Методы увеличения коэффициента подачи

В н. м. т. в результате изменения направления движения, когда возникает максимальное ускорение, к ним добавляется сила инерции Pi, направленная вниз; кроме того, действует сила трения Ртр, также направленная вниз. Таким образом, максимальная нагрузка, возникающая в точке подвеса штанг при начале хода вверх, будет равна

 

(10.30)

При ходе вниз нагнетательный клапан открывается и гидростатические давления над и под плунжером выравниваются. Поэтому нагрузка от столба жидкости со штанг снимается и передается на трубы, так как имеющийся в цилиндре всасывающий клапан при ходе вниз закрыт. Силы инерции, возникающие в в. м. т., направлены вверх. Силы трения также направлены вверх, т. е. в сторону, противоположную направлению движения. Поэтому нагрузка в начале хода вниз будет минимальной

 

(10.31)

Силы Pi+Ртр составляют малую долю от Рш+Рж. Обычно они не превышают 5 - 10%. Поэтому их влияние на ход плунжера невелико.

Влияние статических нагрузок

Сила Рж действует попеременно то на штанги (ход вверх), то на трубы (ход вниз). В результате этого при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются на величину λш, которая может быть определена по закону Гука

 

(10.32)

Одновременно с этим, в результате снятия с труб силы Рж, последние укорачиваются на величину

 

(10.ЗЗ)

В результате, перемещение плунжера относительно цилиндра насоса, т. е. начало процесса всасывания жидкости, начнется только после того, как точка подвеса скомпенсирует своим перемещением вверх удлинение штанг λш и сжатие труб λт. Поэтому полезный ход плунжера составит

 

(10.34)

Обычно обозначают

 

(10.35)

Подставляя в (10.35) значения λш и λт согласно (10.32) и (10.33).получим

 

(10.36)

где Рж - вес столба жидкости, действующий на плунжер; L - длина штанг, или глубина подвески ШСН; Е - модуль Юнга; fm - площадь сечения штанг; fт - площадь сечения металла труб. Верхние штанги испытывают наибольшую нагрузку, так как на них действует вес всей колонны штанг. Нижние штанги нагрузку от собственного веса не испытывают. Поэтому, исходя из принципа равнопрочности колонны штанг, а также для уменьшения нагрузки на головку балансира колонну штанг делают ступенчатой, состоящей из участков штанг с уменьшающимся книзу диаметром. Кроме одноступенчатых колонн применяются двух- и трехступенчатые. Каждая ступень дополнительно удлиняется под действием одной и той же силы Рж.

Поэтому суммарное удлинение ступенчатой колонны штанг будет равно сумме удлинений отдельных ступеней с учетом их длины li и площади сечения fi. Тогда для трехступенчатой колонны получим

 

или с учетом деформации труб

 

Учитывая конструкцию сочленения штанг с плунжером с помощью клапанной клетки, при которой на нижний торец штанги действует гидростатическое давление, необходимо Ршт принимать с учетом выталкивающей силы Архимеда, равной произведению площади сечения штанги на гидростатическое давление столба жидкости над плунжером. При современных однотрубных системах сбора нефти и газа давление на устье Pу насосных скважин может достигать больших значений, поэтому при вычислении гидростатического давления, действующего на штанги, необходимо учитывать и это обстоятельство.

 

Методы увеличения коэффициента подачи насоса.

 

Поскольку в процессе работы насоса возрастают утечки жидкости, то соответственно уменьшаются коэффициенты аут и ап, а также подача. Уменьшение подачи во времени А. Н. Адонин представил уравнением параболы (рис. 9.3)

где Qтек — текущая подача в момент времени t после очередного ремонта; Q — начальная подача нового (или отремонтированного) насоса; Тпрп — полный период работы скважины до прекращения подачи (если причина прекращения подачи — износ плунжерной пары, то Тпр п означает полный возможный срок службы насоса;тп — показатель степени параболы, обычно равный двум.

Продолжительность цикла работы скважины tц равна сумме продолжительностей межремонтного периода tм (работы насоса) и ремонта скважины tp (см. рис. 9.3). Продолжительность оптимального межремонтного периода tм опт  А. Н. Адонин рекомендует определять по критерию минимальной себестоимостиtмст  добычи нефти за цикл:

где Вр— стоимость предупредительного ремонта; Вэ — затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая Вр. Разделив уравнение (9.12) на теоретическую подачу QT, запишем выражение текущего коэффициента подачи

где αп — начальный коэффициент подачи, рассчитанный выше. Тогда можно записать оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом (для остановки скважины)

и средний — за межремонтный период

 

Анализ показывает, что при   допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15—20 %, а при очень больших значениях   она приближается к 50 %. Увеличения экономической эффективности эксплуатации можно достичь, в частности сокращением   а также своевременным установлением момента ремонта скважины. В последнем случае необходимо располагать текущими значениями дебита, что обеспечивается использованием средств автоматизации измерения дебита.