Определение коэффициента подачи насоса статопараметрическим

/ Ответы

Ответы к экзамену по ЭНиГМ

Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками.

Исследование ШСНУ необходимо для изучения притока и построения индикаторной кривой, а также для изучения работы самого насоса и выявления причин низкого коэффициента подачи.

Изменение отбора жидкости ШСНУ достигается либо изменением хода полированного штока 5 перестановкой пальца шатуна на кривошипе, либо изменением числа качаний п сменой шкива на валу электродвигателя. В некоторых случаях отбор можно изменить сменой размера насоса (Р), однако эта операция сложнее, так как требует осуществления спуско-подъемных работ на скважине.

При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на установившийся режим, что определяется по стабилизации дебита, замеряется прямым или косвенным методом забойное давление, соответствующее данному установившемуся режиму работы. Для прямого измерения забойного давления созданы малогабаритные скважинные манометры диаметром 22 - 25 мм. Такие приборы могут быть спущены в межтрубное пространство скважины на стальной проволоке через отверстие в планшайбе при эксцентричной подвеске НКТ на устье. Полученные таким образом данные о забойном давлении наиболее достоверны. Однако в глубоких искривленных скважинах, а также при малых зазорах в межтрубном пространстве бывают прихваты манометра и обрывы проволоки. Для предотвращения этого используются так называемые лифтовые скважинные манометры, подвешиваемые к приемному патрубку ШСН и спускаемые в скважину вместе с НКТ. Эти манометры имеют часовой механизм с многосуточным заводом и фиксируют на бумажном бланке динамику изменения давления на глубине спуска прибора в процессе трех-четырехкратного изменения режимов откачки (дебитов). Такой метод позволяет получить достаточно надежные результаты исследования, однако он связан с необходимостью осуществления спуско-подъемных операций для спуска и подъема лифтового манометра. Поэтому эти замеры приурочивают к очередным ремонтным работам на скважине или очередной смене насоса. В настоящее время лифтовые манометры по этой причине не находят применения.

К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.

Коэффициент подачи штангового скважинного насоса. Постоянные и переменные факторы, влияющие на коэффициент подачи штангового скважинного насоса.

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 η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >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 η 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 η₁ - коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η₂ - коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η_{3 -} коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η_{4 -} коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.

Минимальное забойное давление фонтанирования. Определение глубины начала выделения газа.

С учетом растворимости газа условие фонтанирования запишется так:, (8.36)

или в развернутом виде

. (8.37)

Из неравенства (8.37) можно определить минимально необходимое давление на забое Р_с, обеспечивающее фонтанирование при заданной комбинации других величин, таких как Г_о, d, L, Р_у, Р. Для определения минимального Р_с необходимо решить неравенство (8.37) относительно Р_с. Однако сделать это нельзя, так как выражение (8.37) относительно Р_с трансцендентно. Поэтому решение неравенства (8.37) получается либо подбором такой величины Р_с, которая обращает неравенство (8.37) в тождество, либо графоаналитическим путем.

Рис. 8.3. Графоаналитическое решение уравнения при определении минимального

давления фонтанирования при разных обводненностях продукции скважин.

На рис. 8.3 показаны эти графические построения. Точка А пересечения этих двух линий (1 и 2), соответствующих левой н правой частям (8.37), дает значение, при котором правая и левая части (8.37) равны. Это будет искомое минимальное давление на забое скважины, обеспечивающее процесс фонтанирования при заданных условиях. При увеличении обводненности n эффективный газовый фактор Г_эф пропорционально уменьшается, а оптимальный удельный расход газа R_опт несколько увеличивается за счет увеличения плотности водонефтяной смеси. Поэтому точка пересечения линий Г_эф(P_с) и R_опт(P_с) для нового, увеличенного значения n переместится вправо (точка В). Таким образом, при увеличении обводненности минимально необходимое для фонтанирования давление на забое скважины увеличивается. Так можно рассчитать минимальные давления фонтанирования для разных обводненностей n и получить новую зависимость P_с(n) для прогнозирования возможностей фонтанного способа добычи. Область значений P_с , превышающих минимальное давление фонтанирования, - это область, в которой выделяющееся в скважине количество газа Г_эф больше минимально необходимого R_опт . На рис. 8.3 эта область заштрихована. Влево от точки В (или соответственно от точки A при меньшей обводненности n) лежит область значений P_с , при которых фонтанирование невозможно, так как поступающее в скважину количество газа Г_эф < R_опт .

Глубина начала выделения газа в фонтанных трубах L_нас может быть определена из соотношения (8.37) которое перепишем следующим образом:

. (8.38)

Равенство (8.38) необходимо решить относительно L_нас . С этой целью обозначим

, (8.39)

. (8.40)

С учетом (8.39) и (8.40) перепишем (8.38) так:

, (8.41)

Выражение (8.41) перегруппируем следующим образом:

. (8.42)

Это квадратное уравнение, решением которого будет

. (8.43)

В (8.43) знак минус перед корнем опускается, так как в противном случае получается нереальный результат. Подставляя в (8.43) значения А и В согласно (8.39) и (8.40), окончательно получим

. (8.44)

Определив глубину L_нас, на которой должно (по расчету) существовать давление Р_нас, можно определить минимальное давление фонтанирования на забое скважины Р_с, прибавив к давлению Р_нас гидростатическое давление столба жидкости от глубины L_нас до забоя Н,

. (8.45)

где ρ - плотность насыщенной газом нефти (жидкости).

Нагрузки, действующие на штанги и их влияние на ход плунжера.

Динамика работы установки ШСН очень сложна. Однако в большинстве случаев упрощенная теория ее работы дает вполне приемлемые результаты. При ходе вверх статические нагрузки в точке подвеса штанг складываются из веса штанг Ршт и веса столба жидкости Рж. 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.

Назовите и объясните способы защиты погружного насоса от вредного влияния газа.

Как уже было отмечено, одним из основных факторов, снижающих эффективную работу ЭЦН, является свободный газ в откачиваемой жидкости (на входе в насос). Устранение его влияния связано с увеличением глубины погружения приема ЭЦН, т.е. с увеличением давления на приеме ЭЦН. Этот метод является достаточно простым, но в ряде случаев не может быть применен, например, тогда, когда забойное давление ниже давления насыщения. Кроме того, увеличение глубины спуска УЭЦН приводит к снижению КПД установки за счет роста электрических потерь в кабеле и гидравлических потерь в НКТ. Нетрудно получить условие по глубине спуска ЭЦН, при котором повышение КПД установки за счет ликвидации вредного влияния свободного газа компенсируется его снижением за счет роста гидравлических и электрических потерь, т.е. нулевой технологический эффект; но при этом возрастают капитальные затраты (НКТ, кабель), длительность и стоимость подземного ремонта, т.е. отрицательный экономический эффект. Поэтому наиболее предпочтительным является такое решение, при котором снижение вредного влияния свободного газа не приводило бы к снижению КПД установки за счет роста потерь энергии, связанных с глубиной спуска установки. К такому решению относится создание газосепаратора к погружным центробежным электронасосам.

Сепаратор состоит из следующих основных элементов: корпуса с головкой, каналов отвода газа и жидкости, сепарирующего узла, рабочего колеса «суперкавитирующего» типа, решетки, отбойника, шнека, каналов подвода продукции, приемной сетки. Вал сепаратора имеет узел верхнего подшипника и узел нижнего подшипника. Сепаратор работает следующим образом. Продукция скважины через приемную сетку и каналы подвода поступает на шнек. В шнеке происходит предварительное разделение продукции на жидкую и газовую фазы: жидкая фаза отбрасывается на периферию шнека, а газовая занимает центральную часть. Часть жидкости, содержащаяся в газовой фазе, отбивается отбойником. Разделенная на фазы продукция, пройдя решетку, попадает в рабочее колесо, в котором происходит дополнительное деление фаз. На выходе из рабочего колеса смесь попадает в сепарирующий узел, где происходит окончательное отделение газа от жидкости. Жидкость с небольшим количеством свободного газа через канал подводится к входу центробежного насоса, а основная часть свободного газа через канал сбрасывается в затрубное пространство.

Таким образом, жидкая фаза с небольшим количеством свободного газа, не влияющим на эффективность работы центробежного насоса, откачивается насосом на поверхность. Свободный газ, сброшенный в затрубное пространство, приводит к подъему определенного количества жидкости из затрубного пространства на поверхность (фонтанирование скважины по затрубному пространству): суммарная подача установки возрастает, что является положительным фактором. В то же самое время большое количество свободного газа в затрубном пространстве при определенных условиях может привести к образованию гидратных или парафино-гидратных пробок, перекрывающих затрубное пространство и создающих условия для резкого ухудшения работы сепаратора и установки в целом, вплоть до срыва подачи.

Напорная характеристика скважины. Распределение давления вдоль ствола скважины для жидкости и ГЖС.

Глубина подвески насоса определяется:

1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Н_д при отборе заданного количества жидкости;

2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Н_п, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса;

3) противодавлением на устье скважины Р_у, которое необходимо преодолеть;

4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока h_тр;

5) работой выделяющегося из жидкости газа Н_г, уменьшающего необходимый суммарный напор. Таким образом, можно записать

. (11.1)

По существу все слагаемые в (11.1) зависят от отбора жидкости из скважины.

Глубина динамического уровня определяется из уравнения притока или по индикаторной кривой.

Если уравнение притока известно

то, решая его относительно давления на забое Р_с и приведя это давление в столб жидкости получим

(11.2)

или

, откуда , (11.3)

где ρ_ср - средняя плотность столба жидкости в скважине от забоя до уровня; h - высота столба жидкости от забоя до динамического уровня по вертикали.

Вычитая hиз глубины скважины (до середины интервала перфорации) H_c, получим глубину динамического уровня H_д от устья

. (11.4)

Если скважины наклонны и φ₁ - средний угол наклона относительно вертикали на участке от забоя до уровня, а φ₂ - средний угол наклона относительно вертикали на участке от уровня до устья, то необходимо внести поправки на кривизну скважины.

С учетом кривизны искомое H_д будет равно

. (11.5)

Здесь Н_с - глубина скважины, измеренная вдоль ее оси.

Величина Н_п- погружение под динамический уровень, при наличии газа определяется сложно. Об этом будет сказано несколько дальше. Как правило, Н_п принимается таким, чтобы на приеме ПЦЭН обеспечить за счет давления столба жидкости газосодержание β потока, не превышающее 0,15 - 0,25. В большинстве случаев это соответствует 150 - 300 м.

Величина Р_у/ρg есть устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости плотностью ρ. Если продукция скважины обводнена и n- доля воды в единице объема продукции скважины, то плотность жидкости определяется как средневзвешенная

. (11.6)

Здесь ρ_н, ρ_н - плотности нефти и воды.

Величина Р_у зависит от системы нефтегазосбора, удаленности данной скважины от сепарационных пунктов и в некоторых случаях может составлять значительную величину.

Величина h_тр рассчитывается по обычной формуле трубной гидравлики

, (11.7)

где С - линейная скорость потока, м/с,

. (11.8)

Здесь Q_н и Q_в - дебит товарной нефти и воды, м3/сут; b_н и b_в - объемные коэффициенты нефти и воды для средних термодинамических условий, существующих в НКТ; f - площадь сечения нкт.

Как правило, h_тр - малая величина и составляет примерно 20 - 40 м.

Величину Н_Г можно определить достаточно точно. Однако такой расчет сложный и, как правило, проводится на ЭВМ.

Приведем упрощенный расчет процесса движения ГЖС в НКТ. На выкиде насоса жидкость содержит в себе растворенный газ. При снижении давления газ выделяется и способствует подъему жидкости, снижая тем самым необходимый напор на величину Н_г. По этой причине в уравнение (11.1) Н_г входит с отрицательным знаком.

Рис. 11.7. Напорные характеристики скважины:

1 - глубина (от устья) динамического уровня, 2 - необходимый напор с учетом давления на устье, 3 - необходимый напор с учетом сил трения, 4 - результирующий напор с учетом «газлифтного эффекта»

Рис. 11.8. Согласование напорной характеристики скважины (1) с Н(Q),

характеристикой ПЦЭН (2), 3 - линия к. п. д.

Величину Н_г можно приближенно определить по формуле, следующей из термодинамики идеальных газов, подобно тому, как это может быть сделано при учете работы газа в НКТ в скважине, оборудованной ШСН.

Однако, при работе ПЦЭН для учета большей производительности по сравнению с ШСН и меньших потерь скольжения можно рекомендовать более высокие значения коэффициента полезного действия для оценки эффективности работы газа.

при добыче чистой нефти η = 0,8;

при обводненной нефти 0,2 < n < 0,5 η = 0,65;

при сильно обводненной нефти 0,5 < n < 0,9 η = 0,5;

При наличии фактических замеров давления на выкиде ЭЦН величина ηможет быть уточнена.

Для согласования H(Q) характеристики ЭЦН с условиями скважины строится так называемая напорная характеристика скважины (рис. 11.7)

(11.9)

в зависимости от ее дебита.

На рис. 11.7 показаны кривые изменения слагаемых в уравнении (11.9) от дебита скважины и определяющих результирующую напорную характеристику скважины H_скв(2).

Линия 1 - зависимость Н_д(2), определяемая по формуле (11.5) и (11.3) и строится по точкам для различных произвольно выбранных Q. Очевидно, при Q = 0 H_д = H_ст, т. е. динамический уровень совпадает со статическим.

Рис. 11.9. Согласование напорной характеристики скважины и ПЦЭН путем снятия ступеней

Прибавляя к H_д величину буферного давления, выраженного в м столба жидкости (P_у/ρg), получим линию 2 - зависимость этих двух слагаемых от дебита скважины. Вычисляя по формуле (11.7) для разных Q величину h_тр и прибавляя вычисленные h_тр к ординатам линии 2 получим линию 3 - зависимость первых трех слагаемых в (11.9) от дебита скважины. Вычисляя по формуле величину Н_г и вычитая ее значение от ординат линии 3, получим результирующую линию 4, называемую напорной характеристикой скважины.

На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче. ПЦЭН при совместной работе насоса и скважины (рис. 11.8).

Точка А - пересечение характеристик скважины (рис. 11.8, кривая 1) и ПЦЭН (рис. 11.8, кривая 2). Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом.

Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ПЦЭН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. (рис. 11.8, кривая 3) (точка В) или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (см. рис. 11.8, штриховка).

В некоторых случаях для согласования характеристики скважины и ПЦЭН повышают противодавление на устье скважины с помощью штуцера или снимают лишние рабочие ступени в насосе и заменяют их направляющими вкладышами (рис. 11.9).

Как видим, точка А пересечения характеристик получилась в этом случае за пределами заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме η_max (точка Д), находим подачу насоса (дебит скважины) Q_скв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Q_c_кв на режиме η_max , определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.

StudFiles.ru

7. Определение подачи насоса

Подача насоса может быть измерена или определена различными способами:

- с помощью гидрометрических вертушек;

- с использованием трубки Прандтля;

- по тепловому балансу конденсатора;

- с помощью сегментных диафрагм.

7.1. Наиболее точно расход воды по водоводу большого диаметра измеряется с помощью гидрометрических вертушек Гр.11, Гр.22, Гр.55, устанавливаемых на прямолинейном участке водовода и измеряющих скорости воды по сечению водовода. Прибором, регистрирующим частоту вращения вертушек, является хронограф на 16 точек и более. Погрешность измерения расхода воды с помощью гидрометрических вертушек при условии предварительном их тарировки составляет не более 1%. Более подробные сведения об организации измерения с помощью гидрометрических вертушек приведены в [4].

Способ измерения расхода воды с помощью гидрометрических вертушек довольно сложен и применяется при испытаниях циркуляционных насосов, требующих высокой точности, например, приемочных испытаниях головных образцов насосов. Кроме того, измерение с помощью гидрометрических вертушек может вестись лишь кратковременно, так как система вертушек может находиться в потоке воды лишь ограниченное время вследствие выхода из строя вертушек из-за наличия в охлаждающей воде взвешенных частиц, мелкого мусора, заклинивающих вертушки или тормозящих их вращение.

7.2. Для измерения расхода воды могут применяться также трубки Прандтля [7]. Точность измерения этим способом оценивается в 2,5-5,0 %; применение трубок Прандтля по условиям их прочности ограничивается диаметром водоводов примерно 1500 мм и требует предварительной тарировки сечения измерительного створа для определения коэффициента, учитывающего распределение скоростей по сечению трубопровода. Недостатком трубок Прандтля является также подверженность их загрязнению взвешенными частицами в потоке воды.

7.3. Подача насоса (м3/с) может быть определена из теплового баланса конденсатора

где D₂- расход пара в конденсатор, т/ч;

i₂-i_k- разность энтальпий отработавшего пара и конденсата, ккал/кг;

t- нагрев охлаждающей воды в конденсаторе, °С;

c- удельная теплоемкость воды, ккал/(кг·°С);

 - плотность воды, кг/м3.

Для охлаждающей воды, подаваемой насосом, можно принять = 1000 кг/м3иc= 1,0 ккал/(кг·°С).

Тогда

Расход пара в конденсатор D₂определяется по измеренному давлению в промежуточной ступениP_k=f(D₂), характеризующему расход пара в конденсатор, по снятой при испытании турбины зависимости или из типовой энергетической характеристики паротурбинной установки. Величина (i₂–i_k) принимается для турбин на давление 90 кгс/см2(без промперегрева) равной 535 ккал/кг, для турбин на давление пара 130,240 кгс/см2- 550 ккал/кг. Указанные значения относятся к режимам турбин с расходом пара в конденсатор, близким к номинальному. Нагрев водыtопределяется непосредственным измерением температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор и выходе из него.

Такой способ определения подачи насоса применим, если схема позволяет выделить испытываемый насос для работы на конденсатор какой-либо одной турбины, например для блочной схемы. При этом следует учитывать дополнительно расход воды на масло- и газоохладители, на водоструйные эжекторы и т.д.; эти количества воды, если они не измеряются, допустимо принимать по расчету или по характеристикам подъемных насосов эжекторов. Если насос по схеме работает на конденсаторы нескольких турбин, подача насоса определяется как сумма расходов воды, определенных по тепловому балансу всех подключенных к насосу конденсаторов. Точность определения подачи воды по тепловому балансу конденсатора оценивается в 3-4 %,

7.4. При проведении испытаний циркуляционных насосов широкое применение нашел способ измерения подачи насоса с помощью сегментных диафрагм [5, 6], которые после проведения испытаний остаются в водоводе и служат для эксплуатационного контроля за расходом воды. Перепад на сегментообразном пороге, перегораживающем поток воды, измеряется П-образным дифманометром, заполненным водой. Преимуществом сегментных диафрагм является малая остающаяся потеря давления, составляющая 0,15-0,20 перепада давлений на диафрагме, который обычно принимается в пределах 500-700 мм вод.ст.

Проведенные во время испытаний циркуляционных насосов измерения одновременно гидрометрическими вертушками и сегментными диафрагмами показали, что в среднем погрешность измерения не превышает 2-3 %, что вполне удовлетворяет требованиям получения представительных характеристик насоса для оценки качества его работы и определения соответствия характеристики насоса характеристике циркуляционного тракта. Исчерпывающие указания по расчету, изготовлению и установке диафрагм даны в [5].

7.5. Исходя из сказанного выше, можно сделать вывод, что наиболее удобным способом измерения расхода воды в процессе испытания, а также для текущего эксплуатационного контроля является измерение расхода воды с помощью сегментных диафрагм. При проведении испытаний, требующих повышенной точности, целесообразно применять гидрометрические вертушки, однако лишь для тарировки установленной последовательно в водоводе сегментной диафрагмы с тем, чтобы все последующие этапы испытаний вести по протарированной таким образом сегментной диафрагме.

StudFiles.ru

/ Лабораторные НГПО_ШГН_Газлифт / Лаба 1 - Определение коэф подачи ШГН

Министерство образования Российской Федерации

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Кафедра разработки и эксплуатациинефтяных и газовых месторождений

Нефтегазопромысловое оборудование

Лабораторная работа №1

Определение коэффициента подачи на экспериментальном стенде штангового насоса

Выполнил: студенты гр. РНГМ-08-2

Морозиков К.Г.

Аширов И.Т.

Ковалевский А.И.

Проверил: ассистент кафедры РНГМ

Лекомцев А.В.

Пермь 2012г.

Цель работы– Научиться работать с экспериментальной установкой и определять коэффициент подачи штангового скважинного насоса по экспериментальным замерам дебита.

Общие сведения

Перемещение плунжера осуществляется между нижней мёртвой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характеризуется величиной, называемой длиной хода плунжера S_пл. Наружный диаметр плунжераd_плпринимается равным внутреннему диаметру цилиндра (0,032∙10-3м) (хотя фактически между этими величинами есть определенная разница2δ; δ– зазор между плунжером и цилиндром). При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрывается под действием веса столба продукции скважины, находящейся в колонне НКТ. В цилиндре насоса давление снижается и в определенный момент всасывающий клапан открывается; продукция скважины поступает в цилиндр насоса (в плунжерное пространство, которое увеличивается до тех пор, пока плунжер не перейдет в ВМТ). При перемещении плунжера из НМТ до ВМТ, называемым тактом всасывания.

При ходе плунжера вниз (от ВМТ до НМТ) давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан закрывается, и в определенный момент времени открывается нагнетательный клапан. Продукция из цилиндра насоса перетекает через плунжер в надплунжерное пространство. При перемещении плунжера из ВМТ до НМТ, называемым тактом нагнетания.

Между плунжером и точкой подвеса штанг 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 S. Ход точки повеса (полированного штока), в отличии от хода плунжера, поддается измерению и известен из паспортной характеристики станка-качалки. Поэтому при расчете производительности используется ход точки подвеса, при этом получается так называемаятеоретическая подача (Q_т):Действительная подача (Q_д), замеренная на поверхности после сепарации и охлаждении нефти, как правило, меньше теоретической в силу ряда причин. Отношение действительной к теоретической производительности насоса называют коэффициентом подачи насоса(α_под):

Площадь емкости 17∙19=323 см2

Номер режима	Результаты эксперимента						Обработка результатов эксперимента
Номер режима	S, мм	n	H₁, мм	H₂, мм	T, с	Q_ф		Q_т	α_под
1	600	6	79	148	64	3,5∙10-5		4,52∙10-5	0,68
2	400	6	100	150	71	2,3∙10-5		2,72∙10-5	0,67
3	200	6	150	174	67	1,2∙10-5		1,44∙10-5	0,64
4	600	4	100	153	68	2,5∙10-5		2,84∙10-5	0,71
5	400	4	117	152	68	1,7∙10-5		1,89∙10-5	0,70
6	200	4	152	167	66	7,3∙10-6		9,74∙10-6	0,65
7	600	2	100	126	63	1,3∙10-5		1,53∙10-5	0,72
8	400	2	126	143	63	8,7∙10-6		1,02∙10-5	0,71
9	200	2	143	151	59	4,4∙10-6		5,45∙10-6	0,66

StudFiles.ru

Вопрос 4.16. Подача ШСНУ. Коэффициент подачи

Теоретическая подача, минутная, часовая и суточная составит соответственно

(4.1)

где D- диаметр плунжера в метрах;

S-длина хода плунжера в метрах;

n-число двойных качаний в минуту.

Однако в действительности фактическая подача меньше теоретической, что обусловлено причинами, которые можно свести в две группы.

Первая группа - потери жидкости в скважинном насосе. К ним относятся:

- наличие утечек через зазор плунжер- цилиндр;

-наличие утечек у всасывающих и нагнетательных клапанов;

-сжимаемость жидкости, обусловленная в первую очередь наличием газа;

-отсутствие жидкости от плунжера при наполнении полости насоса.

Вторая группа - потери, обусловленные конструкцией установки:

-утечек через муфтовые соединения труб;

-деформация колонны штанг и насосно-компрессорных труб при работе насоса.

Потери жидкости в скважинном насосе характеризуются коэффициентом подачи насоса η представляющим собой отношение фактической суточной подачи насоса к теоретической :

-163-

(4.2)

Количество жидкости, протекающей через зазор плунжер - цилиндр, определяется по формуле:

(4.3)

где е - радиальный зазор в см;

g - ускорение свободного падения в см/с2;
- кинематическая вязкость в см2/с;
Н - перепад давлений на длине плунжера в м;
I. - длина плунжера в м.

Если ось плунжера смещена относительно оси цилиндра, то утечки увеличиваются примерно в 2,5 раза.

Газ, поступающий вместе с жидкостью в цилиндр в свободном или растворенном состоянии, уменьшает коэффициент наполнения и может привести к блокировке насоса. При этом начинается периодический процесс уменьшения коэффициента наполнения до нуля, после чего газ, заполнивший весь подплунжерный объем насоса, вытесняется через нагнетательный клапан и процесс повторяется.

Отставание жидкости от плунжера при его ходе вверх обусловлено гидравлическим сопротивлением клапана потоку жидкости и прежде всего характеризуется вязкостью жидкости. При увеличении вязкости жидкости возрастает время запаздывания посадки клапана, что также приводит к увеличению утечек. Однако малая вязкость жидкости не означает увеличения коэффициента наполнения, так как увеличиваются утечки через зазор плунжер - цилиндр.

Утечки жидкости через муфтовые соединения свидетельствуют либо об их износе, либо о недостаточном моменте свинчивания. И то и другое явление недопустимы при работе установки.

Деформация колонны штанг и труб при работе насоса приводит к уменьшению коэффициента подачи насоса, так как реальный ход плунжера меньше длины хода 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 реальной величины хода плунжера относительно цилиндра необходимо учитывать, что и тот и другой соединены с наземной частью установки посредством упругих элементов - штанг и труб.

-164-

Для определения величины упругих деформаций штанг и труб величиной динамических нагрузок, которые по сравнению со статическими очень малы, можно пренебречь.

Рассмотрим фазы работы насоса.

I. В момент начала движения колонны штанг при ходе вверх (рис. 4.30, а) 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 и плунжер придет в движение только тогда, когда верхняя точка штанг переместиться на величину деформации i_шт (рис. 4.30, 6) под действием силы Р_ж, которая, согласно закону Гука, будет:

i_шт= , (4.4)

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

Е_шт - модуль упругости материала штанг;

Р_шт - площадь поперечного сечения штанг.

При этом насосно-компрессорные трубы сократятся, так как нагрузка, действовавшая на них, снята (рис. 4.30, в).

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

П. При ходе штанг вниз (рис. 4.30, г, д, е) нагнетательный клапан откроется, всасывающий закроется и усилие Рж будет приложено к нижней части труб. В результате штанги сократятся на величину iшт, а трубы удлинятся на величину iтр, определяемую аналогично по формуле:

i_тр= , (4.5)

где Е_тр - модуль упругости;

Р_тр -площадь поперечного сечения труб.

При движении плунжера вниз длина штанг и труб будет постоянной до тех пор, пока не произойдет остановка штанг и плунжера и не начнется ход вверх. Всасывающий клапан при этом откроется, нагнетательный закроется, вследствие чего трубы сократятся на величину i_т_p , штанги удлинятся на i_т_p , 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 i_шт + i_т_p как при ходе вверх, так и при ходе вниз.

Реальная длина хода плунжера, при наличии ступенчатой колонны штанг l₁ + l₂ + ...l_i= L, имеющих соответственно сечения F₁, F₂,..., F_i ,может быть записана с учетом вышеприведенных рассуждений как:

- 165 -