Некоторые теоретические и расчетные зависимости рабочего процесса гидроштангового насоса

 

Рабочее давление силового поверхностного насоса определя­ется по следующей зависимости

(6.10)

где Р_сн — давление силового насоса; Н — глубина спуска на­соса; H_д — динамический уровень; р_т — плотность тяжелой жид­кости; р_дж — плотность добываемой жидкости; G_nr — масса плун­жерной группы; f_н, f_д — площади поперечного сечения плунже­ров насоса и двигателя.

Подъемная сила скважинного гидроштангового насоса 970-1935 Н при давлении, необходимом для осуществления хода плунжерной группы вниз, от 1,8—2,2 до 3,8 МПа.

Несмотря на уменьшение числа циклов работы установки гидроштангового насоса по сравнению со станком-качалкой коэффициент подачи увеличивается в 1,5 раза, причем отноше­ние величин п и S равно 0,8.

Для определения влияния увеличения длины хода плунжер­ной группы на эффективность установки была выполнена серия оптимизационных расчетов гидродинамических и энергетичес­ких параметров рабочего процесса.

При анализе результатов расчетов было установлено, что наи­более интенсивное увеличение коэффициента полезного действия Δη = 11 — 14 % наблюдается при увеличении длины хода плун­жерной группы от 4 до 12 м. При дальнейшем увеличении дли­ны хода от 12 м и далее интенсивность нарастания КПД снижа­ется в 2—3 раза, Δη = 0,03—0,07, а дальнейшее увеличение дли­ны хода приводит к прямолинейности линии. На рис. 6.20 пока­заны зависимости коэффициента полезного действия установки и подачи скважинного агрегата от длины хода, плунжерной груп­пы при различных глубинах спуска насоса.

На рис. 6.21 приведены графики изменения коэффициентов потерь мощности привода на сжатие жидкости и потерь мощно­сти на преодоление гидравлического трения жидкости от длины хода плунжерной группы. Анализ полученных зависимостей по­казал, что наиболее существенное снижение потерь мощности привода на сжатие жидкости ΔK_c = 0,05—4,19 достигается при увеличении длины хода плунжерной группы в интервале от 4 до 12 м, а далее при увеличении длины значительно снижается и составляет ΔК_с = 0,01—0,08.

Рис. 6.20. Графики зависимости КПД и подачи насоса от длины хода плунжерной группы для D/d = 56/32, НКТ 89/42 мм, Q = 0,001 м³/с:

а — КПД скважинного оборудования; б — подача скважинного насоса.

Рис. 6.21. Графики зависимости коэффициентов потерь мощности на сжатие К_с и трение жидкости К_r от длины хода плунжерной группы скважинного агрегата S.

К_с _________ К_r _________

 

При этом установлено, что коэффициент потерь мощности при­вода на сжатие жидкости существенно изменяется в зависимости от глубины спуска насоса, причем с увеличением глубины спуска от 500 до 2000 м интенсивность снижения коэффициента потерь мощности возрастает от 0,06 до 0,19. Из вышеизложенного следу­ет, что для снижения потерь мощности привода на сжатие жидкости в гидроштангах необходимо довести длину хода плунжер­ной группы до S= 9—12 м, а дальнейшее увеличение длины хода не обеспечивает значительного повышения эффективности уста­новки. Это подтверждает ранее полученные выводы и расчетные данные. Использование стандартных скважинных штанговых на­сосов позволяет доступными средствами изготовить и собрать скважинный агрегат с длиной хода S=9 м, а так как длина безвтулоч­ного цилиндра стандартного насоса S= 5,5 м, то агрегат собира­ется из двух двигательных и двух насосных цилиндров.

Рост коэффициента гидравлических потерь при увеличении длины хода плунжерной группы в вышеприведенном интервале имеет меньшую интенсивность, чем коэффициент потерь мощ­ности на сжатие.

При энергических исследованиях рабочего процесса было проанализировано изменение коэффициента полезного действия установки от глубины спуска насоса. При этом было выявлено, что для установок с большими длинами ходов (от S = 9 м и выше) характерно незначительное снижение эффективности на 0,5—0,11 при увеличении глубины спуска от 500 до 1500—3000 м.

Для гидроштанговых установок с малыми длинами ходов (до S = 4—5 м) характерно более существенное снижение коэф­фициента полезного действия Δη = 0,12—0,20 при увеличении глубины спуска от 500 до 1500—2000 м.

Снижение эффективности объясняется ростом потерь мощ­ности привода на сжатие жидкости в гидроштангах, так как при большей глубине спуска увеличивается и объем жидкости в гид­роштангах.

Различия в значениях уменьшения КПД весьма существен­ны, и это дает основание сделать вывод, что для добычи нефти из глубоких скважин необходимо применять скважинные насо­сы с большой длиной хода от S = 5 м и выше.

Как известно, плунжерная группа скважинного агрегата со­стоит из плунжеров различных диаметров. От соотношения этих диаметров зависят многие параметры работы установки, в том числе давление жидкости в гидроштангах, необходимое для дви­жения плунжерной группы, подача скважинного насоса, потери мощности на механическое трение, а в конечном итоге — и эф­фективность установки. Для определения оптимального соотно­шения диаметров плунжеров на основе имеющихся методик была выполнена большая серия оптимизационных расчетов на ЭВМ. Обработка результатов расчетов позволила установить, что наи­большая эффективность для скважинного оборудования дости­гается при соотношении диаметров двигательного и насосного плунжеров χ = 1,48—1,78 (рис. 6.22). Как видно из графической зависимости η =f(χ), отклонение соотношения диаметров плун­жеров от оптимального значения приводит к снижению эффек­тивности.

Этот факт объясняется тем, что уменьшение соотношения приводит к росту рабочего давления и затрат мощности при ходе плунжеров вверх, а увеличение его — соответственно к возрас­танию рабочего давления и затрат мощности при ходе плунже­ров вниз. Кроме того, возрастание значения %, связано с увели­чением рабочего объема двигательного цилиндра, что, в свою очередь, пропорционально скорости потока жидкости и повы­шению затрат мощности на преодоление гидравлического со­противления в трубах.

Рис. 6.22. Графики зависимости КПД скважинного оборудования от соотношения диаметров цилиндров скважинного агрегата при различных глубинах спуска

 

Таким образом, при соотношении диаметров плунжеров χ = 1,48—1,78 вышеупомянутые потери мощности минималь­ные, а коэффициент полезного действия скважинного оборудо­вания максимальный.

Рекомендации.

При конструировании гидроштанговых уста­новок необходимо подбирать диаметры плунжеров скважинно­го агрегата в соотношении, соответствующем указанному ин­тервалу.

Одной из задач исследования энергетических показателей установки было определение оптимальной подачи рабочей жид­кости поверхностным силовым насосом. Для этого была выпол­нена серия оптимизационных расчетов гидродинамических и энергетических параметров при различных значениях подачи поверхностного насоса. Было установлено, что наибольший ко­эффициент полезного действия скважинного оборудования дос­тигается при подаче насоса в интервале от 0,9 до 1,22 л/с. Сни­жение подачи менее Q_{cн min} приводит к увеличению времени сжа­тия жидкости, времени хода плунжерной группы, времени пол­ного цикла и, следовательно, к ухудшению показателей эффек­тивности. Возрастание подачи более Q_{cм max} приводит к повыше­нию скорости жидкости в трубах, а следовательно, к снижению эффективности.

Таким образом, для эффективной работы скважинного обо­рудования рекомендуемый диапазон подачи рабочей жидкости составляет Q_сн = 0,9—1,22 л/с.

Одной из перспективных областей применения гидроштан­говых установок является опробование скважин, где первооче­редную роль приобретают такие факторы, как высокая монтажеспособность, транспортабельность, плавное в широких пре­делах регулирование рабочих параметров установки.

При добыче высоковязкой битумной нефти гидроштанговые установки имеют следующие преимущества по сравнению с дру­гими видами оборудования:

• обеспечивается движение плунжера скважинного насоса в двух направ­ле­ниях, что достигается созданием избыточного дав­ления наземным насосом у плунжера скважинного агрегата;

• при работе в скважинах с возможными парогазожидкостными прояв­ле­ния­ми глубинный агрегат не препятствует фонта­нированию через скважинный насос;

• оборудование устья скважины собирается из узлов фон­танной арматуры и обеспечивает надежность при выбросах;

• при добыче вязкой нефтяной массы в насосно-компрессорных трубах возможно создание жидкостного подслоя, обес­печивающего движение жидкости с незначительным гидродина­мическим трением;

• простота конструкции, монтаж скважинного агрегата осу­ществляется из стандартных узлов и деталей скважинных встав­ных и невставных насосов, наземное оборудование имеет не­большую массу и собирается из серийно выпускаемых узлов гид­роаппаратуры;

• обеспечивается возможность плавного выхода на режим работы скважи­ны с вязко-пластичными нефтями путем регули­рования скорости движения плунжера.