можно ли регулировать ушсн штуцером

Способы регулирования подачи УШСН

Билет №2.

Назначение систем поддержания пластового давления.

По мере извлечения углеводородов из залежи ее естественная энергия уменьшается, как и дебиты добывающих скважин. Количество добываемой нефти зависит от физических свойств пород и флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин и их расположения и т.д.

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. На новых месторождениях обеспечивается заданная динамика отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения.

Законтурное – нагн. скв. располагают за внешним контуром нефтеносности. При небольшом давлении на контуре питания или при большой удаленности контура применив законтурное заводнение можно приблизить контур к залежи и поддерживать в нем достаточное давление, тем самым повысить темп отбора.

Внутриконтурное – разрезание залежи рядами нагн. скважин на отдельные площади, тем самым более полно ввести залежь в разработку, увеличить текущий дебит и сократить срок разработки залежи. Благоприятными условиями для внутриконтурного заводнения является наличие подошвенной воды и монолитность пласта.

а) Линейное – скважины в шахматном порядке; б) Четырехточечное; в) Пятиточечное; г) Семиточечное; д) Девятиточечная.

Избирательное. м-ебурится по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД.

Очаговое. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение м-я и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. нагн. скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков.

Барьерное. На м-ях с газовой шапкой нагн. скв. располагают по внутреннему контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной, что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.

Билет №3

Способы регулирования подачи УШСН

Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. Таким образом, коэффициент подачи

Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65.

Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и тем не менее откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться самым эффективным способом эксплуатации.

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.

К постоянным факторам можно отнести

• влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

• уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;

• уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

• утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;

• утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;

• утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах.

Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:

Рассмотрим схему плунжерного насоса. Перемещение плунжера осуществляется между нижней мертвой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характеризуется величиной, называемой длиной хода плунжера Sпл. Наружный диаметр плунжера Dпл принимается равным внутреннему диаметру цилиндра (хотя фактически между этими величинами имеется определенная разница 2δ; δ — зазор между плунжером и цилиндром). При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 4 закрывается под действием веса столба продукции скважины, находящейся в колонне НКТ 5. В цилиндре насоса 1 давление снижается и в определенный момент всасывающий клапан 3 открывается; продукция скважины поступает в цилиндр насоса (в подплунжерное пространство, которое увеличивается до тех пор, пока плунжер не придет в ВМТ). Ход плунжера из НМТ до ВМТ называется тактом всасывания.

Объем продукции скважины, поступившей в цилиндр насоса при такте всасывания, равен объему, описанному плунжером от НМТ до ВМТ V:

V = SплF,[м3], где F — площадь поперечного сечения цилиндра (м2), равная: F=πD2пл/4, Dпл – диаметр плунжера, равный внутреннему диаметру цилиндра, м.

При ходе плунжера вниз (от ВМТ до НМТ) давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан 3 закрывается, и в определенный момент времени открывается нагнетательный клапан 4. Продукция из цилиндра насоса 1 перетекает через плунжер 2 в надплунжерное пространство. Ход плунжера из ВМТ до НМТ называется тактом нагнетания. Таким образом, за один насосный цикл «ход вверх–ход вниз» объем продукции, откачиваемый из скважины, составляет:

Обозначим число двойных ходов плунжера в мин через n. Тогда теоретическая минутная подача насоса составит Q’т: Q’т= Sпл πD2пл/4n [м3/мин].

Переходя к суточной подаче установки, умножим последнюю формулу на 1440 (число минут в сутках) и получим суточную теоретическую подачу установки Qт

Qт =1440 Sпл πD2пл/4n = 1440• F• Sпл • n,[м3/сут],

где n — число двойных ходов плунжера в мин (число качаний балансира в мин). Обозначая длину хода полированного штока (на поверхности) через S, введем понятие условно теоретической подачи Qт.усл.:

Qт.усл = 1440• F• S • n,[м3/сут]

Введение условно теоретической подачи связано с тем, что длина хода плунжера Sпл в каждом конкретном случае является неизвестной величиной и может существенно отличаться от известной длины хода полированного штока S. Разница в указанных параметрах связана не только с упругими деформациями штанг и труб под действием статических нагрузок, но также и с влиянием на упругие деформации инерционных нагрузок, возникающих в насосной установке при определенных режимах ее работы. Таким образом, условно теоретическая подача установки может быть легко рассчитана в любой момент времени, для чего достаточно измерить (знать) длину хода полированного штока S. Фактическая суточная подача установки, измеряемая на поверхности по жидкости (после процесса сепарации) Qф может не совпадать с Qт.усл по целому ряду причин. Отношение фактической подачи установки Qф к условно теоретической подаче ее Qт.усл назовем коэффициентом подачи установки и обозначим его через η:

Обобщая вышесказанное получим, что регулирование работы скважины, оборудованной ШСНУ сводится к изменению числа двойных ходов плунжера и длины хода плунжера.

Источник

Эксплуатация скважин установками штанговых скважинных насосов. Ответы к тестовым заданиям

Вопрос 1. Назовите наиболее распространенный способ добычи нефти.
Ответ:
1) фонтанный;
2) газлифтный;
3) насосный (УШСН);
4) насосный (УЭЦН);
5) насосный (УЭВН).

Вопрос 2. Область применения УШСН по производительности (Q, т/сут.) и глубине спуска (Н, м):
Ответ:
1) 0,1–15,0 т/сут., до 150 м;
2) до 150 т/сут., до 3400 м;
3) > 1000 т/сут., до 3000 м.

Вопрос 3. Выделите подземное оборудование УШСН.
Ответ:
1) НКТ;
2) станок-качалка;
3) оборудование устья;
4) штанги насосные;
5) ШСН.

Вопрос 4. Область применения ШСН:
Ответ:
1) обводненность;
а) до 50 %;
б) до 99 %;
2) свободного газа на приеме;
а) до 25 %;
б) до 50 %.

Вопрос 5. По способу крепления к колонне НКТ различают … и … скважинные насосы.
Ответ:
… вставные
… невставные

Вопрос 6. Верно ли утверждение, что насосы НСВ более производительны, чем НСН?
Ответ:
1) да;
2) нет.

Вопрос 7. Выделите параметры, которые указываются в шифре ШСН.
Ответ:
1) диаметр плунжера;
2) нагрузка осевая;
3) длина хода плунжера;
4) глубина спуска насоса;
5) группа посадки.

Вопрос 8. Укажите вид, материал насосных штанг.
Ответ:
1) стальные;
2) стеклопластик;
3) свинцовые;
4) трубчатые;
5) непрерывные («кород»).

Вопрос 9. Какие могут быть поперечные сечения насосных штанг?
Ответ:
1) квадратное;
2) полуэллипсное;
3) кольцевое;
4) круглое.

Вопрос 10. Что является индивидуальным приводом ШСН?
Ответ:
1) АГЗУ;
2) электродвигатель;
3) станок-качалка.

Вопрос 11. Можно ли регулировать УШСН штуцером?
Ответ:
1) да;
2) нет.

Вопрос 12. Какое число ходов балансира (в минутах) обычно бывает у станков-качалок?
Ответ:
1) 2–15;
2) 15–20;
3) 20–30.

Вопрос 13. Укажите грузоподъемность (т) обычных станков-качалок.
Ответ:
1) 2–20;
2) 20–30;
3) 30–40.

Вопрос 14. Могут ли быть станки-качалки мобильными?
Ответ:
1) да;
2) нет.

Правильные ответы на вопросы выделены жирным шрифтом.

Источник

Основы нефтегазопромыслового дела
Крец В.Г.
ИДО
Томск-2004

№ 1
Горные выработки, из которых можно добывать нефть.
• Копанка.
• Скважина.
• Колодец.

№ 2
Ежегодная добыча нефти в мире.
• 3,2-3,9 млрд. т.

№ 3
Основной способ добычи нефти.
• Насосный.

№ 4
Максимальная годовая добыча нефти в СССР:
• 624 млн. т.

№ 5
Применялось ли желонирование для добычи нефти до 1913 г.?
• Да.

№ 6
Нефть – горючая маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета представляет собой смесь различных
• углеводородов.

№ 7
Прибор для измерения плотности жидкости.
• Ареометр.

№ 8
Плотность нефти.
• 850 кг/м³
• 0,9 т/м³

№ 9
С увеличением содержания в нефти растворенного газа ее вязкость.
• Уменьшается.

№ 10
Свойства нефти в пластовых и в атмосферных условиях:
• отличаются.

№ 12
Плотность природного газа, кг/м³
• 0,65.

№ 13
Газовый фактор измеряется в:
• м³/т

№ 14
Плотность гидратов природных газов, кг/м³
• 980.

№ 15
Может ли минерализация пластовых вод достигать 70 кг/м³?
• Да.

№ 16
Свойства пластовых вод:
• Плотность.
• Сжимаемость.
• Растворимость газов.
• Электропроводность.
• Вязкость.
• Минерализация.

№ 19
Гипотезы образования нефти:
• Органическая.
• Неорганическая.

№ 20
Виды ловушек нефти:
• Cводовые.
• Литологически экранированные.
• Тектонически экранированные.
• Стратиграфически экранированные.

№ 21
Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот, не заполненных твердым веществом.

№ 22
Значения пористости, соответствующие данным породам, %.

№ 25
Горно-геологические параметры месторождений.
• Геометрия.
• Величина запасов.
• Свойства коллекторов.

№ 27
Механические способы бурения.
• Роторный.
• Турбинный.

№ 28
Эксплуатационные скважины.
• Добывающие нефтяные скважины.
• Оценочные.
• Нагнетательные.
• Наблюдательные.

№ 29
Для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность служит?
• Эксплуатационная обсадная колонна.

№ 30
Кустовое бурение – сооружение групп скважин с общего основания, ограниченной площади, на котором размещается буровая установка и оборудование.

№ 33
Пластовое давление – внутреннее давление жидкости и газа, заполняющих поровое пространство породы, которое проявляется при вскрытии нефтеносных, газоносных и водоносных пластов.

№ 36
Какие НКТ могут применяться при фонтанной добыче?
• Стальные.
• Фиберглассовые.
• Гибкие непрерывные.
• Сплав Д16.

№ 37
Чем осуществляется регулирование фонтанной скважины.
• Штуцером.
• Дросселем.

№ 38
Условие фонтанирования:
• Рпл > ρ·g·h

№ 39
Какое число типовых схем фонтанных елок существует?
• 6.

№ 40
Элемент арматуры, где крепятся НКТ.
• Трубная головка.

№ 41
Способы освоения и пуска в работу фонтанных скважин.
• Замена жидкости в скважине жидкостью меньшей плотности.
• Вытеснение жидкости из скважины или ее аэрация.
• Свабирование.

№ 42
Способы борьбы с отложениями парафина в НКТ.
• Механический.
• Тепловой.
• Химический.
• Использование НКТ, покрытых эмалью.

№ 43
Является ли неполадкой в работе фонтанных скважин разъедание штуцера?
• Да.

№ 44
Область применения газлифта:
• высокодебитные скважины.

№ 45
Конструкции газлифтов:
• Однорядные.
• Полуторорядные.
• Двухрядные.

№ 46
Недостатки газлифтного способа добычи.
• Большие капитальные затраты.
• Низкий КПД.

№ 47
Применяется ли канатная техника при обслуживании газлифтных скважин?
• Да.

№ 49
Наиболее распространенный способ добычи нефти.
• Насосный (УШСН).
• Насосный (УЭЦН).

№ 51
Подземное оборудование УШСН.
• НКТ.
• Штанги насосные.
• ШСН.

№ 53
По способу крепления к колонне НКТ различают вставные и невставные скважинные насосы.

№ 54
Насосы НСН более производительны, чем НСВ.

№ 55
Параметры, которые указываются в шифре ШСН.
• Диаметр плунжера.
• Длина хода плунжера.
• Глубина спуска насоса.
• Группа посадки.

№ 56
Вид, материал насосных штанг.
• Стальные.
• Стеклопластик.
• Трубчатые.
• Непрерывные (“Кород”).

№ 57
Поперечные сечения насосных штанг:
• Полуэллипсное.
• Кольцевое.
• Круглые.

№ 58
Индивидуальным приводом ШСН является:
• Станок-качалка.

№ 59
Регулировать УШСН штуцером нельзя.

№ 60
Число ходов балансира (в минутах) у станков-качалок:
• 2-15.

№ 61
Грузоподъемность (т) обычных станков-качалок:
• 2-20.

№ 62
Могут ли быть станки-качалки мобильными?
• Да.

№ 63
Область применения УЭЦН по производительности (Q, м³/сут.) и напору (м.вод.ст.):
• 10-1200; 450-2000 (3000).

№ 64
Подземное оборудование УЭЦН.
• НКТ.
• ПЭД.
• Модуль-секция насос.
• Протектор (гидрозащита).
• Кабель.
• Клапан спускной и сливной.

№ 65
Цифра 50 в обозначении УЭЦНМК5-50-1200 означает:
• Подача, м³/сут.

№ 66
Какое число ступеней обычно бывает в насосах УЭЦН?
• 220-400.

№ 67
Область применения УЭЦН по наличию свободного газа на приеме:
• до 25 %.

№ 68
Как соединяются валы ПЭД, насоса и гидрозащиты?
• Шлицевыми соединениями.

№ 69
Какие виды насосов эффективны для добычи нефти с повышенной вязкостью?
• УЭВН.

№ 70
Установки для добычи нефти, которые имеют силовой насос на поверхности.
• Гидропоршневые насосы.

№ 71
Определить забойное давление можно:
• Глубинным манометром.
• Эхолотом.

№ 72
Динамометрирование применяется для диагностики:
• УШСН.

№ 73
Рациональный коэффициент подачи для ШСН.
• 0,6-0,8.

№ 74
Для уменьшения газосодержания в жидкости на приеме ШСН применяют:
• газосепараторы.

№ 75
Методы борьбы с песком при насосной эксплуатации скважин.
• Технологические (предупреждение и регулирование).
• Применение сепараторов и фильтров.
• Применением специальных насосов.

№ 76
Объект разработки может включать два продуктивных пласта.

№ 77
Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин.

№ 78
Стабильной добычей нефти характеризуется:
• Четвертая стадия разработки.

№ 79
Сколько стадий разработки нефтяных месторождений обычно выделяют?
• 4.

№ 80
Форма сетки скважин может быть:
• Треугольная.
• Квадратная.
• Многоугольная.

№ 81
Для поддержания пластового давления применяют:
• закачку в пласт воды и газа;
• микробиологическое воздействие на нефтяной пласт.

№ 82
Где производится подготовка пластовой воды на ЦПС?
• УПВ.

№ 83
Замер продукции скважин на промысле производится установками:
• АГЗУ.

№ 84
Доставка скважинной продукции до ЦПС производится оборудованием:
• ДНС.

№ 85
Наиболее производительный:
• Горизонтальный нефтегазосепаратор.

№ 86
АГЗУ “Спутник Б” замеряет:
• Kоличество нефти, газа, воды.

№ 87
Для очистки сточных вод применяют:
• отстой;
• фильтрование;
• флотацию.

№ 88
Для обезвоживания и обессоливания нефти используют:
• гравитационный отстой;
• горячий отстой нефти;
• термохимические методы;
• электрообессоливание;
• электрообезвоживание.

№ 89
Конструкция газовой скважины от нефтяной принципиально не отличается.

№ 90
В газовых скважинах не могут применяться проволочные фильтры.

№ 91
Возможная величина коэффициента эксплуатации скважин.
• 219 мм; l > 50 км.

№ 98
Недостатки в трубопроводном транспорте:
• Крупные капитальные вложения.
• Большая металлоемкость.

№ 99
Какой из видов доставки нефтепродуктов является самым дорогостоящим?
• Авиатранспорт.

№ 100
Экономичен ли автотранспорт для доставки нефтепродуктов на большие расстояния?
• Нет.

Источник

Подача УШСН и факторы, влияющие на подачу УШСН

Общее количество жидкости, которое подает насос при непре­рывной работе за единицу времени, называется его подачей. На нефтедобывающих предприятиях подачу штанговых насосов под­считывают за сутки и обычно выражают в массовых едини­цах (т/сут).

За один двойной ход плунжера (двойным ходом считается дви­жение плунжера вниз и вверх) насос подает объем жидкости, рав­ный объему цилиндра, описываемому плунжером:

(169)

где F—площадь сечения плунжера; S_пл—длина хода плунжера.

Если обозначить число ходов плунжера в минуту через n, то подача насоса в объемных единицах будет

(170)

Чтобы получить подачу насоса за сутки, эту величину надо ум­ножить на число минут в сутках, т. е. 60*24== 1440:

(171)

Подача насоса в массовых единицах можно определить, если известна плотность ρ откачиваемой жидкости:

(172)

(173)

Если принять, что 1400 , то формула (173) примет вид:

(174)

Значения К для плунжеров различных диаметров приведены в табл. 11.

Подача штангового насоса, подсчитанная по формулам (173) и (174), называется теоретической. Она показывает, какое коли­чество жидкости может подавать насос при условии равенства длины хода плунжера насоса и точки подвеса штанг, полного за­полнения цилиндра насоса при ходе вверх и при отсутствии утечек жидкости в насосе и подъемных трубах.

Фактическая подача насоса почти всегда меньше теоретической, и лишь в тех случаях, когда скважина фонтирует через насос, его подача может оказаться равной или большей, чем теоретическая.

Отношение фактической подачи насоса к теоретической называ­ется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его производительность.

Коэффициент подачи насоса и его фактическая подача зависят от следующих факторов.

1. Влияние газа. Отрицательное влияние газа на работу штан­гового насоса выражается в том, что газ, заполняя часть объема цилиндра насоса, уменьшает его наполнение жидкостью.

Степень отрицательного влияния свободного газа зависит от его содержания в откачиваемой жидкости, а также от объема про­странства, образующегося между нагнетательным и всасывающим клапанами насоса при нижнем положении плунжера. Это прост­ранство, называемое вредным, имеется во всех штанговых на­сосах.

Отношение объема жидкости, фактически поступающей в на­сос, к объему цилиндра при верхнем положении плунжера назы­вают коэффициентом наполнения насоса.

Когда плунжер завершает ход вниз, газ и нефть, заполняющие вредное пространство, находятся под давлением столба жидкости в подъемных трубах; при этом объем свободного газа вследствие его сжатия и частичного растворения в нефти сокращается.

При ходе плунжера вверх пространство цилиндра изолируется от полости подъемных труб нагнетательным клапаном, в резуль­тате чего давление в нем снижается и становится равным гидро­статическому напору столба жидкости, находящегося за трубами над насосом. В начальный момент подъема плунжера газ, находя­щийся но вредном пространстве, расширяется и, занимая часть объема цилиндра, уменьшает его наполнение жидкостью, которая начинает поступать в насос несколько позже, после открытия при­емного клапана.

Коэффициент наполнения в зависимости от количества газа, по­ступающею в насос, и объема вредного пространства можно выра­зить формулой

(175)

где R=V_г/V_п объемное соотношение газа и нефти, постоянно поступающих в насос при давлении погружения; K=V_вр/V_s—от­ношение объема «вредного» пространства насоса к объему цилинд­ра при верхнем положении плунжера.

Из уравнения (175) следует, что коэффициент наполнения тем больше, чем меньше K=V_вр/V_s, т.е. чем меньше объём вредного пространства и чем больше длина хода плунжера; коэффициент наполнения насоса тем больше, чем меньше объем поступающего в насос газа. Это значит, что с вредным влиянием газа можно бороться: 1) уменьшая объем «вредного» пространства, что достигается обычно установкой нагнетательного клапана в нижней час­ти плунжера; 2) увеличивая длину хода плунжера; 3) увеличивая глубину погружения насоса ниже динамического уровня жидкости; при этом увеличивается давление на приеме насоса и уменьшается объем газа, поступающего в насос; 4) устанавливая на приеме на­соса специальные приспособления (газовые якори) для частичного отвода газа от насоса в межтрубное пространство.

2. Утечки жидкости через насос. С течением времени рабочие поверхности плунжера, цилиндра и клапанов насоса изнашивают­ся, в результате чего увеличиваются зазоры между ними и возра­стают утечки жидкости. Износ этих деталей особенно интенсивен в скважинах, продукции которых содержат песок, а также при на­личии в откачиваемой жидкости коррозионной пластовой воды и сернистых газов.

При работе насос испытывает давление в несколько мегапаскалей (кгс/см 2 ), создаваемое силой тяжести столба жидкости в подъ­емных трубах. При таком давлении объем жидкости, перетекающей через зазоры между плунжером и цилиндром насоса, может быть значительным. Эта жидкость, заполняя часть освобождаемого плунжером объема цилиндра, уменьшает степень его заполнения свежей жидкостью, поступающей из скважины.

Для предотвращения утечек жидкости через зазор между ци­линдром и плунжером необходима тщательная пригонка плунжера к внутренней поверхности цилиндра насоса. Чем больше глубина скважины, тем более тщательной должна быть пригонка плунжера, так как с увеличением глубины скважины и соответственно глуби­ны спуска насоса возрастает давление на плунжер, обусловливаю­щее увеличение утечек жидкости. Однако очень сильное уменьше­ние зазора, т. е. тугая пригонка плунжера, не всегда приемлемо, потому что могут возникнуть сопротивления трению в цилиндре и это может привести к заклиниванию плунжера, выходу насоса из строя, а также к обрыву насосных штанг.

Степень пригонки плунжера к цилиндру выбирают в зависи­мости от условий эксплуатации скважины.

В зависимости от температуры откачиваемой жидкости метал­лические части насоса изменяются в объеме. При высокой темпе­ратуре стальной плунжер расширяется больше, чем чугунные втулки рабочего цилиндра. Поэтому при откачке холодной нефти возможна тугая пригонка плунжера к цилиндру насоса, а при от­качке горячей нефти—слабая.

Степень пригонки зависит также от вязкости откачиваемой нефти. Масляные нефти содержат достаточное количество смазы­вающих веществ, которые уменьшают трение между плунжером и рабочей поверхностью. Следовательно, при откачке масляных нефтей допускается применение насосов с тугой пригонкой плунжера, а для откачки легких бензинистых нефтей рекомендуется приме­нять насосы с более свободной пригонкой, а лучше с плунжерами, на поверхности которых нарезаны канавки.

3. Негерметичность подъемных труб. Снижение коэффициента подачи насоса может происходить также вследствие утечек жид­кости в колонне подъемных труб. Причиной этих утечек являются плохое свинчивание муфтовых соединений труб, загрязнение резьб, дефекты в резьбе или трещины в стенках труб. Негерметичность труб может привести к полному прекращению подачи жидкости насосом на поверхность.

Поэтому при спуске насосно-компрессорных труб в скважину следует внимательно следить за качеством их свинчивания, состоя­нием резьбы и наружной поверхности.

4. Число качаний и длина хода плунжера. Формула, по которой подсчитывается теоретическая подача насоса, показывает, что с увеличением числа качаний подача насоса возрастает. В действительности же с увеличением числа качаний подача насоса возрас­тает лишь до определенного предела. Это происходит потому, что при большом числе качаний скорость перемещения плунжера уве­личивается и жидкость, поступающая в насос, не успевает запол­нять освобождающийся объем цилиндра.

Недостаточное заполнение цилиндра не только снижает коэф­фициент подачи насоса, но и отрицательно влияет на работу всей установки, так как движение плунжера вниз сопровождается его ударами о жидкость, что вызывает сотрясение колонны штанг и неравномерную нагрузку на механизм станка-качалки. Такие яв­ления особенно часто наблюдаются при небольшом погружении насоса в жидкость.

Поэтому чрезмерное увеличение числа ходов плунжера не ре­комендуется, и предельным считается число качаний, равное 15— 18 в минуту. Целесообразнее увеличивать подачу насоса путем уд­линения хода плунжера при меньшем числе его ходов, что улучша­ет условия работы всей глубиннонасосной установки.

5. Несоответствие длин хода плунжера и сальникового штока. При подсчете подачи штангового насоса длину хода плунжера принимают равной расстоянию перемещения точки подвеса сальникового штока, замеренному на поверхности. В действительности длина хода плунжера в цилиндре бывает меньше расстояния пе­ремещения сальникового штока вследствие периодического растя­жения колонны насосных штанг при ходе вверх и сокращения ее длины при ходе вниз. Колонна насосных труб претерпевает анало­гичные упругие деформации. Объясняется это переменой нагру­зок, воспринимаемых насосными штангами и трубами.

Потеря длины хода плунжера возрастает по мере увеличения глубины подвески насоса, что иногда существенно отражается на значении коэффициента наполнения насоса и коэффициента подачи.

Истинную длину хода плунжера по замеренной на поверхности длине хода сальникового штока легко определить, если известна общая нагрузка в штанги. Методика такого определения дана ниже.

Влияние перечисленных выше факторов на фактическую подачу штангового насоса в сумме может быть весьма значительным, и коэффициент подачи насоса может изменяться в широких преде­лах—от 1,0 и выше до 0,1 и ниже.

Когда коэффициент подачи насоса больше единицы, это озна­чает, что скважина фонтанирует через насос.

Работа штанговой насосной установки считается удовлетвори­тельной, если имеет место неравенство

(176)

т. е. установка работает с коэффициентом подачи не менее 0,6.

Источник

• ← можно ли регулировать температуру радиатора шаровым краном
• можно ли регулировать яркость светодиодных ламп диммером →