Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы, обеспечивающего заданный отбор нефти

- низкий срок  службы редуктора (если у американских  производителей он составляет 20 лет, то отечественные работают в среднем 5 лет);  
-разрушение элементов преобразующего механизма;  
- неудовлетворительное центрирование канатной подвески, обусловленное неточностью изготовления головки балансира и приводящее к ускоренному износу устьевого уплотнения;

- неудобство  перестановки пальцев шатунов;  
- высокая трудоемкость перемещения грузов при уравновешивании;  
- неудобство обслуживания клиноременной передачи;  
- неудобство поворота головки балансира перед выполнением подземного ремонта скважин.

     Говоря  о перспективах развития штангового способа эксплуатации скважин и соответственно о перспективах совершенствования приводов штанговых скважинных насосов необходимо иметь в виду, что вновь вводимые в эксплуатацию месторождения по своим масштабам не сравнимы с ранее освоенными - они располагаются в основном в труднодоступных, заболоченных районах с вечно мерзлыми грунтами. Бурение скважин на таких территориях ведется, как правило, с кустов наклонно-направленными скважинами, эксплуатация которых штанговыми насосами затруднительна. А к перспективным относятся районы шельфа и морские месторождения, на которых применение механических СК нереально.

     Поэтому необходимости в каком-нибудь существенном совершенствовании конструкции  СК сегодня нет. Основное направление  их развития должно заключаться в  увеличении надежности, облегчении обслуживания и снижении металлоемкости в рамках существующих отработанных схем. Последнее подразумевает, например, применение одноплечных СК с пневматическим уравновешиванием, которые по сравнению с двуплечными, аналогичными по параметрам, имеют меньшие габариты и массу.

     Ситуация  с балансирными СК отнюдь не означает прекращения работ по созданию приводов, основанных на иных принципах действия. Развитию этих работ благоприятствует упомянутый выше новый стандарт на приводы штанговых насосов, который не регламентирует устройство и кинематическую схему приводов, а только их выходные параметры.

     При этом можно выделить новые приводы  с использованием цепной передачи, выпуск которых налажен в Татарии, гидравлические приводы с пневматическим уравновешиванием, выпускаемые ОАО "Мотовилихинские заводы" (Пермь) и гидравлический привод с инерционным уравновешиванием, разработанный в РГУ нефти и газа им. И. М.Губкина.

     Основой для создания гидроприводных установок  послужили выпускавшиеся серийно  гидравлические приводы с использованием насоснокомпрессорных труб в качестве уравновешивающего груза «АГН». Выпускаются они пока опытно-промышленными партиями, но факт ведения этих работ свидетельствует о возможности массового появления приводов штангового насоса нетрадиционных конструкций.

     Основными достоинствами гидравлического привода, независимо от способа уравновешивания, являются:

- монтаж непосредственно  на устье скважины и отсутствие необходимости в фундаменте. Это позволяет запустить его в работу через 2-3 часа после начала монтажа и исключает необходимость центрирования;  
- простота регулирования режима работы в достаточно широком диапазоне длины хода точки подвеса штанг и числа двойных ходов - от 15 до 1 хода в минуту;  
- отсутствие необходимости в уравновешивании инерционных приводов;  
- малая, порядка 1 – 1,5 т, масса, что позволяет доставлять их на скважину с помощью вертолетов.

     Так что можно прогнозировать, что  в ближайшие годы спрос на станки-качалки  останется на прежнем уровне, каких-либо изменений в балансирных приводах не произойдет, а дальнейшее развитие приводов будет идти в направлении создания и совершенствования нетрадиционных конструкций.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Исходные  данные

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      Расчётная часть 

      1.Определим  дебит нефти по формуле IV.4: 

Q н.с. =Q ж.пл.*(1 - В)/86400 = 32/86400 = 3,81*10^-4  м³/с  

       2.Определим забойное давление: 

P заб. = Р пл. – Q н.с./К пр. = 10,1 - 3,82*10^-4 /  1,03_*10^-3 = 12*10⁶ - 0,337 = 6,36 МПа    

      3.Строим кривую распределения давления 

_{0 = н.д. + b нас. * Р нас. = 820 + 1,12*8,9 = 829,97} кг/м³ 

  Р = 1,6; 2; 3; 4; 5; 7; 8,9 

Плотность нефти  от давления: 

_{ж.(Р) = 0  - b нас.*Р = 829,97 – 1,12*Р} 

Коэффициент растворимости: 

а = (G₀ * _{н.д. )/1000(Рн. – Рат) = (40*820)/1000(8,9 – 0,1)=3,73 МПа} 
 

 
 
 
 
 
 
 
 

  _{ж. = 0  - b нас. Р = 829,97 – 1,12*Р}

    _{При заданном давлении Р  массовое количество постурающего вместе с нефтью растворённого газа составит:} 

 Q(Р) = а(Р – Р ат.)Qск. _г10⁶/ _{н.д.   = 3,73(Р – 0,1)33000*1,6*10}⁶_{/820 = 240*(Р – 0,1)}

                                                             

 Секундный объёмный расход жидкой фазы: 

 Q(Р) = (Qск. + Q(P))/86400 _ж(Р) = 33000 + 240(Р – 0,1)/86400 _ж(Р) 

 . _{г.(Р) = г 0} *Р*10 

 Секундный объёмный расход свободного газа, приведённый к атмосфкрному давлению и температуре 20⁰ С: 

 uо. = Qск.*[(G* _н.д. /1000) – а(Р – Р ат.)]/86400* _н.д. = 33000[(40*820/1000) – 3,73(Р – 0,1)]/86400*820 

 u(P) = P ат.* uо.(Р)*Т/Р*То. = 0,1*uо.(Р)*310/Р*293 

 To = 20⁰ C = 293 К

 Рат. = 0,1 МПа 

 e = dP/ _ж. gdl = ((q о. +  аo.)/(q+ аo.+ u))+a1*u²+a2*q^1.75+а3*u*q

 аo = 0,785d²*10^-4=0,3018*10^-2 м²

 a1 = 2,57

 a2 = 635

 а3 = 1861 

     
 
 
 
 
 
 
 
 

      Глубину спуска насоса выбираем, исходя из оптимального давления на приёме, примерно равного 4,6 МПа. По графику находим что при L_н=420м  Р_пр= 4,6 МПа., эту глубину выбираем в качестве глубины спуска.

      5.По  диаграмме А.Н.Адонина выбираем  диаметр насоса, который для 

      Lн. = 420м и Q _{ж  пл =} 33 м³/сут равен 55 мм.

      По  таблице IV.23 выбираем насос НСВ1,пригодный для неосложнённых условий эксплуатации.

      6.Колонна  НКТ для насоса НСВ1 – 55 в  соответствии с таблицей IV.25 выбирается с условным диаметром dнкт = 89 мм и толщиной стенки 6,5 мм.

      Для труб этого диаметра Dтн = 0,089 м, Dтв = 0,076 м 

fтр = π(Dтн - Dтв)/4 = 16,8*10^-4 м² 

      7.Для давления Рпр определим объёмный коэффициент нефти: 

bн(Рпр) = 1+(bнас - 1)[( Рпр – 0,1)/(Рнас – 0,1)] ^1/4 =

= 1+(1 - 1,12)[(4,6 – 0,1)/(8,9 – 0,1)] ^1/4=1,1 

Количество  растворённого газа: 

Г(Рпр) = Го[(Рпр – 0,1)/(Рнас – 0,1)] ^с = 40[(4,6 – 0,1)/(8,9 – 0,1)] ^0,454 = 29,50 м³/м³