Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования



Практическое занятие 83

Тема: Изучение конструкций узлов насоса

Цель работы: углубить знания о конструкции узлов насоса

Форма проведения: индивидуальная работа студентов

Формы контроля: Проверка и оценка письменных работ преподавателем

Оснащение рабочего места: методические рекомендации, учебник С.Л. Никишенко «Нефтегазопромысловое оборудование»

Порядок выполнения практического занятия:

1. изучить материал

2. заполнить таблицу

3. сделать необходимые схемы, рисунки

Методические указания по выполнению задания

Глубинные насосы штангового типа, которые обозначаются аббревиатурой ШГН, представляют собой устройства, при помощи которых можно откачивать жидкие среды из скважин, характеризующихся значительной глубиной. Использование такого насосного оборудования является одним из наиболее популярных способов откачивания нефти: приблизительно 70% действующих сегодня нефтеносных скважин обслуживают именно штанговые насосы.

Нефтяная скважина, оборудованная штанговым глубинным насосом

Конструктивные особенности и принцип действия

Основными элементами конструкции насоса штангового, который размещается в скважине на особой колонне, состоящей из подъемных труб, являются:

· цилиндрический корпус, во внутренней части которого устанавливается пустотелый поршень (вытеснитель), называемый плунжером;

· нагнетательный клапан, устанавливаемый в верхней части вытеснителя;

· всасывающий клапан шарового типа, который размещается в нижней части неподвижного цилиндрического корпуса;

· насосные штанги, соединенные с особым механизмом (качалкой) и плунжером и сообщающие последнему возвратно-поступательное движение (сама качалка, приводящая в действие скважинный штанговый насос (СШН), монтируется вне скважины - на поверхности земли).

Устройство штангового глубинного насоса

Принцип работы глубинных штанговых насосов достаточно прост.

1. При перемещении плунжера вверх в нижней части камеры насоса создается разрежение давления, что способствует всасыванию перекачиваемой жидкой среды через входной клапан.

2. Когда плунжер начинает движение вниз, всасывающий клапан закрывается под действием давления перекачиваемой жидкой среды, и она через полый канал поршня и нагнетательный клапан начинает поступать в подъемные трубы.

3. В ходе безостановочной работы штангового глубинного насоса перекачиваемая им жидкая среда начинает заполнять внутренний объем подъемных труб и в итоге направляется на поверхность.

Принцип действия ШГН

Основные разновидности

По своему конструктивному исполнению штанговые глубинные насосы могут быть:

· вставными;

· невставными.

Опускание в скважину вставных штанговых глубинных насосов, как и их извлечение из нее, осуществляется в собранном виде. Для того чтобы выполнить такую операцию, плунжер помещают внутрь цилиндра, и вся конструкция на насосных штангах опускается в шахту.



Типы насосов ШГН по способу крепления к колонне

Вставные ШГН также подразделяются на устройства двух видов:

· вставные насосы с верхним расположением замка (НВ1);

· насосы, замок которых располагается в их нижней части (НВ2).

Вставные устройства используют преимущественно для обслуживания скважин большой глубины, характеризующихся также небольшим дебитом откачиваемой из них жидкой среды. Использование таких насосов ШГН, для извлечения которых достаточно осуществить подъем штанг, с которыми соединена вся конструкция насоса, намного упрощает ремонт скважины, если в этом возникает необходимость.

Схема работы установки с ШГН

Для того чтобы поместить в скважину штанговый глубинный насос невставного типа, необходимо выполнить более сложные действия. В скважину сначала помещают цилиндр, для чего используют НКТ, а только затем, используя штанги, в уже установленный цилиндр опускают плунжер с клапанами. Извлечение штангового глубинного насоса данного типа также осуществляется в два приема: в первую очередь из цилиндра насоса извлекается плунжер с клапанами, а затем из скважины поднимается цилиндр с НКТ.

Невставные устройства также подразделяются на несколько категорий:

· насосные установки без ловителя (НН);

· невставные глубинные насосы с захватным штоком (НН1);

· невставные насосы с ловителем (НН2).

Глубинные штанговые насосы производятся различных типоразмеров и исполнений, в том числе по специальным заказам для работы в особых условиях

Среди перечисленных выше видов невставного оборудования наиболее популярными стали устройства, оснащенные ловителем (НН2). Объясняется высокая популярность последних тем, что механизм их опорожнения отличается простотой конструкции и, соответственно, большей надежностью в эксплуатации.

Выбор оборудования той или иной модели осуществляется в зависимости от конкретных условий эксплуатации, а также от характеристик жидкой среды, которую планируется откачивать с его помощью.

Скважинный штанговый насос исполнения НН2Б

Как читать маркировку

Для того чтобы определить, к какой категории относится глубинный штанговый насос, а также узнать, какими характеристиками обладает такое устройство, достаточно расшифровать его маркировку. Такая маркировка, расшифровка которой не представляет больших сложностей, выглядит следующим образом:

XХХ Х - ХX - ХХ - ХX - Х

Буквы и цифры, присутствующие в такой маркировке, последовательно обозначают следующие параметры:

· тип штангового насоса, который, как уже говорилось выше, может относиться к одной из следующих категорий: HB1, НВ2, НН, HH1, НН2;

· тип конструктивного исполнения цилиндра и конструктивные особенности устройства в целом;

· условный диаметр плунжера, измеряемый в мм (современные модели штанговых глубинных насосов по данному параметру могут относиться к устройствам следующих категорий: 29, 32, 38, 44, 57, 70, 95 и 102 мм);

· максимальный ход, который может совершать плунжер (для того чтобы узнать, на какое расстояние в мм перемещается плунжер, значение в маркировке необходимо разделить на сто);

· напор в м вод. ст., который способен обеспечить представленный глубинный насос (это значение в маркировке также необходимо разделить на сто);

· группа посадки (по степени увеличения расстояния, имеющегося между плунжером и внутренними стенками цилиндра, рассматриваемые устройства могут соответствовать одной из следующих групп посадки: 0, 1, 2, 3).

Группы посадок насоса в зависимости от величины зазора между цилиндром и плунжером

Конструктивные элементы

Работоспособность и эффективность использования глубинных насосов штангового типа определяют следующие элементы, присутствующие в их конструкции:

1. цилиндры, которые могут быть цельными или составными;

2. плунжеры (обыкновенные или типа пескобрей);

3. клапанные узлы шарикового типа, запорными элементами которых выступают седло и шарик;

4. якорные башмаки, используемые для закрепления в трубах НКТ штанговых глубинных насосов вставного типа (при установке таких элементов необходимо обеспечить герметизацию всасывающей полости насоса от нагнетательной).

Конечно, обязательным элементом конструкции штангового глубинного насоса является штанга - изготовленный из стали круглый стержень с высаженными концами. Основное назначение штанг, которые могут иметь различный диаметр (12, 16, 18, 22 и 25 мм), заключается в том, чтобы сообщать плунжеру возвратно-поступательное движение.

Насосная штанга и соединительная муфта

На фото виден всасывающий клапан шарового типа, размещенный в цилиндрическом корпусе

Поскольку в ходе работы глубинного насоса штанги испытывают серьезные нагрузки, для их производства используют высококачественные стали, а после изготовления подвергают нормализационному отжигу и закалке ТВЧ.

Штанговые насосные устройства в зависимости от конструктивных особенностей плунжера и цилиндра, а также от того, как расположен их якорный башмак, могут относиться к одной из 15 категорий.

Достоинства и недостатки

У глубинных штанговых насосов есть целый ряд преимуществ перед другими насосными устройствами:

1. высокое значение коэффициента полезного действия;

2. возможность выполнения техобслуживания и ремонта в полевых условиях;

3. применение двигателей различного типа;

4. возможность использования для обслуживания пескопроявляющих скважин, а также для перекачивания нефти, в которой есть газовая составляющая и большое количество нефтяного воска.

Как и у любых других технических устройств, есть у штанговых насосов и минусы:

1. ограничения по глубине скважин, для обслуживания которых они могут быть использованы (риск обрыва штанг тем выше, чем глубже скважина, в которую опускается насос);

2. невысокое значение подачи, которую обеспечивают данные насосы;

3. невозможность применения для обслуживания скважин, характеризующихся значительным наклоном и искривлениями шахты;

4. невозможность откачивания при помощи таких глубинных насосов жидкой среды из скважин горизонтального типа.

Задание: составить таблицу и заполнить ее - название узла/его характеристика/применение и назначение/материал изготовления

Задания для закрепления темы: составить тест по материалу из 7 вопросов

Критерии оценивания

Оценка 5 - таблица заполнена верно

Оценка 4 - таблица заполнена с незначительными ошибками

Оценка 3 - таблица заполнена не полностью с ошибками

Оценка 2 - таблица заполнена не верно или не заполнена

Информационное обеспечение

С.Л. Никишенко «Нефтегазопромысловое оборудование»



Практическое занятие №84

Тема: Изучение конструкций узлов насоса

Цель работы: научиться определять реальную длину хода плунжера.

Форма проведения: индивидуальная работа студентов

Формы контроля: Проверка и оценка письменных работ преподавателем

Оснащение рабочего места: методические рекомендации, учебник С.Л. Никишенко «Нефтегазопромысловое оборудование»

Порядок выполнения практического занятия:

1. изучение материала

2. записать методические рекомендации - формулы с пояснениями

3. решить задачи по вариантам

Методические указания по выполнению задания

Общие сведения

Деформация колонны штанг и труб при работе насоса приводит к уменьшению коэффициента его подачи, так как реальный ход плунжера меньше длины точки подвеса штанг. Фактическая длина хода плунжера может быть определена либо замером изношенной части цилиндра после подъема насоса на поверхность, либо расчетным путем.

При расчетном определении реального хода плунжера относительно цилиндра необходимо учитывать, что и тот и другой и соединены с наземной частью установки посредством -упругих элементов - штанг и труб.

Для определения величины упругих деформаций штанг и труб динамическими нагрузками, которые по сравнению со статическими очень малы, можно пренебречь.

Рассмотрим фазы работы насоса.

I. В момент начала движения, при ходе колонны штанг вверх, всасывающий клапан закрывается. В результате чего нагрузка от веса столба жидкости Р_ж, находящегося над плунжером, перестает действовать на трубы и перераспределяется на штанги. При этом штанги начинают растягиваться, а плунжер начнет двигаться только тогда, когда верхняя точка штанг переместится на величину деформации л_шт под действием силы Р_ж. Согласно закону Гука

л_шт = Р_ж L / E_шт F_шт

где L - глубина подвески насоса (соответствует длине штанг);

Е_шт - модуль упругости материала штанг;

F_шт - площадь поперечного сечения штанг.

При этом НКТ сократятся, так как нагрузка, действовавшая на них будет снята.

Длина штанг и труб будет постоянной до тех пор, пока точка подвеса штанг не достигнет крайнего верхнего положения и не начнет перемещаться вниз.

II. При ходе штанг вниз нагнетательный клапан откроется, всасывающий закроется и усилие Р_ж будет приложено к нижней части труб. В результате штанги сократятся на величину л_шт, а трубы удлинятся на величину

л_тр = Р_ж L / E_тр F_тр

где E_тр и F_тр - модуль упругости и площадь поперечного сечения труб соответственно.

При движении плунжера вниз длина штанг и труб будет постоянной до тех пор, пока штанги и плунжер не остановятся, и не начнется ход вверх. Всасывающий клапан при этом откроется, нагнетательный закроется, вследствие чего трубы сократятся на величину л_тр, штанги удлинятся на л_шт, т.е. повторится описанный цикл.

Таким образом, деформация штанг и труб уменьшает длину хода плунжера, относительно цилиндра по сравнению с длиной хода точки подвеса штанг на величину л_шт + л_тр как при ходе вверх, так и при ходе вниз.

Реальная длина хода плунжера может быть записана с учетом сказанного как

S_p = S - (л_шт + л_тр)

величина Р_ж может быть определена как

Р_ж = с_ж g F_пл L,

где с_ж - плотность откачиваемой жидкости;

F_пл - условная площадь поперечного сечения плунжера.

Если колонна штанг составлена из ступеней, имеющих соответственно сечения, получим

S_p = S - (с_ж g F_пл L / Е) * ( У l_i / F_{i шт} + L / F_тр).

При заякоренном насосе расчет реального хода должен вестись с учетом условия л_тр = 0.

Методика решения задач.

Задача 1. Рассчитать реальную длину хода плунжера (S_р, м) штангового глубинного насоса при следующих условиях: глубина спуска оборудования L м, длина хода точки подвески штанг S м, диаметр насосных штанг d_шт мм, условный диаметр насосно-компрессорных труб D_тр мм, плотность жидкости с_ж кг/м³, модуль Юнга Е = 2,1*10⁵ МПа.

Решение:

Для определения вес столба жидкости Р_ж, находящегося над плунжером, необходимо определить условную площадь плунжера

F_пл = р* D_{тр в} ²/4

Определим вес столба жидкости Р_ж, находящегося над плунжером

Р_ж = с_ж g F_пл L

Для определения величины упругой деформации штанг, необходимо определить площадь поперечного сечения штанг

F_шт = р*d_шт²/4

Определим величину упругой деформации штанг

л_шт = Р_ж L / E_шт F_шт

Для определения величины упругой деформации труб, необходимо определить площадь поперечного сечения труб

F_тр = р*(D_{тр н}² - D_{тр в}² )/4

Определим величину упругой деформации труб

л_тр = Р_ж L / E_тр F_тр

Реальная длина хода плунжера будет равна



S_p = S - (л_шт + л_тр)

Ответ: реальная длина хода плунжера S_p = м

Задание по вариантам

Данные	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Sо, м	1,2	1,5	1,8	2,1	2,4	2,4	1,5	1,8	2,1	2,4
L, м	1170	1000	1150	1000	1790	2050	1340	1580	1120	1350
dшт, мм	19	19	16	22	16	19	16	19	16	19
Dтр н, мм	48,3	60,3	48,3	73,0	48,3	48,3	60,3	60,3	60,3	60,3
Dтр в, мм	40,3	50,3	40,3	62,0	40,3	40,3	50,3	50,3	50,3	50,3
сж, кг/м3	850	860	870	880	850	860	870	880	850	860
Данные	Варианты
	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
Sо, м	1,2	1,5	1,8	2,1	2,4	1,2	1,5	1,8	2,1	2,4
L, м	1000	1790	2050	1340	1580	1120	1350	1170	1000	1150
dшт, мм	22	16	19	16	19	16	19	19	19	16
Dтр н, мм	73,0	48,3	48,3	60,3	60,3	60,3	60,3	48,3	60,3	48,3
Dтр в, мм	62,0	40,3	40,3	50,3	50,3	50,3	50,3	40,3	50,3	40,3
сж, кг/м3	870	880	850	860	870	880	850	860	870	880
Данные	Варианты
	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Sо, м	1,2	1,5	1,8	2,1	2,4	1,2	1,5	1,8	2,1	2,4
L, м	1340	1580	1120	1350	1170	1000	1150	1000	1790	2050
dшт, мм	16	19	16	19	19	19	16	22	16	19
Dтр н, мм	60,3	60,3	60,3	60,3	48,3	60,3	48,3	73,0	48,3	48,3
Dтр в, мм	50,3	50,3	50,3	50,3	40,3	50,3	40,3	62,0	40,3	40,3
сж, кг/м3	850	860	870	880	850	860	870	880	850	860

Задание: записать методические рекомендации и решить задачи своего варианта

Критерии оценивания

Оценка 5 - записаны основные формулы и их пояснение, задачи решены верно

Оценка 4 - записаны основные формулы и их пояснение, задачи решены верно, но с неточностями

Оценка 3 - записаны основные формулы без пояснения, задачи решены не верно

Оценка 2 - не записаны основные формулы и их пояснение или записаны частично, задачи решены не верно

Информационное обеспечение:

С.Л. Никишенко «Нефтегазопромысловое оборудование»



Практическое занятие 85

Тема: Расчет подачи скважин насосов

Цель работы: изучить подачу скважинного насоса.

Форма проведения: индивидуальная работа студентов

Формы контроля: Проверка и оценка письменных работ преподавателем

Оснащение рабочего места: методические рекомендации, учебник С.Л. Никишенко «Нефтегазопромысловое оборудование»

Порядок выполнения практического занятия:

1. изучение материала

2. записать методические рекомендации - формулы с пояснениями

3. решить задачи по вариантам

Методические указания по выполнению задания

Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 10.1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.

Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Рис. 1. Общая схема штанговой насосной установки

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки - пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ).

Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1-1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 - 6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости

где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f - площадь сечения штанг.

При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется дополнительный объем жидкости, равный

За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз:

Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим суточную подачу в объемных единицах

Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станка-качалки.

Поэтому в формулу (10.1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН

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 з служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если з >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 з 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:



где з₁ - коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа;

з₂ - коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера;

з_{3 -} коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса;

з_{4 -} коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.



Практическое занятие 86

Тема: Расчет подачи скважин насосов

Цель работы: научиться рассчитывать коэффициент наполнения скважинного насоса.

Форма проведения: индивидуальная работа студентов

Формы контроля: Проверка и оценка письменных работ преподавателем

Оснащение рабочего места: методические рекомендации, учебник С.Л. Никишенко «Нефтегазопромысловое оборудование»

Порядок выполнения практического занятия:

4. изучение материала

5. записать методические рекомендации - формулы с пояснениями

6. решить задачи по вариантам

Методические указания по выполнению задания:

Влияние свободного газа, поступающего в цилиндр насоса, на его подачу оценивают коэффициентом наполнения з_нап:

з_нап = V_ж(р_пн)/V,

где V_ж(р_пн) - объем жидкости, поступающей в цилиндр насоса из скважины в течение хода всасывания при давлении р_пн;

V = F_плS_пл - объем, описываемый плунжером при всасывании;

S_пл - длина хода плунжера.

При решении практических и научных задач советскими исследованиями используются зависимости, приведенные в работах. В настоящее время наиболее полная расчетная схема процессов, протекающих в цилиндре скважинного насоса, разработана М.М. Глоговским и И.И. Дунюшкиным. Она включает 6 предельных случаев изменения характеристик газожидкостной смеси в цилиндре при работе насоса в зависимости от предполагаемого течения процессов фазовых переходов и сегрегации фаз.

В дальнейшем изложении индекс і соответствует номеру рассматриваемого случая схемы (і = 0-5), а индекс j - номеру расчетного варианта (см. табл. 1).

Расчет коэффициента наполнения в соответствии с этой схемой рекомендуется выполнять в следующем порядке.

1. і = 0. При р_{вс ц}? р_нас свободный газ в цилиндре насоса отсутствует и коэффициент наполнения определяют по формуле

Множитель в знаменателе обусловлен тем, что утечка жидкости в зазоре плунжерной пары происходит только при ходе плунжера вверх, т.е. в течение половины времени работы насоса.

2. При, где - давление насыщения, определенное с учетом сепарации газа у приема насоса, в цилиндре насоса в течение по крайней мере части хода всасывания имеется свободный газ.

В общем случае зависимость для расчета коэффициента наполнения з_нап имеет следующий вид для і=1, 5:

з_напij= (1 - l_ут)/(1+R) - дз_ij,



m_вр - отношение объема вредного пространства насоса к объему, описываемому плунжером; коэффициент К_зij зависит от характера фазовых переходов и сегрегационных процессов. Ниже рассмотрены возможные предельные варианты поведения газожидкостной смеси в цилиндре насоса при его работе согласно.

3. і = 1. Процесс растворения газа неравновесный, т.е. растворимостью газа в нефти при увеличении давления в цилиндре от р_{вс ц} до р_нц можно пренебречь. Скорость сегрегации фаз такова, что к концу хода плунжера вниз вредное пространство насоса заполнено только жидкостью.

К_з1j=0,, з_нап1j=(1 - l_ут)/(1+R).

Величина з_нап1j определяет верхнюю границу значений коэффициента наполнения, когда снижение объемной подачи насоса по жидкости обусловлено только наличием свободного газа в откачиваемой газожидкостной смеси.

4. і = 2. Процесс растворения газа - неравновесный. Одновременно отсутствует сегрегация фаз, т.е. нефть, свободный газ и вода равномерно распределены в объеме цилиндра насоса.

В этом случае

К_з2j = (1+R)/[1+Rp_{вс ц}/с_нц]-1.

5. і=3. Процессы растворения и выделения газа - равновесные, т.е. количество растворенного в нефти газа при произвольном давлении в цилиндре распределяется зависимость (1), и сегрегация фаз отсутствует. В этом случае при р_нц = р_нас к моменту открытия нагнетательного клапана весь газ растворится в нефти и коэффициент



6. і = 4. Если принять соответственно l_ут= 0; = 0; то получим общеизвестную формулу.

7. і = 5. Если р_нц<, то это означает, что за время нагнетания не весь свободный газ растворился в нефти. В этом случае

Выше рассмотрены предельные случаи поведения газожидкостной смеси. Однако реальные процессы, протекающие в цилиндре насоса, им редко соответствуют.

Используя методику [24], можно с достаточной степенью достоверности указать интервала значений, в которых должен находиться фактический коэффициент наполнения. Как было указано ранее, верхней границей для всех возможных случаев будет значение з_нап1j, а нижняя граница будет изменяться в зависимости от того, к какому процессу - равновесному или неравновесному - будет ближе реальное поведение газожидкостной смеси в насосе. Для каждого из рассмотренных случаев можно определить средний вероятный коэффициент наполнения, а также максимальное абсолютное отклонение д_i реального коэффициента от вероятного среднего где і=2,..., 5.

Задание: выписать формулы с пояснениями

Задания для закрепления темы: составить 5 вопросов по теме

Критерии оценивания

Оценка 5 - формулы записаны все с пояснениями, вопросы составлены верно

Оценка 4 - формулы записаны все с пояснениями, вопросы составлены не верно

Оценка 3 - формулы записаны без пояснений, вопросы составлены верно

Оценка 2 - формулы не записаны, вопросы не составлены

Информационное обеспечение:

С.Л. Никишенко «Нефтегазопромысловое оборудование»



Практическое занятие 87

Тема: Основные неисправности при работе насосов, индикаторные динамограммы. Динамометрирование

Цель работы: научиться правильно читать практические динамограммы, изучить законы их образования при различных условиях работы глубинного насоса.

Форма проведения: индивидуальная работа студентов

Формы контроля: Проверка и оценка письменных работ преподавателем

Оснащение рабочего места: методические рекомендации, учебник С.Л. Никишенко «Нефтегазопромысловое оборудование»

Порядок выполнения практического занятия:

1. изучить материал

2. зачертить динамограмму

3. записать формулы с пояснением

4. ответить на вопросы

Методические указания по выполнению задания

Изменение нагрузки на полированном штоке за время одного полного хода станка-качалки является результатом сложного взаимодействия большого числа различных факторов. Чтобы правильно читать практические динамограммы, необходимо изучить законы их образования при различных условиях работы глубинного насоса.

К наиболее простым случаям относятся следующие:

1. Глубинный насос исправен и герметичен.

2. Погружение насоса под динамический уровень равно нулю.

3. Цилиндр насоса целиком заполняется дегазированной и несжимаемой жидкостью из скважины.

4. Движение полированного штока происходит настолько медленно, что обусловливает полное отсутствие инерционных и динамических нагрузок.

5. Силы трения в подземной части насосной установки равны нулю.

Полученная при этих условиях динамограмма называется простейшей теоретической динамограммой нормальной работы насоса.

Образование простейшей теоретической динамограммы нормальной работы насоса

Процесс образования простейшей теоретической динамограммы начнем прослеживать с хода плунжера вниз, когда он с открытым нагнетательным клапаном приближается к своему крайнему нижнему положению (рис. 1).

Рис 1. Простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы насоса

В это время приемный клапан закрыт, и вес жидкости принят насосными трубами, которые получили от этого соответствующее удлинение. На полированный шток действует только нагрузка от веса штанг, погруженных в жидкость. В крайнем нижнем положении плунжер останавливается и нагнетательный клапан закрывается. Этот момент на динамограмме отмечается точкой А. При этом давление жидкости в цилиндре насоса практически равно давлению в насосных трубах над плунжером.

В следующий момент полированный шток начинает двигаться вверх. Плунжер остается неподвижным по отношению к цилиндру насоса, потому что упругие штанги не могут передать ему движение до тех пор, пока они не получат полного растяжения от веса столба жидкости в насосных трубах, приходящегося на площадь плунжера. Величина растяжения штанг прямо пропорциональна величине воспринятой части веса жидкости. Поэтому по мере увеличения растяжения штат нагрузка на полированном штоке растет. Та часть жидкости, которую приняли на себя штанги, снимается с труб.

Вследствие этого трубы сокращают свою длину и их нижний конец, закрытый приемным клапаном, движется вверх. Так как между приемным и нагнетательным клапанами в цилиндре насоса находится практически несжимаемая жидкость, то движение нижнего конца труб вверх вызывает также движение вверх плунжера вместе с насосом.

В любой момент времени текущая величина растяжения штанг равна разности перемещений полированного штока и плунжера. Поэтому, чтобы штанги получили полное растяжение, необходимое для передачи движения плунжеру, полированный шток должен пройти путь, равный сумме растяжения штанг и сокращения труб.

Нагрузка на полированном штоке возрастает при одновременном перемещении его вверх. Поэтому процесс восприятия штангами нагрузки от веса жидкости изображается на динамограмме наклонной линией АБ. Линию АБ называют линией восприятия нагрузки.

Точка Б соответствует:

a) окончанию процесса растяжения штанг и одновременного сокращения труб;

b) началу движения плунжера в цилиндре насоса;

c) моменту открытия приемного клапана и началу поступления жидкости из скважины в цилиндр насоса.

Во время последующего движения плунжера вверх па полированный шток действует неизменная нагрузка, равная нагрузке в точке Б. Поэтому динамограф прочерчивает прямую горизонтальную линию БВ, параллельную нулевой линии динамограммы.

Точка В соответствует:

a) крайнему верхнему положению полированного штока и плунжера;

b) прекращению поступления жидкости из скважины в цилиндр насоса;

c) моменту закрытия приемного клапана;

Длина линии БВ в масштабе перемещений соответствует длине хода плунжера в цилиндре насоса.

Из крайнего верхнего положения полированный шток начинает движение вниз. Однако плунжер не может двигаться вниз, так как под ним в цилиндре насоса находится практически несжимаемая жидкость. Нагнетательный клапан не может открыться, потому что давление в цилиндре насоса равно нулю, а над плунжером оно равно давлению всего столба жидкости в насосных трубах. Поэтому плунжер остается неподвижным по отношению к цилиндру насоса. Вследствие того, что плунжер стоит на месте, а полированный шток движется вниз, длина штанг сокращается, и нагрузка от веса жидкости постепенно передается на трубы. Давление в цилиндре насоса увеличивается пропорционально сокращению штанг.

Воспринимая нагрузку от веса жидкости, трубы соответственно удлиняются, и их нижний конец движется вниз. Так как плунжер опирается на несжимаемый столб жидкости в цилиндре насоса, то он движется вниз, оставаясь неподвижным по отношению к цилиндру насоса. Это вынужденное продвижение плунжера замедляет сокращение штанг и снятие нагрузки от веса жидкости. Поэтому штанга получают полное сокращение и полностью снимают с себя нагрузку от веса жидкости только тогда, когда полированный шток проходит расстояние, равное сумме сокращения штат и растяжения труб от веса жидкости (отрезок ГГ₁).

Вследствие уменьшения нагрузки при одновременном перемещении полированного штока вниз, процесс снятия со штанг нагрузки от веса жидкости изображается на динамограмме наклонной линией ВГ. Линию ВГ называют линией снятия нагрузки.

По уже изложенным причинам линия ВГ может быть принята за практически прямую, параллельную линии АБ.

Точка Г соответствует:

a) окончанию процесса сокращения штанг и одновременного растяжения труб;

b) моменту открытия нагнетательного клапана;

c) началу движения плунжера вниз.

За время движения плунжера вниз на полированный шток действует неизменная нагрузка, равная весу штанг, погруженных в жидкость. Поэтому динамограф прочерчивает прямую горизонтальную линию АГ, параллельную нулевой линии динамограммы.

Таким образом, простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы насоса при упругих штангах и трубах имеет форму параллелограмма.

На основании изложенного можно сформулировать следующие характерные признаки практической динамограммы, дающие право па заключение о нормальной работе насоса:

a) линии восприятия и снятия нагрузки практически могут быть приняты за прямые;

b) линии восприятия и снятия нагрузки у практической динамограммы параллельны соответствующим линиям теоретической динамограммы и, следовательно, параллельны друг другу;

c) левый нижний и правый верхний углы динамограммы - острые.



Расчет и построение теоретической динамограммы

Действующая динамограмма работы глубинного насоса отличается от теоретической из-за влияния множества факторов, основными из которых являются силы инерции и трения. Для полного и правильного чтения динамограммы необходимо выявить вес факторы влияния па работу насоса. Для этой цели на основе практической динамограммы производят расчет элементов теоретической динамограммы и их совмещение. Этот процесс называют обработкой динамограммы.

1. Измерение усилий в точке подвеса штанг

Измерение нагрузки производят по вертикали, проведенной перпендикулярно к нулевой линии динамограммы, которая прочерчивается перед монтажом динамографа на канатной подвеске (рис. 2.2).

Рис. 2. Иллюстрация к процессу обработки динамограммы 1 - расчетная; 2 - фактическая динамограмма

Величина нагрузки определяется по формуле:

Р = L р

где: Р - величина нагрузки, кгс; L - расстояние по вертикали oт нулевой линии до точки, где измеряется нагрузка, мм; р - масштаб усилий, кгс/мм.

Масштаб усилий прибора определяется при тарировке динамографа и представляет собой нагрузку, вызывающую отклонение пера самописца прибора по вертикали на 1 мм.

2. Измерение перемещения полированного штока

По динамограмме перемещение измеряют по горизонтали между перпендикулярами, проведенными к нулевой линии через заданные точки динамограммы. Для измерения фактического перемещения необходимо знать масштаб перемещений т, представляющий собой отношение длины хода полированного штока S_шт к длине динамограммы l (линия АГ₁ или Б₁В; рис. 2.1, 2.2);

Для обработки полученной динамограммы необходимо построить на ней теоретическую, для чего определяется величина статической нагрузки Р_ст по формуле:

Р_ст = Р_ж + Р ^/_ш

где: Р_ж - вес жидкости над плунжером насоса, кгс.

Р_ж = 0,1 F_пл Н_н g_ж

F_пл - площадь сечения плунжера, см²; Н_н - глубина спуска насоса, м; g_ж - плотность жидкости в подъемных трубах, г/см³; Р ^/_ш - вес колонны штанг в жидкости, кгс;

Р ^/_ш = Р _ш j; Р _ш = q₁ l₁ + q₂ l₂



q₁ и q₂ - вес 1 м ступеней штат" в воздухе, кг;

l₁ и l₂- длина ступеней колонны штанг, м;

_ст - плотность материала штанг, равная 7,85 г/см³;

_ж - плотность жидкости.

Для нанесения линии веса штанг на динамограмму (см. рис. 2) определяют ее расстояние от нулевой линии OS из выражения

Отложив величину L на перпендикулярах, прочерчивают линию АГ₁. Расстояние линии статической нагрузки от нулевой линии находят по формуле:

откладывают его на вертикальной оси динамограммы и прочерчивают линию Б₁В. Линию восприятия нагрузки АБ находят, откладывая на линии Б₁В величину деформации штанг и труб в масштабе. Деформацию штанг л_ш и труб л_т определяют по формуле:

где: f_ш - площадь сечения штанг, см²;

f_ш = 0,785 d² _ш ; d_ш - средний диаметр штанг в ступенчатой колонне, см;



d₁ и d₂ диаметры штанг в ступенчатой колонне, см; f_т - площадь поперечного сечения трубы по телу, см².

Величина отрезка, соответствующая величине деформации штанг и труб

Откладывая на линии веса штанг отрезок Г₁Г = Б₁Б и соединяя точки А, Б, Г и В, находим линию восприятия нагрузки АБ и линию снятия нагрузки ВГ.

На динамограмме линия Б₁В представляет собой длину хода полированного штока S_шт, линия БВ - длину хода плунжера S_пл, а линия АГ - эффективный ход плунжера S_эф. Из-за неполного наполнения цилиндра линии БВ и АГ могут быть неравными.

3. Пример обработки практической динамограммы

Обработку практической динамограммы проведем на примере (рис. 2.2).

Исходные данные:

глубина спуска насоса Н_н, м 1528

диаметр насоса d_н, мм 43 количество штанг в комбинированной колонне, 191. в том числе: с d₁ = 7/8" (22 мм) 88

с d₂ = 3/4" (19 мм) 103

диаметр НКТ, мм 73

дебит жидкости, м³/сут 25

плотность жидкости _ж, г/см³ 0,9

длина хода полированного штока S_шт, м 2,1

число качаний в минуту, n 8

масштаб усилий динамографа р, кг/мм 125

длина динамограммы l, мм 68

Масштаб перемещений

Длина ступеней колонны штанг

l₂ = 1528 - 704 =824 м

Вес в воздухе 1 м ступеней штанг: q₁ = 3,14 кгс, q₂ = 2,35 кгс

Вес колонны штанг в жидкости

Расстояние линии веса штанг от нулевой линии

Для насоса диаметром 43 мм площадь плунжера равна 14,5 см².

Нагрузка от веса жидкости

Р_ж = 0,1 14.5 1528 0,9 = 1994кгс.

Расстояние линии статической нагрузки от нулевой линии

Определяем средний диаметр штанг

Средневзвешенная площадь сечения штанг

f_ш = 0,785 2,04² = 3,27см²

Деформация штанг и труб

Потеря хода полированного штока в масштабе перемещений динамограммы (отрезок ГГ₁)



Практические динамограммы работы глубинного насоса

В зависимости от параметров глубинно-насосной установки практические динамограммы нормальной работы насоса получают весьма разнообразные очертания.

1. Влияние числа качаний

На динамограмме появляются затухающие волнообразные изменения нагрузки при ходе плунжера вверх и вниз. Причем, с увеличением числа качаний увеличивается их амплитуда, число полуволн уменьшается (рис. 3).

n - 7 n - 11 n - 13

Рис 3. Изменение конфигурации динамограммы в зависимости от числа качаний

2. Влияние глубины спуска насоса

С увеличением глубины спуска насоса (рис. 2.4):

а) увеличивается высота положения линии нагрузки при ходе вниз по отношению к нулевой линии;

увеличивается нагрузка от веса жидкости при сохранении отношения веса штанг к весу жидкости;

на динамограмме укладывается меньшее число полуволн колебаний нагрузки.

Рис. 4. Изменение очертаний динамограмм в зависимости от глубины спуска

3. Утечки жидкости в нагнетательной части насоса

Динамограмма при этом имеет следующие очертания (рис. 2...