Упругие деформации штанг и труб
Таким образом, деформация колонн штанг и труб является значительной только под действием нагрузки (GT - G3). При ходе штанг вверх колонна штанг увеличивает под действием нагрузки (GT - G3) свою длину на величину iшт:
При ходе вниз нагрузка (GT - G3) снимается с колонны штанг, вследствие чего длина колонны штанг сокращается на величину iшт, и передается на колонну НКТ, под действием которой длина колонны НКТ увеличивается на величину iт:
где fтр — площадь поперечного сечения труб по металлу, м2.
В результате этих деформаций перемещение плунжера в цилиндре насоса начнется только тогда, когда ТПШ скомпенсирует за счет перемещения полированного штока вверх удлинение штанг на величину iшт и сжатие труб на величину iт, т.е. полированный
шток переместится вверх на величину (iшт + i т ) прежде, чем начнется движение плунжера вверх. Обозначим:
(9-99) и назовем величину λ потерями хода плунжера Sпл в сравнении с ходом полированного штока S
(9.100)
Подставляя (9.97), (9.98) в (9.99), получим :
(9.101)
Нагрузка от веса штанг является максимальной в ТПШ и нулевой — в месте крепления штанг к плунжеру. При больших глубинах спуска насоса и использовании одноразмерной колонны штанг (fшт = c o n s t ) нагрузка в ТПШ может оказаться чрезвычайно большой. Для снижения этой нагрузки проектируют ступенчатую колонну штанг, уменьшая поперечное сечение (диаметр) штанг сверху вниз. Потери хода плунжера для ступенчатой колонны штанг с количеством ступеней «n» таковы:
(9.102)
С целью исключения деформации НКТ (i т= 0) при работе СШНУ колонна НКТ заякоривается специальным якорем, исключающим ее перемещение. В этом случае потери хода плунжера при работе установки таковы:
Как следует из приведенных зависимостей, потери хода плунжера при статическом режиме работы СШНУ зависят не только от конструкции колонны штанг и труб и диаметра насоса, но и от ряда технологических параметров, в том числе и задаваемых промысловым инженером (Ру, Ндин, Нсп).
5. Особенности исследования насосных скважин. Динамометрия. Эхометрирование.
Измерение нагрузок осуществляется специальным прибором, называемым динамографом.
1. Глубинные динамографы, устанавливаемые, как правило, в нижней части колонны штанг (над плунжером насоса). Они регистрируют нагрузки, действующие в течение насосного цикла на плунжер. Широкого применения в нефтепромысловой практике глубинные динамографы до настоящего времени не получили.
2. Поверхностные динамографы, устанавливаемые в месте соед. полирован. штока с канатной подвеской станка-качалки (ТПШ) и получивш. довольно широкое распростр.
Динамограмма представляет собой замкнутую фигуру, размеры которой зависят от действующих усилий и длины хода полированного штока (при выбранных масштабах измерения нагузки G и длина хода полирован. штока S)
Практические динамограммы:
1. Влияние свободного газа; 2. Нарушение герметичн. Насоса 3. Обрыв штанг (отворот плунжера)
Особенности:
· 
При исследовании на стационарных режимах изменение режима работы скважины осуществляется изменением подачи скважинного штангового насоса, что реализуется изменением длины хода полированного штока S , либо изменением числа качаний n.
· 
Измерение забойного давления возможно только через затрубное пространство, для чего созданы малогабаритные скважинные манометры и разработана технология их спуска в затрубное пространство. При этом колонна НКТ подвешивается эксцентрично на специальной планшайбе, имеющей технологическое отверстие с сальниковым устройством, через которое в затрубное пространство спускается на проволоке малогабаритный манометр. Эхометрирование.
Основным методом получения информ. о забойном давлении явл. метод измерения динамич. уровня в процессе исследования скважины с последующим расчетом забойного давления.
Измерение динамического уровня осуществляется специальным прибором (эхолотом), состоящим из устройства генерации упругого или акустического сигнала, системы приема и усиления сигнала, а так-же системы его регистрации и хранения. Фиксируются момент создания в системе упругого импульса и момент возвращения отраженной от уровня жидкости в затрубном пространстве части упругого импульса.
Для измерения скорости-устанавливается репер, представляющий собой утолщенную муфту НКТ.
6. Эксплуатация скважин установками погружных центробежных электрических насосов (УЭЦН). Область применения. Преимущества и недостатки. Схема УЭЦН и принцип работы.
При эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом наиболее целесообразно применение центробежных насосов. Расположение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности. При средних и больших отборах жидкости (100…500 м3/сут в, более) центробежные насосы—наиболее экономичный и наименее трудоемкий в обслуживании вид оборудования для подъема пластовой жидкости. Обслуживание скважинных центробежных насосов облегчается за счет того, что на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор. Межремонтный период работы у скважинных центробежных насосов при средних и больших отборах больше, чем у штанговых, и составляет, например, на промыслах Башкирии и Татарии, в среднем 260…320 сут. Скважинные центробежные насосы предназначены для подъема жидкости с содержанием в ней воды не более 99 %, механических примесей (по массе) не более 0,01 %, с температурой не более 90 °С. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей (по массе) до 0,05%.
Установка скважинного центробежного насоса (рис. 1) состоит из компенсатора 1, приводящего электродвигателя 2, протектора 3, насоса 4, плоского 5 и круглого 9 кабелей, крепящихся к насосно-компрессорным трубам 10 стальными поясами 8, обратного 6 и спускного 7 клапанов, оборудования устья скважины 11, станции управления 12, трансформатора 13 и различного вспомогательного оборудования.
Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно-компрессорных труб. Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата и переходящего затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.
Ограничение диаметров скважинных электронасосных агрегатов приводит к необходимости увеличения длины агрегатов
при мощностях электродвигателей до 250 кВт. Диаметры агрегатов находятся в пределах 116…142,5 мм, длина агрегатов — более 25 м.
Вместо круглого возможно применение по всей длине плоского кабеля соответствующего сечения. Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.
Электродвигатель насосного агрегата — погружной, маслонаполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую (см. рис. 1) из протектора 3, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора /, присоединяемого к нижней части электродвигателя.
Над насосным агрегатом через две-три насосно-компрессорные трубы устанавливают обратный клапан и еще через одну трубу — спускной клапан. Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно-компрессорных труб жидкостью. Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно-компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.
Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети, для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки при возникновении аварийного режима.
Погружной центробежный насос конструктивно представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра, состоящих, из рабочих колес и направляющих аппаратов, размещаемых в корпусе насоса (трубе). Погружной центробежный насос выполняется в виде отдельных секций с большим числом ступеней в каждой секции (до 120), что позволяет собирать насос с необходимым напором.
По поперечным габаритам (диаметру корпуса) выпускаются насосы нескольких групп, соответствующих номинальному диаметру обсадных колонн (в дюймах) добывающих скважин: 5, 5А, 6, насос ЭЦН6-500-750 – электрический центробежный насос для обсадных колонн диаметром 6", с оптимальной подачей 500 м3/сут при напоре 750 м.
Погружной электрический двигатель (ПЭД) – двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции.
Узел гидрозащиты размещается между насосом и двигателем и предназначен для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой продукции и смазки радиально-упорного подшипника насоса (при необходимости). Основной объем узла гидрозащиты, формируемый эластичным мешком, заполнен жидким маслом. Через обратный клапан наружная поверхность мешка воспринимает давление продукции скважины на глубине спуска погружного агрегата. Таким образом, внутри эластичного мешка, заполненного жидким маслом, давление равно давлению погружения. Для создания избыточного давления внутри этого мешка на валу протектора имеется турбинка. Жидкое масло через систему каналов под избыточным давлением поступает во внутреннюю полость электродвигателя, что предотвращает попадание скважинной продукции внутрь электродвигателя.
Компенсатор предназначен для компенсации объема масла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и расположенный в корпусе. Преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что существенно повышает КПД системы, значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м3/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысячметров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.
7. Влияние вязкости жидкости на отбор УЭЦН. Влияние газа на работу УЭЦН. Оптимальное, допустимое и предельное давление на приеме насоса.
Анализ многочисленных экспериментальных исследований различных центробежных насосов показал, что при увеличении вязкости жидкости снижаются напор и подача, потребляемая же насосом мощность увеличивается. Чтобы получить наглядное представление об изменении рабочих параметров центробежного насоса (Q, Н, ч\ и N), на рис. 9.29 в качестве примера приведены экспериментальные характеристики ступени американского насоса РЭДА В-16. Видно, что увеличение вязкости жидкости существенно влияет на параметры его работы в сравнении с таковыми при работе на воде.
Влияние газа на работу УЭЦН
Наличие свободного газа – ограничение для работы ЭЦН
¾ Свободный газ снижает объем жидкости в ступени ЭЦН
¾ Разделение жидкости и газа в поле центробежных сил снижает напор ступени
¾ Газ стремится застрять в ступени (скапливаясь у центра) и заблокировать поток жидкости
¾ Блокирование газом происходит в первых ступенях насоса и может привести к блокированию всего насоса (срыв подачи)
 |
Оптимальное, допустимое и предельное давление на приеме насоса.
В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик для чистой жидкости (свободный газ отсутствует), а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию откачиваемой жидкости, назовем оптимальным давлением на приеме Рот (насос работает в первой области). Вторая область работы ЭЦН характеризуется увеличением количества свободного газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего реальные характеристики насоса отличаются от стендовых при работе без свободного газа (иногда значительно), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса со свободным газом, назовем допустимым давлением на приеме Рдоп.Третья область работы ЭЦН характеризуется значительным количеством свободного газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. При этом КПД насоса снижается существенно (вплоть до нуля gри срыве подачи), и длительная эксплуатация ЭЦН в этой области становится невозможной. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса, назовем предельным давлением на Приеме)