые приведены в таблице 11.

Таблица 11

Дебит скважин по неф- ти, т/сут	Коли- чество сква- жин, шт	Распределение насосов по степени обводненности, %					Распределение насосов по глубине подвески насоса, м				Средняя глубина подвески, м.
		0-2	2-20	21-50	51-90	91-100	0- 700	701- 1000	1001- 1300	1301- 1500
0 –1	647	29	145	125	287	61	-	10	439	198	1261
1,1 – 5	507	18	214	142	128	5	2	18	385	102	1224
5,1 – 10	68	5	35	25	3	-	-	8	53	7	1182
10,1 – 20	14	1	10	2	1	-	-	-	14	-	1140
20,1 - 30	1	-	-	-	-	-	-	-	1	-	1016
Итого	1237	53	404	295	414	66	2	36	892	307	1240

Таблица 12

Добыча жидкости различными видами насосов по ЦДНГ-1

Вид насоса	Количество, шт.	Добыча нефти, т.	Добыча жидкости, м3
НСВ1Б-28	1	104	173,4
НСВ1Б-29	20	4161	8772,8
НСВ1Б-32	247	90987,2	248758,5
НСН2Б-43	16	10229,1	61825,5
НСН2Б-44	33	35715,3	113040,5
НСН2Б-56	4	6518,9	30687,4
НСН2Б-57	3	3987,6	27740
Итого	324	151703,1	490998,1

Наибольшее число штанговых насосов (62 %) имеет производительность по нефти до 1 т/сут. Около 95 % скважин эксплуатируется с содержанием воды до 90 %, 5 % - более 90 %. Основными глубинами подвесок насоса являются 1000-1300 м, (95 % скважин), наиболее распространенными являются насосы вставного типа – 82,7 %. Наземное оборудование скважин представлено в основном станками-качалками нормального ряда типа СКН5 – 31 %, СКД8 –15 % и 7СК8 – 29 %. Колонны штанг комплектуются двумя диаметрами штанг – 22 и

19 мм в соотношении 40 % и 60 %. Средняя величина погружения насосов под динамический уровень составляет более 300 м. что обеспечивает давление на приеме 2,5…3,0 МПа. Число ходов большинства станков-качалок поддерживается в пределах 5…6, длина хода полированного штока составляет 1,2 …2,5 м. /1/ . Основное применение в ЦДНГ-1 НГДУ “ОН” получили насосы вставного типа (НСВ) – 268 шт. На них ложится основная часть добычи нефти – 95252,2 т. из 151703,1 т. в год. Но если сравнить отдельно насосы, то из таблицы видно, что насосы типа НСН2Б-44 добывают в три раза меньше жидкости, чем НСВ1Б-32, но их в 7,5 раз меньше чем вставных. Это объясняется тем, что они применяются в мало обводненных скважинах, чем вставные и производительность невставных насосов выше чем вставных /3/.

3. Теория подбора оборудования и режима работы ШСНУ

3.1 Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока

Почти во всех скважинах фактическая производительность глубинно-насосных установок ниже расчетной, что обусловлено:

-упругим удлинением и сокращением штанг и труб;

-недостаточным заполнением жидкостью цилиндра насоса;

-изменение объемов нефти и воды;

-утечкой жидкости через клапаны насоса и неплотности в НКТ /4/.

При работе насоса колонны штанг и труб периодически подвергаются упругим деформациям от веса жидкости, действующей на плунжер. Кроме того, на колонну штанг действуют динамические нагрузки и силы трения, вследствие чего длина хода плунжера может существенно отличаться от длины хода полированного штока.

Силы, действующие на узлы ШСНУ, принято делить на статические и динамические по критерию динамического подобия (критерий Коши)

(3.1)

где a=4900-скорость звука в штанговой колонне, м/с; ω=2πn-частота вращения вала кривошипа, с^-1.

При μ_д≤0,4 режим работы установки считается статическим, а при μ_д>0,4 режим работы – динамическим.

Для статических режимов силы инерции не оказывают практического влияния на длину хода плунжера, и длину хода полированного штока вычисляют по следующей формуле:

, (3.2)

где

- сумма упругих деформаций штанг λ_ш и труб λ_т, вызванных действием нагрузки от веса жидкости в НКТ. Они вычисляются по следующим формулам:

(3.3)

(3.4)

где ε_i – доля длины штанг с площадью поперечного сечения f_шi в общей длине штанговой колонны L_н; f^’_т – площадь поперечного сечения по телу подъемных труб, м²; Е – модуль упругости материала штанг (для стали Е=2∙10⁵ МПа).

Если колонна насосно-компрессорных труб заякорена у насоса, то λ_т=0.

Тогда суммарное упругое удлинение труб и штанг /4/:

где d- диаметр плунжера, м; ρ_ж-плотность откачиваемой жидкости, кг/м;

g-ускорение свободного падения, м/с².

При динамическом режиме работы длину хода полированного штока можно определить по следующим формулам.

Формула АзНИПИнефти:

(3.5)

где т – коэффициент, учитывающий влияние силы инерции массы столба жидкости на упругие деформации штанг. Коэффициент т, рассчитанный А. Н. Адониным, имеет следующие значения:

Условный диаметр насоса, мм ……………………….………43 55 68 93

Коэффициент т ……………………… …………………….1 1,5 2,0 3,0

Формула (3.5) справедлива при μ_д≤0,5 для двухступенчатой колонны штанг, учитывает вынужденные колебания последней и имеет вид:

(3.6)

где

Здесь l_ш1, l_ш2 – длина ступеней колонны штанг с площадями поперечного сечения f_ш1 и f_ш2 соответственно.

Для частного случая колонны штанг постоянного сечения (т.е. одноступенчатой) формула (3.6) переходит в формулу Л. С. Лейбензона:

(3.7)

Формулы (3.6), (3.7) могут применяться для 0,2≤μ≤1,1.

При расчете упругих деформаций ступенчатой колонны штанг необходимо изменить значение скорости звука а, входящее в зависимость (3.1). Для одноразмерной колонны штанг а=4900 м/с, а для трехступенчатой а=5300 м/с.

Все приведенные формулы не учитывают влияния гидродинамического трения на ход плунжера. Этого недостатка лишена формула А. С. Вирновского:

где h – константа трения, равная 0,2÷1,0 с^-1.

Среднее уменьшение подачи насоса из-за упругого удлинения труб и штанг в долях от его условно теоретической производительности Q_ут:

,

и в долях от фактического дебита Q_ф:

,

где q_λ-среднее уменьшение подачи насоса из-за упругого удлинения труб и штанг, м³/сут; λ-суммарное упругое удлинение труб и штанг, м; S-длина хода полированного штока, м; α-коэффициент подачи насоса /4/.

3.2 Нагрузки, действующие на штанги и трубы

При работе глубиннонасосной установки на штанги и на трубы действуют различные виды нагрузок – статические от веса штанг и жидкости, силы инерции движущихся масс и др.

Рассмотрим природу возникновения и влияние их на длину хода плунжера. После закрытия нагнетательного клапана статическая нагрузка от столба жидкости над плунжером перед началом его хода вверх передается на штанги, вызывая их растяжение на λ_шт. При этом трубы разгружаются и сокращаются на λ_т. Плунжер остается неподвижным относительно труб, и полезный ход его начинается лишь после растяжения штанг и сокращения труб. Всасывающий клапан закрывается, вес жидкости со штанг передается на трубы, нагнетательный клапан открывается, и плунжер движется вниз. При этом статическая (постоянно действующая) нагрузка на головку балансира будет равна весу штанг в жидкости. Так как головка балансира с подвешенной к ней колонной штанг движется неравномерно (скорость изменяется от нуля в верхней и нижней точках до некоторого максимального значения в середине хода вниз и вверх), возникают ускорения и соответствующие инерционные и другие динамические нагрузки. Кроме того, в начале хода плунжера вверх, когда скорость его движения равна нулю, головка балансира уже движется с некоторой скоростью, которую она набрала в процессе растяжения штанг и сокращения труб. Вследствие этого следует удар плунжера о жидкость, в результате на штанги и головку балансира действуют динамические нагрузки. Очевидно, что максимальная нагрузка на штанги будет при движении плунжера вверх, а минимальная – при ходе вниз /5/.