4.2.3. Эксплуатация скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (ушгн)
Длительная работа УШГН в скважине будет обеспечена грамотно подобранным режимом – системой следующих параметров: типоразмер насоса, глубина спуска, величина погружения под динамической уровень, длина хода и число ходов полированного штока, а также нагрузкой на колонну штанг.
Проектирование оптимального режима производится по данным исследованиям, на основании которых рассчитывают добывные возможности скважины Qc. Им должны соответствовать возможности оборудования.
При оценке работы УШГН следует определять значения ряда показателей.
Теоретическая производительность насоса Qт при диаметре плунжера D , длине хода L , числе ходов n и коэффициента подачи составит:
Коэффициент подачи есть отношение фактической производительности Qф к теоретической Qт.
Погружение насоса hп – разность замеров глубины подвески насоса Нп и динамического уровня hq (отчет замера ведут от устья)
hп=Hп-hq
Действительная (фактическая) производительность насоса определится соотношением
Именно на эту величину следует ориентироваться при подборе насоса к скважине и добиваться равенства
QФ=QС
Коэффициент подачи насоса зависит от величины утечек жидкости, возникающих при его работе: это утечки в резьбовых соединениях труб, в зазоре между плунжером и цилиндром, в клапанах. Кроме того, происходит неполное заполнение жидкостью цилиндра насоса вследствие наличия в нем «мертвого» пространства. «Мертвое» пространство – это объем в цилиндре насоса, образуемый дном цилиндра и предельным положением плунжера при ходе вниз.
При работе насоса «мертвое пространство» заполняется газом, выделяемым из нефти, и исключается из объема цилиндра. Поэтому для характеристики насоса вводится еще одно понятие – коэффициент наполнения Кн. Он представляет собой отношение объема жидкости, заполнившей цилиндр, к полному расчетному объему цилиндра.
Глубина погружения наоса под уровень жидкости зависит от содержания газа и воды в нефти и различна для разных скважин и нефтяных месторождений.
Как мы ранее рассмотрели, плунжера насоса совершает возвратно-поступательное движение, сообщаемое ему колонной штанг.
Работа, совершаемая при ходе вверх, будет затрачена на подъем колонны штанг весом Рш и жидкости весом Рж на высоту L
Ав=(Рш+Рж)*L
При ходе вниз полезной работы по подъему жидкости не совершается, более того колонна штанг своим весом «тянет» балансир станка-качалки вниз, т.е.:
Aн= -Рш*L
Таким образом, возникают неравномерные нагрузки на станок-качалку за цикл: при ходе вверх они максимальны, при ходе вниз они отрицательны. Выравнивание нагрузки за цикл осуществляется уравновешиванием – установкой специальных противовесов на балансир (балансирное уравновешивание) или кривошип (кривошипное уравновешивание) станка-качалки. Их цель – накопление энергии при ходе вниз и возвращение ее при ходе вверх.
Уравновешивание позволяет снизить потребную мощность электродвигателя станка-качалки в 5…9 раз.
Вес колонны штанг определяется из соотношения
Pш=q1*L1+…+qi*Li
Где q1, q2 …qi – вес 1 м насосных штанг, образующих колонну, H; L1, L2 … Li – длина ступеней колонны, м.
Вес жидкости определится из формулы:
где Fпл – площадь сечения плунжера, кв.см; L – глубина установки насоса, м; х – плотность жидкости, кг/куб.м; g – ускорение свободного падения, см/кв.с.
Максимальная нагрузка Рмах на головку балансира составит
Pmax=Рж+Рш(в+m)
где в – кэффициент потери веса штанг в жидкости; m фактор динамичности, характеризующий напряженность работы станка-качалки
где Рш; Рж – соответственно плотность штанг и жидкости, кг/м3
Здесь S – длина хода сальникового штока, м; n число двойных ходов в минуту.
- 1.Введение.
- 2. Технология бурения скважины
- 2.1. Породоразрушающий инструмент
- 2.2. Устройство буровой установки
- 3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта
- 3.1.1. Пулевая перфорация
- 3.1.2. Торпедная перфорация
- 3.1.3. Кумулятивная перфорация
- 3.1.4. Гидропескоструйная перфорация
- 3.1.5. Сверлящая перфорация
- 3.2. Освоение нефтяных скважин
- 3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности
- 3.2.2. Снижение давления на пласт компрессором
- 3.2.3. Свабирование
- 3.2.4. Имплозия
- 4. Подъем нефти на дневную поверхность
- 4.1. Фонтанный способ добычи нефти.
- 4.1.1. Баланс пластовой энергии
- 4.1.2. Осложнения при работе фонтанной скважины.
- 4.1.3. Оборудование фонтанной скважины.
- 4.1.4. Насосно-компрессорные трубы.
- 4.1.5. Пакеры, якоря
- 4.1.6. Фонтанная арматура
- 4.2. Добыча нефти установками штанговых насосов
- 4.2.1.Привод
- 4.2.2. Конструкция штангового насоса
- 4.2.3. Эксплуатация скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (ушгн)
- 4.3.Добыча нефти бесштанговыми скважинными насосами
- 4.4. Установки электроцентробежных насосов
- 5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды
- 5.1.Теоретические основы поддержания пластового давления
- 5.2.Законтурное заводнение
- 5.3.Внутриконтурное заводнение
- 5.4.Характеристика закачиваемых в пласт вод
- 5.5.Технологическое схемы ппд
- 5.6.Наземные кустовые насосные станции
- 5.7. Подземные кустовые насосные станции
- 5.8. Очистка сточных вод
- 5.9. Конструкция нагнетательных скважин
- 5.10. Освоение нагнетательных скважин
- 5.11. Закачка газа в пласт
- 5.12.Закачка теплоносителей
- 5.13. Закачка горячей воды
- 5.14. Закачка пара
- 5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения
- 5.16. Закачка углекислоты
- 5.17. Оборудование для осуществления технологий
- 5.18.Применение мицеллярных растворов
- 5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров
- 5.20. Применение углеводородных растворителей
- 5.21.Применение щелочного заводнения
- 5.22.Применение поверхностно-активных веществ
- 6. Ремонт нефтяных скважин.
- 6.1. Общие сведения о текущем ремонте скважины.
- 6.2.Технология капитального подземного ремонта скважин.
- 6.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом.
- 6.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны.
- 6.2.3. Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков.
- 6.2.4. Изоляция притока подошвенной воды.
- 6.2.5. Ловильные работы в скважине.
- 6.2.6. Извлечение упавших труб.
- 6.2.7. Извлечение установки эцн.
- 6.2.8. Испытание колонны на герметичность.
- 6.2.9. Зарезка второго ствола.
- 6.2.10. Ликвидация скважин.
- 6.3. Механизмы и оборудование для ремонтных работ.
- 6.3.1. Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения.
- 6.3.2. Ловильный инструмент.
- 7. Сбор и подготовка нефти.
- 7.1. Групповая замерная установка.
- 7.2. Установка комплексной подготовки нефти.
- 8. Нгду «Чекмагушнефть»
- 9. Заключение