оборудование. Оборудование для добычи нефти

• Название: Оборудование для добычи нефти
• Анкор: оборудование
• Дата: 13.09.2022
• Размер: 1.39 Mb.
• Имя файла: Oborudovanie (1).docx
• Тип: Документы; #675484
• страница: 8 из 12

3.5. Производительность насоса

Теоретическая производительность ШСН равна

, м³/сут.,

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 , называется коэффициентом подачи, тогда Q = Q_t _n, где _n изменяется от 0 до 1.

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 =0,60,8.

Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами

_n=_g_ус_н_уm,

где коэффициенты:

_g - деформации штанг и труб;

_ус - усадки жидкости;

_н - степени наполнения насоса жидкостью;

_уm - утечки жидкости.

где _g =S_пл/S , S_пл - длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб); S - длина хода устьевого штока (задается при проектировании).

S_пл=S - S, S=S_ш+S_т,

где S - деформация общая; S - деформация штанг; S_т - 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 - 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 _н.

Коэффициент утечек



где g_yт - 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

, (3.1.)

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

, (3.2.)

где t_p - продолжительность ремонта скважины; B_p ‑ стоимость предупредительного ремонта; B_э - затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая B_p.

Подставив t_мопт 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 B_p/(B_эT)<0,12 допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 1520%, а при очень больших значениях B_p/(B_эT) 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.