Штанговые насосы для добычи нефти. Качалка нефтяная: устройство, назначение
Насосы нефтегазовой отрасли предназначены для перекачки и транспортировки нефти и нефтепродуктов, к которым относятся мазут, углеводороды, бензин, керосин и другие жидкости. Насосы должны обеспечить безопасность и эффективность процесса перекачивания нефтепродуктов, это самое распространенное оборудование для данной отрасли.
Основным отличием нефтегазовых насосов можно назвать то, что они способны работать абсолютно в любых условиях эксплуатации. Кроме того, агрегаты способы перекачивать жидкости с высоким уровнем вязкости.
Так как насосные станции работают в отрытом пространстве, они должны быть устойчивы к атмосферным воздействиям и суровым погодным условиям. Кроме того, оборудование должно быть достаточно мощным, так как при перекачке нефти оно доставляет жидкость с больших глубин.
Разновидности нефтегазовых насосов
Насосное оборудование можно разделить на виды в зависимости от типа привода:
- Механические насосы.
- Гидравлические.
- Электрические.
- Термические.
- Пневматические.
В настоящее время на предприятиях чаще всего устанавливают электрические насосы, так как оборудование с таким приводом наиболее удобно при наличии электрической сети для питания. Привод позволяет работать с любыми нефтепродуктами и на любой глубине скважины.
Пневматические приводы устанавливают на центробежные насосы, они уместны в том случае, когда можно использовать энергию природного газа, так как это позволит увеличить рентабельность насосной установки.
Такие насосы могут перекачивать следующие виды жидкостей:
- Нефть в сыром виде.
- Нефтепродукты – керосин, бензин, мазут и т д.
- Нефтегазовые эмульсии.
- Сжиженный газ.
- Осадки.
- Пластовые воды.
- Жидкие среды с малой агрессивностью.
Конструктивные особенности нефтяных насосов
Среди общих особенностей конструкции такого оборудования можно выделить следующие:
- Торцевое утопление.
- Гидравлическая часть насосного агрегата.
- Заземление электродвигателя и его защита от взрыва.
- Специфические материалы, обеспечивающие возможность установки нефтяного насоса на открытой местности, а не в помещениях.
Винтовые и центробежные насосы
Нефтяные насосные установки также можно разделить на два вида – винтовые и центробежные.
Винтовые установки работают в любых, даже самых суровых условиях, в отличие от центробежных, поэтому установка их на открытой местности предпочтительнее. Кроме того, важным преимуществом винтовой насосной установки является то, что она способна перекачивать жидкость с высокой вязкостью, так как винты в процессе перекачки не задействованы.
Винтовая насосная установка может иметь одно- и двухвинтовую систему, оба варианта отличаются высокой производительностью и имеют отличную всасывающую способность. Они могут создавать большой уровень напора и давления.
Двухвинтовые насосы являются оптимальным вариантом при работе с битумом, гудроном и мазутом, так как они могут легко перекачивать очень густые жидкости даже при серьезных изменениях температуры. Такие насосы нефтегазовой отрасли способны осуществлять перекачку нефти температурой до +450 градусов, а температура окружающей среды при этом может составлять –60 градусов. Оборудование работает даже с очень загазованными жидкостями, загазованность может достигнуть 90%.
Перекачка нефти из скважин является не единственным назначением винтового насоса, они также используются для разгрузки цистерн, баков с кислотой, спектр применения их шире, чем центробежных насосов.
Классификация центробежных насосов делит их на 3 группы – консольные, двухопорные и вертикальные. Консольные оснащаются упругой муфтой, монтируются на лапах или по оси. Могут монтироваться как вертикально, так и горизонтально. Аппараты используются для перекачки нефтепродуктов и жидкостей до 200 градусов.
Двухопортные насосные установки могут быть одноступенчатыми, двухступенчатыми и многоступенчатыми, максимальная температура перекачиваемой жидкости – 200 градусов.
Среди центробежных лучшими считаются вертикальные подвесные насосы, которые изготовляются в однокорпусной или двухкорпусной модификациях. Они также имеют слив и оснащаются направляющим аппаратом.
Насосы нефтегазовой отрасли на выставке
Ознакомиться с новыми эффективными моделями нефтяных насосов можно будет на международной ежегодной выставке «Нефтегаз». Мероприятие состоится в апреле следующего года в Москве в ЦВК «Экспоцентр».
Это крупная выставка, на которой ведущие специалисты разных стран мира продемонстрируют разработки в сфере нефти и газа.
Читайте другие наши статьи.
Трубный (скважинный) насос
1. Размер: 2"x1-3/4"x14"x16"
2. API: 20-175-TH-14-2-2
3. Бочка: 2-1/4"×1-3/4"x14"
4. Плунжер, покрытый хромом: 1-3/4"x2", покрытие металлом, головка закрытая, с пазами
5. Зазор: -.003
7. Неподвижный клапан: 2-3/4" с 1-1/2" шаром
8. Подвижный клапан: 1-3/4" с 1" шаром
12. Удлинение: верхнее 2"x2"-8RD конец с высадкой наружу
13. Трубное подсоединение: 2"-8RD конец с высадкой наружу
Трубный (скважинный) насос
1. Размер: 2-1/2"x2-1/4"x14"x16"
2. API: 25-225-TH-14-2-2
3. Бочка: 2-3/4"x2-1/4"x14", хромированная
4. Плунжер: 2-1/4"X2", покрытие металлом, головка закрытая, с пазами
5. Зазор: -.003
6. Шар и седло: карбидное седло с титановым карбидным шаром
7. Неподвижный клапан: 2-3/4" с 1-11/16" шаром
8. Подвижный клапан: 2-1/4" с 1-1/4" шаром
9. Клетка: легированная сталь
10. Фитинги: углеродистая сталь
11. Соединение насосных штанг: 3/4"
12. Удлинение: верхнее 2"x2/7/8"-8RD конец с высадкой наружу
13. Трубное подсоединение: 2-7/8"-8RD конец с высадкой наружу
14. Примечание: неизвлекаемый неподвижный (всасывающий) и подвижный (нагнетательный) клапаны – специальная конструкция для максимальной производительности
Данные по скважине
1. Размер корпуса: наружный диаметр 6-5/8" (24 фунт/фут)
2. Трубы: наружный диаметр 2-3/8" (4.7 фунт/фут) и наружный диаметр 2-7/8" (6.5 фунт/фут)- конец с высадкой наружу или невысаженный конец, по API
3. Размер штанги: 7/8" и 3/4"
4. Итоговая глубина: 500 м, макс
5. Интервал перфорации (верхний-нижний): от 250 до 450 mKB
6. Глубина спуска насоса: обычно ниже или выше перфорации в зависимости от скважины
7. Динамический уровень жидкости: в пределах от поверхности до места перфорации
8. Напорное давление: 0-12 атм
9. Давление в кольцевом пространстве между обсадной и бурильной колоннами: 0-20 атм
Данные по давлению инжекции
1. Статическое пластовое давление: варьируется от 15 до 40 атм для разного уровня горизонта
2. Давление точки кипения: 14-26 атм для разного уровня горизонта
3. Рабочее забойное давление: 5-30 атм для разного уровня горизонта
Данные по нагнетанию воды
1. Производительность насоса: варьируется от 2 до 100 м3/день
2. Содержание воды: варьируется 0 до 98%
3. Содержание песка: варьируется от 0.01 до 0.1%
4. Газовый фактор: в среднем 8 м3/м3
5. Забой: средняя температура 28°С, возможно повышение до 90-100°C
6. API плотность нефти, вязкость жидкости, содержание H2S, CO2, ароматические углеводороды, % об.:
- плотность нефти 19 API
- вязкость нефти 440 сПз при 32°С
7. Данные по перекачиваемой воде: плотность 1.03 кг/м3, соленость 40000 промилле
Оборудование на поверхности
1. Насосная установка: длина хода: от 0.5 до 3.0м
2. Максимальная и минимальная скорость насосных установок: от 4 до 13 об/мин
Глава 4. НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ НЕФТЯНЫХ ПРОМЫСЛОВ
Классификация насосных станций нефтяных промыслов
Промысловые насосные станции классифицируются по назначению. Различают три вида станций:
Насосные станции для транспорта продукции скважин по территории месторождений от скважин до центральных пунктов сбора нефти;
Насосные станции (насосные установки), обеспечивающие функционирование центральных пунктов сбора нефти, где осуществляется подготовка нефти к транспорту на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ);
Насосные станции для закачки воды в нефтеносные пласты через нагнетательные скважины и добычи таким способом нефти.
Приведенная классификация насосных станций нефтяных промыслов является самой общей. На отдельных месторождениях она может иметь несколько иной вид. В частности, на ряде промыслов отсутствуют станции для закачки воды в нагнетательные скважины. Их роль выполняют высоконапорные погружные насосы водозаборных скважин, которые ведут прямую перекачку воды из водозаборных скважин в нагнетательные. Такой вариант обычно применяется на тех месторождениях, где для заводнения нефтяных пластов используют подземные воды.
Встречаются и другие отличия от приведенной выше общей классификации.
В зависимости от условий работы станций на них используются насосы различных типов. Тип насосов определяется в основном свойствами перекачиваемой жидкости.
Промысловые жидкости, транспортируемые насосными станциями, не являются в полном смысле нефтями. Это смесь различных жидкостей, газов и твердых включений.
Жидкая часть продукции скважин представлена жидкими углеводородами (собственно нефть) и водой, содержание которой в общем объеме продукции может составлять от нуля до 90-95%. Состав попутного нефтяного газа, добываемого совместно с нефтью, варьируется в широких пределах не только для различных месторождений, но и для одного и того же месторождения в различные годы его эксплуатации. Плотность газовых смесей при этом обычно находится в интервале 0,7-3,5 кг/м 3 .
Достаточно разнообразны и твердые включения. Количественная и качественная характеристика их имеет широкий спектр. Данные включения содержат в различных соотношениях частицы горных пород, выносимых потоком из скважин, окалину трубопроводов и технологического оборудования, а также твердые углеводороды в виде парафинов, церезинов, асфальтенов, смолистых веществ и так далее.
Естественное различие нефтей по вязкости и плотности дополняет общую картину физико-химических свойств промысловых жидкостей.
Столь большое разнообразие продукции скважин приводит к необходимости применения на промысловых НС насосов различных типов, так как каждый тип насосов предназначен для перекачки определенных видов жидкостей и имеет свою область рационального применения.
На промысловых насосных станциях в основном используют центробежные насосы и две разновидности объемных насосов - поршневые и роторные.
Центробежные насосы находят применение при перекачке больших объемов нефти и в тех случаях, когда не требуются большие напоры. Их применяет в основном на крупных месторождениях с маловязкой жидкостью.
Перекачка вязких нефтей производится объемными насосами. При этом роторные насосы, как правило, используются для перекачки нефтей повышенной вязкости и в тех случаях, когда производительность НС должна быть достаточно высока.
Из центробежных насосов на промыслах наибольшее распространение получили насосы типов АЯП, КСМ, МС, НК, НД, НМ, ЦНС. В Западной Сибири в последнее время предпочтение отдается преимущественно насосам ЦНС.
Поршневые насосы в основном применяются там, где нефть содержит значительный процент парафина (15%) и для нормальной перекачки таких нефтей требуется не только ее подогрев, но и сравнительно высокие давления, которые не могут развить центробежные насосы.
Для перекачки нефти и водонефтяных эмульсий (с содержанием свободного газа до 15%) широкое применение получили центробежные насосы.
Маркировка насосов расшифровывается следующим образом:
Н - нефтяной; К - консольный с подшипниковым кронштейном; С - секционный; М - моноблочный; МС - многосекционный; Д - двухстороннего входа (рабочее колесо двухстороннего входа); ЦНС - центробежный нефтяной секционный.
В маркировке насосов помимо буквенных обозначений приводятся группы цифр, с помощью которых сообщаются более детальные технические характеристики машин. Цифровые обозначения вносятся в маркировку двумя различными способами.
При одном из них общая маркировка насоса выглядит следующим образом:
Здесь первая цифра (8) соответствует диаметру входного патрубка насоса (в миллиметрах), уменьшенному в 25 раз и округленному. Вторая группа цифр (10) представляет коэффициент быстроходности насоса, уменьшенный в десять раз и округленный. Последняя группа цифр (5) отражает число ступеней насоса.
Аналогично насосам НД маркируется и другие типы насосов, например насосы НК и МС.
При втором способе маркировки вводимые в нее цифровые обозначения соответствуют основным технологическим характеристикам насосов, например
НМ -200-120-120 .
Первая группа цифр (200) здесь указывает на подачу насоса, выраженную в кубических метрах в час, вторая (120) - также на подачу и в тех же единицах, но только при сменном роторе на пониженную подачу. Последняя группа цифр (120) дает информацию о напоре, развиваемом насосом в метрах столба перекачиваемой жидкости.
Рассмотренные центробежные насосы используются для перекачки промысловой нефти с содержанием твердых взвешенных частиц в количестве не более 0,2% и размером не более 0,2 мм.
В отличие от центробежных объемные насосы находят на нефтяных месторождениях значительно меньшее применение, и это в основном поршневые насосы. Наиболее распространены поршневые насосы типов У8-3, 9МГр, НТ-150, 11ГР. Все эти насосы грязевые. Они не рассчитаны на перекачку нефти и, соответственно, не в полной мере отвечает условиям работы промысловых НС. В частности, мощность данных насосов заметно превосходит потребную на промысловых станциях, габариты и вес их чрезмерно высоки. Некоторые конструктивные элементы насосов, например уплотнения, не выдерживает длительного контакта с нефтяной средой и быстро выходят из строя.
Перечисленные обстоятельства заставляют, по возможности, избегать применения данных насосов для внутрипромысловой перекачки продукции скважин и заменять их либо на центробежные, либо на роторные насосы.
Среди роторных насосов наиболее распространены винтовые: МВН-1,5; МВН-6; МВН-10; ВН-50; ЭНН-120-5; ЭНВ-32/25; 2ВВ-500/10. Реже применяются шестеренчатые или роторно-зубчатые насосы типа РЭ. Ограниченное использование последнего типа насосов объясняется необходимостью более тщательной очистки для них перекачиваемой жидкости от механических примесей по сравнению с винтовыми. А это в условиях промыслов не всегда возможно и рационально.
Люди добывали нефть еще семь тысяч лет назад, но первые шахты появились только в середине XIX столетия. За это время было изобретено множество устройств, помогающих добывать черное золото из недр земли. Сейчас существуют различные виды насосов в нефтяной промышленности, у каждого из которых есть свои плюсы. Выбирать насосы нужно с учетом их функций и условий, в которых они будут работать.
Винтовые насосы
Винтовые насосы для нефтяной промышленности делятся на два вида:
- электровинтовые насосы (ЭВН);
- винтовые насосы однопоточные (ВНО).
Винтовые насосы используются при работе с жидкостями высокой плотностью и вязкостью, а также с загрязненными жидкостями (например, сырая нефть), поскольку в устройствах такого типа перекачивание рабочей среды осуществляется без контакта винтов. В промышленности их используют для производства тяжелого топлива.
Характерной чертой винтовых устройств является наличие червячного винта, который вращается в резиновой обойме. Когда полости заполняются жидкостью, она поднимается вдоль оси винта.
По количеству винтов они делятся на одновинтовые и двухвинтовые модели. Двухвинтовые аппараты используются при работе с вязкими жидкостями, такими как мазут, гудрон и т. д., а также с жидкостями, содержание газа в которых доходит до 90%. Они отлично функционируют даже при значительных перепадах температуры. Максимальная температура веществ, с которыми они могут работать, равна 450 °C, при этом температура окружающей среды может составлять -60 °C.
Использование винтовых устройств в промышленности имеет следующие плюсы:
- небольшие размеры наземной части установки;
- более низкая цена по сравнению с другими насосами;
- низкий коэффициент образования эмульсий;
- высокая устойчивость к абразивному износу;
- прокачка значительного количества песка.
Штанговые насосы
Штанговые насосы для добычи нефти – это комплекс устройств, состоящий из подземных и надземных установок.
Под землей находится непосредственно штанговый опорный аппарат, трубопровод, штанга и защитные якоря или хвостовики.
Надземной частью комплекса является станок-качалка. Он представляет собой раму, закрепленную в бетонном фундаменте, на которой зафиксирована пирамида, редуктор и электродвигатель. Станок-качалка обладает следующими техническими параметрами:
- мощность двигателя;
- тип ремня;
- характеристики тормозной системы;
- диаметр шкивов.
Штанговые устройства используют на большей части всех действующих месторождений нефти. Такую популярность они приобрели благодаря:
- возможности их использования даже в тяжелых условиях (например, при высоком образовании газов);
- несложному ремонту;
- возможности использования разных типов приводов;
- высокой эффективности эксплуатации.
Добыча нефтепродуктов с помощью штангового механизма может производиться даже в условиях вечной мерзлоты.
Штанговые винтовые насосы обычно используются для извлечения тяжелого топлива. В сравнении с другими насосами их стоимость относительно невелика.
Диафрагменные насосы
Главным элементом этого устройства является диафрагма, которая защищает его детали от извлекаемых веществ.
Этот вид насосов используют в тех месторождениях, где в нефти присутствуют посторонние механические соединения. Для диафрагменных аппаратов характерна простая установка и легкость в эксплуатации.
Пластинчатые насосы
В конструкции пластинчатых насосов присутствуют следующие детали: корпус с крышкой, приводной вал с подшипниками и рабочий набор, в который входят распределительные диски, статор, ротор и пластины.
Данный механизм характеризуется высокой прочностью и надежностью, высокоэффективен и долго не изнашивается.
Гидропоршневые насосы
Этим устройством пользуются при откачке пластовой жидкости из скважин. Его нельзя применять для нефтепродуктов, в которых присутствуют механические примеси.
Детали, из которых этот механизм сделан:
- насос для скважины;
- канал, по которому перемещаются топливо и вода;
- силовой механизм;
- система, отвечающая за подготовку рабочей жидкости, которая выкачивается из скважины вместе с добытой нефтью.
Струйные насосы
Струйные насосы являются самым перспективным видом оборудования в нефтеперерабатывающей отрасли.
Это устройство состоит из канала подвода нагнетаемой жидкости, камеры смещения, активного сопла, диффузора и канала для доставки рабочей жидкости.
У струйных аппаратов отсутствуют вращающиеся элементы, а перемещение жидкости осуществляется благодаря силе трения, которая возникает между ней и рабочей жидкостью.
Сегодня струйные устройства широко используются в различных отраслях промышленности за счет:
- простой конструкции;
- высокой прочности;
- отсутствия подвижных деталей;
- возможности использования в сложных условиях (при высокой температуре или присутствии большого количества свободных газов в добываемом веществе);
- стабильной работы;
- рационального использования выделившихся ;
- быстрого остывания погружных электродвигателей;
- стабильной токовой нагрузки;
- более высокого КПД добывающего устройства;
- свободную регулировку давления на забое.
Использование струйных аппаратов позволяет выкачивать нефть в кратчайшие сроки.
Эрлифт – это струйный электронасос, представляющий собой трубу, нижний конец которой опущен в жидкость. Когда в трубу снизу поступает воздух под давлением, начинает образовываться пена, которая из-за разницы давлений между ней и нефтью поднимается на поверхность.
Основным преимуществом эрлифта является использование для работы воздуха, запасы которого неограниченны. К недостаткам относится чересчур низкий КПД.
Насосы для перекачки нефти
После того как нефть добыли, ее перекачивают по трубопроводам с помощью следующих видов оборудования:
- магистрального;
- мультифазного.
Магистральные устройства используются для перемещения топливных продуктов по магистральному, техническому и вспомогательному трубопроводу. Они способны предоставить высокий напор передачи транспортируемых жидкостей. Эти устройства крепки и выгодны в применении.
Мультифазный насос используется для перемещения нефтепродуктов только по магистральному трубопроводу. Его основными частями являются две детали: ротор и корпус. Эти насосы применяются для того, чтобы:
- снизить нагрузку на устье проема;
- уменьшить число технической аппаратуры;
- рационально воспользоваться выделившимися при добыче нефти газами;
- эффективно эксплуатировать отдаленные месторождения.
Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин - от десятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200‑3400 м). ШСНУ включает:
а) наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;
б) подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
Рис. 1. Схема штанговой насосной установки
Штанговая глубинная насосная установка (рис. 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
1.1 Станки-качалки
Станок-качалка (рис.2), является индивидуальным приводом скважинного насоса. Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке. Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 2). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.
Рис. 2. Станок-качалка типа СКД:
1 – подвеска устьевого штока; 2 ‑ балансир с опорой; 3 ‑ стойка; 4 ‑ шатун; 5 ‑ кривошип; 6 ‑ редуктор; 7 ‑ ведомый шкив; 8 ‑ ремень; 9 ‑ электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 ‑ ограждение; 12 – поворотная плита; 13 – рама; 14 – противовес; 15 – траверса; 16 – тормоз; 17 ‑ канатная подвеска
Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 1) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.
Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.
Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример - передвижной станок-качалка "РОУДРАНЕР" фирмы "ЛАФКИН".
1.2 Производительность насоса
Теоретическая производительность ШСН равна
, м 3 /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 a n , где a 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 a n >1. Работа насоса считается нормальной, если a n =0,6¸0,8.
Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами
a n =a g ×a ус ×a н ×a уm ,
где коэффициенты:
a g - деформации штанг и труб;
a ус - усадки жидкости;
a н - степени наполнения насоса жидкостью;
a уm - утечки жидкости.
где a 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).
DS=DS ш +DS т,
Где DS - деформация общая; S - деформация штанг; DS т - деформация труб.
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
- 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 a н. Коэффициент утечек
где g yт - расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ); a 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
, (1.1.)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
, (1.2.)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 (1.1.), определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом a nопт.
Если текущий коэффициент подачи a nопт станет равным оптимальному a 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.
1.3 Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока. Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: "Не включать, работают люди". На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью "Внимание! Пуск автоматический". Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве. Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт. Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС - 01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70% потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70% номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье. Для облегчения обслуживания и ремонта станков-качалок используются специальные технические средства такие, как агрегат 2АРОК, маслозаправщик МЗ - 4310СК.