оборудование. Оборудование для добычи нефти
![]()
|
3.5. Производительность насосаТеоретическая производительность ШСН равна ![]() где 1440 - число минут в сутках; D - диаметр плунжера наружный; L - длина хода плунжера; n - число двойных качаний в минуту. Фактическая подача Q всегда < Qt. Отношение ![]() В скважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т.е. в частично фонтанирующих через насос скважинах может быть n >1. Работа насоса считается нормальной, если n =0,60,8. Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами n=gуснуm, где коэффициенты: g - деформации штанг и труб; ус - усадки жидкости; н - степени наполнения насоса жидкостью; уm - утечки жидкости. где g =Sпл/S , Sпл - длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб); S - длина хода устьевого штока (задается при проектировании). Sпл=S - S, S=Sш+Sт, где S - деформация общая; S - деформация штанг; Sт - деформация труб. ус =1/b где b - 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 ![]() 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 н. Коэффициент утечек ![]() где gyт - расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ); yт - 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 n - начальный коэффициент подачи нового (отремонтированного) насоса; T - полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина - износ плунжерной пары, то Т означает полный, возможный срок службы насоса); m - показатель степени параболы, обычно равный двум; t - 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 tp - продолжительность ремонта скважины; Bp ‑ стоимость предупредительного ремонта; Bэ - затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая Bp. Подставив tмопт вместо t в формулу (3.1.), определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом nопт. Если текущий коэффициент подачи nопт станет равным оптимальному nопт (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 Bp/(BэT)<0,12 допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 1520%, а при очень больших значениях Bp/(BэT) она приближается к 50%. Увеличение 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. |