/
Текст
A. H. АДОНИН
ДОБЫЧА НЕФТИ
ШТАНГОВЫМИ
НАСОСАМИ
Под редакцией В. М. МУРАВЬЕВА
Москва «Недра» 1979
строгие доказательства и выводы формул, а приводятся лишь
окончательные результаты теоретических исследований и обоб-
щений опытных данных, но они сопровождаются описанием
физической сущности рассматриваемых процессов и явлений,
необходимой для понимания их. В то же время книга ни в ка-
кой мере не заменяет справочные и инструктивные издания.
Наоборот, предполагается полное использование читателем этих
изданий.
Таким образом, основное назначение книги состоит в том,
чтобы помочь широкому кругу инженерно-технических работ-
ников НГДУ и работникам научно-исследовательских институ-
тов в осуществлении оптимизации процесса штанговой насос-
ной добычи нефти.
Автор надеется, что его труд хотя бы в малой степени
поможет повышению эффективности штангового насосного спо-
соба добычи нефти на наших промыслах, и просит читателей
высказать свои замечания и пожелания по содержанию книги,
и направить их в адрес издательства «Недра».
Глава I
ЭЛЕМЕНТЫ МЕХАНИКИ
ГЛУБИННОНАСОСНОЙ УСТАНОВКИ
СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ПОДЗЕМНОЙ ЧАСТИ
НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ
При откачке жидкости из скважины в подземной части
насосной установки действуют следующие силы.
1. Статические силы веса штанг, труб и столба жидкости.
Вес штанг и столба жидкости в подъемных трубах состав-
ляет основную нагрузку на штанги. Но, кроме того, гидроста-
тическое давление столба жидкости в боковом направлении
создает в штанге и трубах дополнительные растягивающие уси-
лия. Штанга равномерно по окружности подвергается обжиму,
а это вызывает растягивающие напряжения, но в точке под-
веса штанг они не ощущаются. Давление столба жидкости на
внутреннюю поверхность труб создает растягивающие усилия
в радиальном направлении. Наконец, действие давления жид-
костного столба приводит к возникновению эффекта Дубин-
ского, выражающегося в том, что при ходе плунжера вверх
низ колонны труб изгибается.
2. Архимедова сила, действующая на штанги, погруженные
в жидкость, и уменьшающая вес штанг.
3. Силы инерции движущихся масс штанг, столба жидкости
и труб.
4. Силы упругости материала штанг, труб и столба жид-
кости.
5. Силы трения:
а) полужидкое трение штанговых муфт и головок штанг
о трубы и плунжера в цилиндре насоса (величина сил трения
мало зависит от скорости взаимного перемещения трущихся де-
талей и поэтому обычно принимается независящей от ско-
рости) ;
б) гидродинамическое (жидкостное) трение штанг в потоке
жидкости, а также местные сопротивления при обтекании
жидкостью муфтовых соединений штанг (нередко существен-
ную роль играют силы трения при прохождении жидкости че-
рез насосные клапаны, особенно через нагнетательный клапан;
гидродинамическое трение имеет место также в зазоре пары
плунжер—цилиндр, но в обычных условиях оно очень мало);
в) сухое или чаще полусухое трение насосных труб (или
муфтовых соединений) об эксплуатационную колонну;
5
г) внутреннее трение в материале штанг и труб при их де-
формациях во время работы установки (этот вид трения имеет
небольшое значение по сравнению с другими видами).
Значимость тех или иных сил различна в зависимости от
условий эксплуатации, режима откачки и других показателей.
Например, силы полужидкого трения штанг о трубы в обыч-
ных условиях (в вертикальных скважинах при средних глуби-
нах и режимах работы оборудования) невелики, а в скважи-
нах со значительной кривизной приобретают нередко решаю-
щее значение. Силы инерции при небольших числе качаний,
длине хода и глубине спуска насоса малы, а в других усло-
виях они составляют значительную часть нагрузки на штанги
и т. д.
В связи с этим представляет интерес расчетный баланс ра-
бот сил трения в вертикальной скважине при глубине спуска
насоса 1000 м, диаметре насоса 32 мм, длине хода 1,5 м и ки-
нематической вязкости жидкости 0,3 см2/с. При малых скоро-
стях откачки (первая строка таблицы) в балансе сил трения
70% занимает полужидкое трение штанговых муфт о стенки
труб и только 10%—гидродинамическое трение в потоке, дви-
жущемся в трубах. Но при увеличении скорости откачки
гидродинамическое трение быстро растет и уже при скорости
27 м/мин (нижняя строка) доля его возрастает до 72%. а доля
полужидкого трения составляет всего 19%. Интересно, что
к. п. д. подземной части установки при режиме, соответствую-
щем первой строке таблицы, составляет (при новом насосе)
0,75, а последней строке — 0,55. Таково воздействие на работу
установки гидродинамического трения.
Число качаний, 1/мин • 6 12 18
Скорость откачивания жид- кости, м/мии Работа, кгс м (%): гидродинамических сил трения 9 18 27
20(10) 140(40,5) 555(72)
сил местных сопротив- лений • • £ 1.5(1) 7(2) 14(2)
сил сопротивлений в паре плунжер-цилиидр 39(18) 39(11,5) 39(5)
сил сопротивления в клапанах 2(1) 9(2,5) 15(2)
сил полужидкого тре- ния 150(70) 150(43,5) 150(19)
всех сил трения • • • 212,5(100) 345(100) 773(100)
В каждом конкретном случае одни силы не учитываются,
так как имеют незначительное влияние на процесс, а другие
существенно влияют на процесс откачивания жидкости. Но не-
которые силы (силы веса штанг и жидкостного столба, архи-
медова сила и силы упругости штанг и труб) учитываются
всегда при решении любых вопросов насосной добычи нефти.
6
ПРОСТЕЙШИЙ ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ И РЕАЛЬНЫЙ ЦИКЛЫ РАБОТЫ
ГЛУБИННОГО НАСОСА И ЕГО ДИНАМОГРАММА
Рассмотрим работу глубинного насоса при следующих ус-
ловиях.
1. В подземной части установки действуют только статиче-
ские силы веса штанг и столба жидкости, архимедова сила и
сиды упругости материала штанг и труб. Отсутствие сил инер-
ции означает, что штанги и плунжер движутся очень медленно
(строго говоря, бесконечно медленно).
2. Утечки жидкости в зазоре плунжерной пары, в клапанах
и трубах отсутствуют.
3. Откачивается однофазная полностью дегазированная
жидкость.
Как следует из принятых условий, рассматривают пол-
ностью идеализированную схему работы глубинного насоса.
Однако эта схема имеет важнейшее значение для решения
практических задач.
На схемах (рис. 1) представлены основные положения
плунжера при установившейся работе глубинного насоса.
В крайнем нижнем положении колонны штанг (рис. 1,а)
вес столба жидкости высотой Н и сечением, равным сечению
плунжера, действует на приемный клапан и поэтому трубы
растянуты не только от действия собственного веса, но и от
веса указанного столба жидкости; оба клапана (приемный и
нагнетательный) закрыты.
В следующий момент начинается движение точки подвеса
штанг вверх, что вследствие герметичности насоса обусловли-
вает передачу нагрузки на штанги, создаваемой весом столба
Жидкости. Это вызовет одновременно уменьшение длины труб
й растяжение штанг, длящееся до тех пор, пока вес столба
жидкости полностью не перейдет с труб на штанги. В течение
всего этого процесса плунжер остается неподвижным по отно-
шению к цилиндру и оба клапана насоса закрыты, но весь на-
сос вследствие сокращения длины труб переместится вверх на
величину этого сокращения ZT (рис. 1, б).
Описанный процесс называется процессом восприятия штан-
гами нагрузки от веса столба жидкости. Как только он закан-
чивается, начинается движение плунжера вверх вместе со
штангами и жидкостью, при этом одновременно открывается
приемный клапан. Это рабочий ход плунжера — процесс хода
плунжера вверх, при котором жидкость подается в нагнета-
тельную трубу и затем из скважины в цилиндр насоса. Ра-
бочий ход плунжера продолжается до крайнего верхнего по-
ложения точки подвеса (и всей колонны) штанг, где вся
Движущаяся система останавливается и приемный клапан за-
крывается (рис. 1,в).
7
Затем начинается движение точки подвеса штанг вниз,
вследствие чего штанги разгружаются от веса столба жидкости
и этот вес передается на трубы. Этот процесс разгрузки штанг
от веса жидкости обусловливает сокращение длины штанг и
растяжение труб до первоначальных значений этих длин. Как
и при восприятии нагрузки штангами, в процессе разгрузки
штанг плунжер остается неподвижным по отношению к ци-
Рис. I. Схема простейшего теоретического цикла глубинного иасоса.
а — конец процесса движения плунжера вниз (крайнее иижиее положение точки подвеса
штаиг и плунжера); б — конец процесса восприятия штангами нагрузки от столба
жидкости; в — конец процесса движения плунжера вверх (крайнее верхнее положение
точки подвеса штанг и плунжера); г—процесс движения плунжера вниз
линдру, а оба клапана закрытыми. Но растяжение труб вызо-
вет перемещение всего насоса вниз на величину этого растя-
жения Хт.
Как только вес жидкости полностью передастся на трубы,
откроется нагнетательный клапан и начнется процесс хода
плунжера вниз (рис. 1,г). В этом движении участвуют только
штанги как твердое тело; процесс продолжается до крайнего
нижнего положения точки подвеса штанг, где система остано-
вится и нагнетательный клапан закроется.
При последующем движении точки подвеса штанг вверх все
процессы повторяются в описанном порядке. Таким образом,
простейший цикл работы глубинного насоса состоит из четырех
процессов, всегда рассматриваемых в указанном порядке.
Представим теперь этот цикл аналитически и графически
8
^координатах: s — перемещение точки подвеса штанг; Р — на-
грузка на штанги в точке их подвеса (рис. 2).
Г Точка а соответствует крайнему нижнему положению точки
подвеса штанг. В этой точке цикла будет действовать только
вес штанг, погруженных в жидкость:
= (О
где q' — Вес 1 м штанг в откачиваемой жидкости, кгс/м; L —
длина спущенных штанг, м; Рш' — вес колонны штанг, погру-
женной в жидкость, кгс.
Рис. 2. Теоретическая дииамограмма про-
стейшего цикла работы иасоса.
а—б — процесс восприятия штангами нагрузки от
столба жидкости; б—в — процесс движения плун-
жера вверх; в—г — процесс разгрузки штанг;
г—а — процесс движения плунжера вниз
Ход вверх начинается с растяжения штанг от нагрузки ве-
сом жидкости и сокращения длины труб
= (2)
где FH — площадь поперечного сечения плунжера, м2; уж—
объемный вес откачиваемой жидкости, кгс/м3; L — глубина
спуска насоса, м; h — погружение насоса под динамический
уровень, м; Н—-высота подъема жидкости, м; Рт’—вес столба
жидкости, кгс.
Общая потеря хода точки подвеса штанг на упругие удли-
нения штанг и труб:
где Е — модуль упругости стали, кгс/см2; и fT — площади
поперечных сечений штанг и труб соответственно, см2; X—
суммарное удлинение штанг и труб, м.
X = Хш + Хт,
где Хш— удлинение штанг; Хт — удлинение труб.
Величину X откладывают на оси абсцисс (см. рис. 2). Да-
лее из (1) и (2) определяют нагрузку в конце процесса вос-
приятия веса жидкости штангами:
Р =Р’ л- Р' (4)
и откладывают ее на оси ординат. Полученную точку б конца
процесса восприятия штангами веса жидкости (и открытия
9
приемного клапана) соединяем с а прямой, так как растяжение
колонны штанг и сокращение длины труб прямо пропорцио-
нально перемещению точки подвеса штанг. Затем наносим на
график линию процесса хода плунжера вверх б—в, длина ко-
торой:
^пл = So — К (5)
где So — длина хода точки подвеса штанг, м; 5ПЛ— длина хода
плунжера в цилиндре, м.
Линии динамограммы в—г (процесс разгрузки штанг) и
г—а (процесс хода плунжера вниз) симметричны по отноше-
нию к рассмотренным выше.
Полученная расчетным путем динамограмма простейшего
цикла работы насоса называется простейшей теоретической ди-
намограммой и вследствие принятых при ее построении усло-
вий представляет собой параллелограмм.
Производительность установки при рассматриваемом цикле
определяется по формуле
QcyT = 1440FHnSnjI = 1440F„n (So—X), (6)
где Осут — производительность, м3/сут; п — число циклов на-
соса, мин.
Коэффициент подачи насоса
Qt So ’
где т]п — коэффициент подачи; QT — теоретическая производи-
тельность насоса.
QT = 144OFBnSo.
Расчетные формулы (1), (4) и (6) позволяют точно опре-
делять характерные параметры простейшего цикла: наиболь-
шую и наименьшую нагрузки на штанги за цикл действия на-
соса и производительность установки. При этом следует учи-
тывать характеристику подачи жидкости (выброса жидкости)
при простейшем цикле: при ходе вверх полированный шток
освобождает некоторый объем в трубах и поэтому объем пере-
ливающейся жидкости на устье скважины будет на соответ-
ствующую величину меньше объема, описанного плунжером:
Fн^пл--^шт^о-
Затем в процессе хода вниз полированный шток, погружаясь
в жидкость, вытеснит из труб объем fmTSo. При этом подача
насоса за весь цикл
^Н^пл f lUlSo + fmTS0 = FЯ5ПЛ.
Следовательно, в рассматриваемом цикле работа глубин-
ного насоса аналогична работе дифференциального насоса. Не-
10
ИйгйЬя на то, что рабочим ходом его является только ход вверх,
Ждача имеет место и при ходе вниз. В зависимости от вели-
отношения подача при ходе вниз может быть и
ЖнЬше, и больше, чем при ходе вверх. В частности, при
1 подача будет только при ходе вниз (при медленной
йгткачке жидкости насосом диаметром 28 мм с полированным
штоком такого же диаметра).
К- п. Д- простейшего цикла при отсутствии в этом цикле
потерь равен 1,0 (100%).
Простейший теоретический цикл глубинного насоса и его
динамограмма позволяют представить работу насоса и его кла-
панов, что совершенно необходимо для контроля хода эксплуа-
тации И выявления различных неполадок. Динамограмма про-
стейшего теоретического цикла является основой для обработки
и расшифровки практических динамограмм и получения качест-
венной и количественной информации о состоянии насоса.
Теоретический цикл глубинного насоса (близкий к реаль-
ному циклу) может быть при очень медленном движении
штанг, так как только при этом условии силы инерции и жид-
кого трения практически неощутимы.
Рассмотрим теоретическую динамограмму с учетом сил
веса штанг и жидкости, архимедовой и полужидкостного тре-
ния штанг о трубы (рис. 3,а). Последняя постоянна по вели-
чине на каждом полуцикле насоса. Пунктиром намечен контур
простейшей теоретической динамограммы, причем процессы
восприятия и снятия нагрузки штангами совпадают у обеих
динамограмм.
На рис. 3,6 представлена действительная динамограмма ра-
боты насоса в глубокой стендовой скважине при очень медлен-
ном движении штанг; числе качаний в минуту п=1,6 и длине
кода точки подвеса 50=1,2 м. Здесь также помечен пунктиром
контур простейшей теоретический динамограммы.
Теоретическая и действительная динамограммы на рис. 3, а
й 3, б рассматриваемого типа близки по форме.
Рассмотрим влияние сил инерции на усилия в штангах и на
форму динамограммы.
В насосной установке инерционные нагрузки на штанги воз-
никают от неравномерного движения точки подвеса штанг и
работы клапанов насоса.
Исключим работу клапанов насоса и рассмотрим только дви-
жение так называемой «свободной штанги». При неравномер-
ном движении точки подвеса штанги возникают силы инерции.
Представим, что масса штанг сосредоточена вблизи точки под-
веса. Тогда для поступательно-возвратного движения график
ускорения точки подвеса будет иметь вид, представленный на
рис. 4, а теоретическая динамограмма — на рис. 5. Здесь ли-
нии ходов вверх и вниз совпадают, поскольку исключены дей-
ствия всех видов сил трения. Наибольшие положительные и
11
отрицательные силы инерции имеют место в конечных положе-
ниях точки подвеса (см. рис. 5). В серединах ходов вверх и
вниз сила инерции равна нулю.
В практических условиях масса штанг рассредоточена по
всей длине колонны. Поэтому при колебательном движении
в штанговой колонне возникают вынужденные упругие колеба-
Рис. 3. Динамограммы циклов с полужидкостным трением.
а — теоретический цикл: а'—б'—в'—е' — циклы с учетом полужидкого трения штанг
о трубы, а—б—в—г — простейший теоретический цикл; б — динамограмььа реального
цикла, полученная экспериментально
ния. Кроме того, штанговая колонна движется в трубах, запол-
ненных жидкостью, и при ее движении возникают значитель-
ные силы трения. При средних и форсированных режимах от-
качки основной вид трения — это гидродинамическое трение
Рис. 4. График ускорения точки подвеса
штанг.
а — истинное ускорение; со — угловая скорость
кривошипа; г — радиус кривошипа (r=S«/2)
в насосном подъемнике, зависящее от скорости перемещения
штанги (см. табл. 1).
При исследовании нагрузок, действующих на свободные
штанги в глубоких стендовых скважинах (рис. 6), получена
характерная динамограмма свободной штанги [7]. Площадь
внутри замкнутого контура, описанного по движению часовой
стрелки, представляет собой работу сил трения главным об-
разом жидкостного. Характерной особенностью рассматривае-
мых динамограмм является «инерционный поворот» всего кон-
тура динамограммьт по часовой стрелке (см. рис. 5).
12
Т
А'Положим, что при работе насоса в штанговой колонне и
жидкостном столбе колебательные процессы не возникают.
Тогда инерционный цикл насоса по И. Г. Белову [14] будет
представлен в виде, показанном на рис. 7, а (пунктиром для
сравнения показан также контур простейшего теоретического
Рис. 5. Теоретический динамо-
грамма усилий в точке подвеса
щтаиг при условии, что масса
штаиг сосредоточена в этой
точке
Рис. 6. Дииамограмма «свободной
штанги», снятая на стендовой сква-
жине
7
цикла). Этот цикл уже довольно близок к обычному, реаль-
ному циклу насоса (при средних и малых глубинах и числах
качаний), если не принимать во внимание отсутствие в нем
колебательного процесса, вызванного работой насоса.
Рис. 7. Инерционный цикл насоса.
я — теоретическая инерционная динамограмма нормальной работы насоса без учета соб-
ственных колебаний штанг и столба жидкости (а—б—в—г—д—е — инерционная дииамо-
грамма); б — схематическое изображение собственных колебаний штанговой колонны
Характерные особенности рассматриваемого теоретического
инерционного цикла следующие. В конце хода штанг вниз воз-
никает инерционная нагрузка на штанги (от сил инерции
массы только штанг), измеряемая отрезком аха. Очевидно, что
следствием этого является соответственное увеличение длины
хода плунжера. Аналогичная картина наблюдается и в конце
хода вверх, но здесь силы инерции суммируются: от массы
13
штанг и массы столба жидкости. Поэтому приращение хода
плунжера здесь несколько больше, чем в конце хода вниз.
Впрочем практически ощутимыми эти приращения становятся
лишь при больших глубинах спуска насоса. В конце процесса
восприятия штангами нагрузки и разгрузки условно показаны
импульсы силы инерции, обусловленные «скачком скорости»
при внезапном начале движения плунжера вверх.
Общий характерный признак динамограммы рассматривае-
мого цикла — инерционный поворот ее по часовой стрелке.
Рассмотрим инерционные нагрузки на штанги, вызываемые
непосредственно работой глубинного насоса.
Представим себе колонну насосных штанг, закрепленную
неподвижно на верхнем конце. Нагрузим сразу нижний конец
колонны или просто оттянем его книзу и отпустим. Очевидно,
что при этом в колонне возникнут собственные упругие колеба-
ния и колонна будет периодически удлиняться и укорачиваться
(сжиматься) по сравнению с ее длиной в статическом состоя-
нии. При этом в точке подвеса штанг усилие будет то больше
веса колонны (при удлинении ее), то меньше. В результате
получим волнообразную линию нагрузки (см. рис. 7, б) с по-
степенным затуханием амплитуды колебаний из-за сил трения.
Описанные явления можно продемонстрировать на модели, со-
стоящей из мягкой металлической пружины с грузиком на ниж-
нем конце.
В натуральном (действительном) цикле насоса при наибо-
лее распространенных условиях эксплуатации определяющее
значение имеют статические силы веса штанг и жидкости,
а также инерционные нагрузки от вынужденных и собственных
упругих колебаний столба жидкости. Силы трения — гидроди-
намическое трение в потоке жидкости, движущемся в кольце-
вом пространстве между трубами и штангами (включая и мест-
ные сопротивления у головок штанг), и полужидкое трение
штанг о трубы.
Схема формирования инерционных усилий в цикле насоса
заключается в следующем. В процессах нагрузки и разгрузки
штанг инерционные силы в основном возникают вследствие вы-
нужденных колебаний штанговой колонны, у которой нижний
конец неподвижен или же движется с малым ускорением. Здесь
на величину инерционной нагрузки могут влиять и колебатель-
ные процессы в конце ходов плунжера вверх и вниз, поскольку
колебания затухают не полностью.
В процессе хода плунжера вверх инерционные усилия фор-
мируются в результате одновременного действия вынужденных
и собственных упругих колебаний штанговой колонны и собст-
венных колебаний столба жидкости.
В процессе хода плунжера вниз инерция возникает в ре-
зультате сочетания собственных и вынужденных упругих коле-
баний штанговой колонны.
14
Ж
^Смотрим натуральные циклы насоса (рис. 8), представ-
е динамограммами, которые получены на стендовых сква-
ьая. На динамограммах пунктиром намечены контуры про-
чих теоретических циклов.
Динамограмма (рис. 8, а) представляет работу насоса боль-
шого диаметра (70 мм) при сравнительно высоком числе кача-
ний (17,9 качаний в минуту) и небольшой глубине спуска
(375 м). При этом часть контура динамограммы, изображаю-
щая ход плунжера вверх (кривая ДБ), имеет «неправильную»
форму и резко отличается от кривой хода плунжера вниз (кри-
вая ВГ). Это объясняется тем, что при ходе вверх на колеба-
вая ВГ). Это объясняется тем,
-мЛ'
ния штанговой колонны накладываются уже упоминавшиеся
ранее собственные упругие колебания жидкостного столба,
ф®' жесткость которого в несколько раз меньше жесткости штанг.
Ж; А отсюда значительное несовпадение частот обоих колебатель-
tUPf’ ных процессов. При диаметре насоса 70 мм и откачке воды
-, масса столба существенно превышает массу штанг, что и явля-
ется основной причиной столь резкого проявления колебаний
‘ жидкостного столба. При ходе же вниз мы имеем плавную
волнистую линию затухающих собственных колебаний только
pv - ! штанговой колонны, так как столб жидкости почти неподвижен
и вес его полностью воспринимается трубами.
Благодаря сравнительно высокому числу качаний мы имеем
(рис. 8, а) явно выраженный инерционный поворот динамо-
; *4 граммы по часовой стрелке, обусловленный вынужденными ко-
лебаниями штанг.
Рассмотрим работу насоса (рис. 8,6) малого диаметра
(32 мм) на большой глубине (1400 м) и при малом числе ка-
чаний (6—7 качаний). Масса жидкостного столба здесь зна-
чительно меньше массы штанг и, кроме того, ускорения столба
значительно уменьшены разницей в сечениях кольцевых про-
странств: штанги—насос и штанги—трубы. Разумеется, имеет
значение и демпфирующее влияние длинных колонн труб и
15
штанг, а малое число качаний создает слабый импульс при
возникновении собственных колебаний жидкой колонны. Вслед-
ствие этого различие в форме кривых ходов вверх и вниз не-
значительно, так как колебания столба жидкости создают не-
большие усилия.
Малое число качаний обусловливает и незначительный инер-
ционный поворот динамограмм (см. рис. 8,6).
РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНОЙ И МИНИМАЛЬНОЙ НАГРУЗОК
В ТОЧКЕ ПОДВЕСА ШТАНГ
Для расчета максимальной и минимальной нагрузок в точке
подвеса штанг были предложены различные теоретические, эм-
пирические и полуэмпирические формулы как у нас, так и за
рубежом. Тщательная проверка расчетов по этим формулам,
проведенная сравнением с замерами фактических нагрузок
на стендовых и натуральных скважинах, позволила устано-
вить, что только формулы, выведенные теоретическим путем
А. С. Вирновским [16], оказались надежными в очень широком
диапазоне применения насосной эксплуатации.
Формулы А. С. Вирновского приводятся во всех справочни-
ках и курсах по добыче нефти [37, 38].
Упрощенные автором этой книги формулы А. С. Вирнов-
ского применимы для широкого диапазона условий насосной
добычи нефти:
ртах = + Р'ш + 0,011 ПРШ V фЗо-Хш +100; (7)
Pmin = Р'ш-0,01ф50-%ш-100, (8)
где Ртах и Рт1п — соответственно максимальная и минималь-
ная нагрузки на штанги за цикл действия насоса; Рт' — вес
столба жидкости высотой от динамического уровня до устья
скважины, P№'=FBpH (FB — площадь сечения плунжера, м2;
р — плотность откачиваемой жидкости, кг/м3 : Н — высота подъ-
ема жидкости, м); Рш' — вес колонны штанг в жидкости, кгс;
Рш — вес колонны штанг в воздухе, кгс; D и dm— диаметры
насоса и штанг соответственно в одинаковых единицах; п —
число качаний в минуту; So — длина хода точки подвеса штанг,
м; — удлинение штанг от веса столба жидкости, м; для од-
норазмерной колонны
= Рж L/Efta,
где Е — модуль упругости для стали, принимаемый равным
2 100 000 кгс/см2; /ш — площадь сечения штанг;
где ft — площадь сечения труб.
16
Если расчет ведется для ступенчатой колонны, то вместо
fin нужно брать fni. ср'
г--------------------------------------1
Гш.ср б1 ) е2
(fui)1 (Лп1а
-+-5*-
(7ш)п
где еь 82-... еп — доли ступеней, из которых .состоит колонна
штанг, ei+ 82 + 83+... 4-8n= 1; (/ш) ь (Гш)г, • • •> (fui)n — площади
сечений штанг соответствующих ступеней
Кроме того, для ступенчатой колонны
(8) надо вместо подставлять
КОЛОННЫ.
в формулах (7) и
4fш, ср
л
Величина инерции столба жидкости (с сосредоточенной на
„плунжере массой) отсутствует в формуле (7), в то время как
в первом варианте формулы эту величину учитывали. Однако
в последующем и сам автор формулы и другие исследователи
: - показали, что инерцию сосредоточенной на плунжере массы
столба жидкости не следует учитывать, так как вследствие
упругости столба жидкости инерция его массы передается
; в точку подвеса штанг со значительным запозданием по срав-
нению с передачей импульса силы инерции массы штанг. По-
этому инерция жидкостного столба не принимает участия в фор-
мированини максимальной нагрузки в точке подвеса штанг.
•; Из рассмотрения формул (7) и (8) следует, что силы инер-
’ ции пропорциональны числу качаний в первой степени и длине
хода в половинной степени.
Сделаем по формулам (7) и (8) примерный расчет экстре-
мальных нагрузок на штанги для случая, представленного на
jjhc. 8, б.
Исходные данные: насос диаметром £>=32 мм спущен на штангах диа-
метром dm = 19 мм на глубину £=1402 м на трубах с наружным диаметром
73 мм. Высота подъема жидкости //=1375 м, длина хода S0=l,81 м, число
качаний в минуту п=6,2. Откачиваемая жидкость — дегазированная нефть
плотностью р=900 кг/м3.
Определяем величины, входящие в формулы (7) и (8):
Р'ж = FtlpH = 0,000804 -900-1375— 1000 кгс;
Рш =</'£ = 2,11-1402 = 2960 кгс
(9' — вес 1 м штанг в жидкости).
, РЖЬ 1000-1402
~ —:— —----------------= м;
Efm 2 100 000-2,83
ф = - = —И’7 ^0,8;
/т /ш 11,7 -|- 2,83
Рш=:^£ = 2,38 1402 =3340 кгс,
где q — вес 1 м штанг в воздухе.
□
Филиал УГТУ
в г Усинске
И не. Ns_
17
Подставляем найденные значения исходных величии в формулу (7):
Pmax = 1 000 + 2960 + 0,011 — - 6,2 У 0,8-1,81—0,236 • 3340 + 100
или Ртах=3960+422+100=4482 кгс, а фактически по динамограмме (см.
рис. 7,6) Ртах=4650 кгс, т. е. расхождение 3%. Ртщ=2960 — 435— 100=
= 2425 кгс, а фактическое Рт1П = 2380 кгс, т. е. всего иа 45 кгс (2%) меньше
расчетного.
Часто расчетное Pmin заметно отличается от действительного за счет дей-
ствия сил сопротивления в насосе.
Область применимости упрошенных формул (7) и (8) за-
штрихована (рис. 9). В незаштрихованной области (выше кри-
вых) расхождение с полными формулами А. С. Вирновского
16
Л-93нн
8
Ь5В
r^'Z/Zj4// Рис. 9. Область применимости упрощен-
ных формул А. С. Вирновского
[37] составляет более 100 кгс, а в заштрихованной области
(ниже кривых) — не более 100 кгс. Как видим, основной фонд
насосных скважин можно обсчитывать по упрощенным фор-
мулам.
Для сравнения полных формул А. С. Вирновского с практи-
ческими замерами нагрузок (рис. 10) рассмотрим корреляци-
онный график: расчетные значения максимальных нагрузок
сравниваются с замеренными на скважинах. Такое же сравне-
ние было выполнено для скважин месторождений США (дан-
ные по фактическим нагрузкам взяты из американских журна-
лов). В обоих случаях все расчеты выполнены Н. Я- Мамедо-
вым под руководством автора [7].
Как показывает специальный анализ [7], разброс точек обу-
словлен в основном неточностью промысловых данных (ошибка
в определении глубины погружения, разгазирование столба
жидкости и т. д.). При таком же сопоставлении расчета с за-
мерами нагрузок на стендовых скважинах, в которых выше-
упомянутые ошибки в исходных данных практически отсут-
ствуют, все точки почти сливаются с прямой.
Простейшая формула для расчета производительности на-
сосной установки:
QcyT = 1440FHn|so (1 4-т-(Хш + Хт)] . (9)
где Fa—площадь сечения плунжера, м2; ’k=usLla (<о=лп/ЗО;
18
. 10. Сравнение расчета максимальной нагрузки на штанги по полной фор-
муле А. С. Вирновского с замерами фактических нагрузок.
1 — насосы диаметром 65 мм; 2— насосы диаметром 70 мм
a — скорость звука в материале штанг, м/с; для одноступен-
чатых колонн £1=4600 м/м и двухступенчатых а=4900 м3/сут);
т — коэффициент, учитывающий влияние инерции столба жид-
кости на длину хода плунжера (для насосов диаметром 43 мм
и менее т=1, диаметром 55 мм т=1,5; 70 мм т = 2 и 93 мм
т = 3).
При сопоставлении расчетной по формуле (9) и фактиче-
ской производительности насосной установки (рис. 11) сделаны
Рис. 11. Сопоставление расчетной и фак-
тической производительности насосной
установки (на малых и средних глуби-
нах).
1 — иасос диаметром 32 мм; $о=1,8 м; L=
=705 м; штанги 18 мм; трубы диаметром 3 мм;
жидкость — нефть р“0,9 г/см3; станок-качалка
СКН=5; 2 — насос диаметром 43 мм; «о“1,2м;
остальные параметры те же; 3 — насос диамет-
ром 68 мм; $о“О,9 м; £=385 м; штанги диа- *
метром 22 мм; трубы диаметром 89 мм; жид-
кость—-вода; станок-качалка СКН-3; я<=1,2м;
остальные параметры те же
следующие выводы. Поскольку утечки жидкости в насосе и
трубах практически отсутствовали, в формулу (9) не вводили
поправочных коэффициентов. При расчете производительности
действующих скважин с попутным газом и утечками жидкости
в подземной части установки в формулу (9) нужно вводить по-
правочный коэффициент меньше единицы.
Формула (9) учитывает только вынужденные упругие коле-
бания штанг с достаточной точностью (до 2.=0,7), но не учи-
тывает влияния на производительность (длину хода плунжера)
собственных упругих колебаний штанговой колонны.
Глава II
РАБОТОСПОСОБНОСТЬ НАСОСНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
СТАНКИ-КАЧАЛКИ
Станок-качалка состоит из преобразующего механизма (че-
тырехзвенника), редуктора скорости и ременной передачи.
Четырехзвенник служит для преобразования вращательного
движения кривошипного вала в поступательно-возвратное дви-
жение точки подвеса штанг. Он состоит (рис. 12, а, б) из кри-
вошипа г, шатуна I, плеча балансира К. и неподвижного звена
р (на рисунке обозначен пунктиром). В схемах на рис. 12, а и
12,6 имеется существенная разница в конструктивном исполне-
нии и распределении усилий в звеньях и шарнирах.
Редуктор предназначен для уменьшения частоты вращения
кривошипного вала (по сравнению с частотой вращения вала
электродвигателя) и соответственного увеличения вращатель-
ного момента на кривошипном валу по сравнению с моментом,
развиваемым электродвигателем.
Ременная передача предназначена для передачи вращатель-
ного движения при помощи шкивов, закрепленных на валах, и
приводного ремня.
Для четырехзвенника определяющими параметрами явля-
ются: показатели совершенства четырехзвенника г/l и г/К; от-
ношение плеч балансира К\1К‘, максимальная нагрузка в точке
подвеса штанг Ртах; максимальная длина хода точки подвеса
штанг So. От этих показателей зависят конструкция, габарит-
ные размеры и массы как самого четырехзвенника, так и
стойки, станины и фундамента, а также эксплуатационные ка-
чества станка-качалки.
Определенное значение имеет также система уравновеши-
вания станка: роторная, балансирная или комбинированная.
Четырехзвенник
Проектируя станок на заданную максимальную длину хода,
а следовательно, на заданную длину кривошипа г, можно вы-
брать самые различные длины шатуна и заднего плеча балан-
сира. При этом получим различные значения показателей г]1
и г [К.. Чем меньше эти отношения, т. е. чем длиннее шатун и
заднее плечо балансира (при заданной неизменной длине хода
21
точки подвеса штанг), тем совершеннее четырехзвенник. Иде-
альным является такой четырехзвенник, у которого
к
I
т. е. такой, у которого длины шатуна и заднего плеча балан-
сира бесконечны.
Чем больше реальный четырехзвенник отличается от иде-
ального, т. е. чем короче у него шатун и заднее плечо балан-
сира (при данной неизменной длине хода станка), тем хуже
его эксплуатационные свойства, так как при этом:
Рис. 12. Кинематические схемы четырехзвенника станка-качалки.
а — прямая схема; б — обращенная схема
возрастают бесполезные усилия, возникающие в звеньях и
шарнирах четырехзвенника, т. е. в шатуне, на кривошипном
пальце, на опоре кривошипного вала и т. д., что приводит
к усиленному износу деталей станка-качалки;
возрастают экстремальные значения крутящего момента
(положительные и отрицательные пики) на кривошипном валу
и в результате усиливается износ зубьев всех шестерен и под-
шипников редуктора, а также ременной передачи; возрастание
экстремального значения крутящего момента вредно отража-
ется и на работе электродвигателя;
увеличивается отличие кривой скоростей точки подвеса
штанг от синусоиды и кривой ускорений той же точки от ко-
синусоиды. При этом во многих случаях возрастают макси-
мальные (пиковые) значения скоростей и ускорений за цикл
действия насоса.
Таким образом, чем меньше отношения г/1 и r/К, тем лучше
должна работать насосная установка, но при этом значительно
увеличиваются габаритные размеры станка-качалки: чем
меньше г fl, тем больше высота станка-качалки и чем меньше
r/К, тем больше его длина. Отсюда увеличивается металлоем-
кость станка-качалки, увеличиваются размеры его фундамента
йоимость монтажных работ. Например, если вместо гЦ —
W0-'4 и г1К=№ принять г fl=0,25 и г!К— 0,3, то высота станка-
^t^nK-и увеличится на 60%, а длина станины примерно
Таким образом, с одной стороны с приближением кинемати-
Ж?' Ческой схемы станка-качалки к идеальной, т. е. с уменьшением
Отношения г// и г/К, эксплуатационные свойства станка-качалки
ж^'улучшаются и расходы на его эксплуатацию снижаются, а сдру-
--гой стороны, при этом растут капиталовложения (стоимость
станка-качалки и его фундамента). Отсюда следует, что для вы-
Жг- :0QPa оптимальных значений показателей г// и г/К нужно найти,
^^Шиааользуя опытные и расчетные данные об износе деталей стан-
^ков с различными значениями г/1 и г/К, суммы эксплуатацион-
' и капитальных затрат. Значения показателей г/1 и г/К,
§ЭДрН которых получается наименьшая сумма капитальных и экс-
плуатационных расходов за весь предполагаемый срок службы
тайка-качалки, и будут оптимальными. При проектировании
^Отечественных станков-качалок величины г/1 и г/К для макси-
мальных длин ходов
г/1~ 0,4 и г!К = 0,5.
SL - Эти условия диктовались соображениями экономии кали-
льных вложений, т. е' стоимости станка-качалки и фунда-
йИента [9, 10], без учета экономии эксплуатационных расходов
ЖЙ1. Рассмотрим, как влияет увеличение значений г fl и г/К на
Як^усилия в звеньях и шарнирах четырехзвенника. Два четырех-
"’Шаениика при крайнем верхнем положении балансира и одной
<М''>той же длине кривошипа в обеих схемах (рис. 13). Один из
-?них четырехзвенник, схема которого принята в действующем
Стандарте на станки-качалки для максимальных длин ходов
<’(рис. 13,а), другой — четырехзвенник, применявшийся ранее
(рис. 13,6).
На схемах показаны усилия, возникающие в звеньях при
^Як&вгрузке на головку балансира РСкв=5000 кгс при условии
‘‘‘ж^Ьлько роторного уравновешивания станка. Усилие в шатуне
ЖД!рм. рис. 13,а) составляет примерно 5600 кгс, или 112% по-
резной нагрузки на головку балансира, в то время как на схеме
Ис. 13,6 усилие в шатуне увеличивается всего на 6%. Анало-
усилие вдоль балки балансира, увеличивающее износ его
ЖШ^оДшипников, а также износ подшипников траверсы и т. д., на
13, а составляет Ре=2700 кгс, а на рис. 13,6 1800 кгс,
т, е. в первом случае усилие больше в полтора раза.
В то же время из сравнения обеих схем следует, что при
более совершенной кинематике (см. рис. 13,6) резко увеличи-
i ваются размеры станка-качалки, а значит и его металлоем-
кость, размеры фундамента, стоимость всей установки. Кроме
того> такая схема дает сравнительно небольшой выигрыш всни-
Жении бесполезных усилий в шарнирах и звеньях, что и послу
Sb®, 23
жило в свое время одним из аргументов для введения в стан-
дарт показателей r/Z=0,4 и г/К=0,5.
При выборе показателей совершенства четырехзвенника
нужно принимать во внимание еще следующие условия.
Во-первых, износ подшипников качения в шарнирах четы-
рехзвенника увеличивается пропорционально действующей на
них нагрузке в степени, значительно большей единицы,— при-
близительно пропорционально кубу нагрузки. Поэтому, если
усилие увеличивается, например, всего на 5%, износ возрас-
тает примерно на 16%.
Рнс. 13. Усилия в четырехзвениике.
а — гЦ=ОА. г/К=0.5; б —г/1=0,25, г/К=0,3
Во-вторых, на износ подшипников, усталостный процесс
в материале звеньев (особенно шатуна и кривошипного пальца)
существенно влияют на изгибающие и скручивающие усилия,
возникающие в четырехзвениике вследствие всегда имеющихся
неточностей в изготовлении и монтаже станков-качалок. Так.
шатун рассчитан (при роторном уравновешивании и прямой ки-
нематической схеме по рис. 12 а) только на растягивающие
усилия, а балансир — только на изгиб, кривошипный палец —
только на изгиб в плоскости, перпендикулярной его оси и т. д.
Поэтому появление значительных скручивающих усилий в ша-
туне, балансире, траверсе и т. д. резко увеличивает напряже-
ния в них и ускоряет усталостный процесс.
В кривошипном пальце, например, возникают дополнитель-
ные напряжения. Эти дополнительные напряжения тем больше,
чем больше жесткость конструкции четырехзвенника, которая
зависит (при прочих одинаковых условиях) от размеров
звеньев четырехзвенника. Чем длиннее эти звенья (длину кри-
24
вошипа считаем неизменной), тем жесткость меньше, значит
меньше и вредные усилия, возникающие от перекосов. Это
объясняется тем, что случайные отклонения от заданного поло-
жения конца того или иного звена пропорциональны первой
степени его длины, а дополнительные усилия, возникающие
при этом, обратно пропорциональны квадрату длины звена.
Поэтому принятые максимальные значения отношений
rll=Qt4: и г1К=0,5 по некоторым показателям не лучшие. Воз-
можно, что оптимум этих показателей соответствует меньшим
значениям отношений г/l и г/К.
В некоторых работах авторы предлагают увеличить показа-
тель r/К до 0,7. Рассмотрим четырехзвенник с показателями
г/1=0,4 и г/К=0,7 (рис. 14). При на-
грузке на головку балансира РСкв =
5000 кгс усилие в шатуне, а следова-
V тельно, и на кривошипном пальце
РШат=7000 кгс, т. е. на 40% больше по-
..£ • лезной нагрузки. Усилие вдоль балан-
!йГ сира, а следовательно, дополнительное
усилие на всю систему траверсы Ре =
5000 кгс геометрически складывается
с нагрузкой РСКв = 5000 кгс и значительно
увеличивает напряжения в балке балан-
’*&’ сира и траверсы. Но здесь следует
5^ также учитывать влияние жесткости
конструкции четырехзвенника на износ
подшипников и напряжения в звеньях,
так как при увеличении показателя
г/^ с 0,5 до 0,7 жесткость резко возрас-
Рис. 14. Усилия в четы-
рехзвеннике при г//=0,4,
г/К = 0,7
, тает.
Из изложенного следует, что рассматриваемый вариант не-
приемлем, тем более, что даже стандартное значение г/К =
=0,5 принято, как мы видели, с недостаточным обоснованием.
Неприемлемо также и отношение плеч балансира Ai/ft, имею-
щее значения до 1,7.
Рассмотренные показатели совершенства четырехзвенника
относились к максимальной длине хода, которую не всегда при-
меняют на практике. При применении обычной длины хода
показатели четырехзвенника улучшаются, так как уменьшается
длина кривошипа. Однако это не может служить основанием
для выбора режима откачки, так как оптимальный режим
откачки определяется более значимыми факторами, обуслов-
ленными работоспособностью подземного оборудования.
Тем не менее на промыслах при организации профилакти-
ческих ремонтов станков-качалок надо учитывать ужесточение
условий работы четырехзвенников на максимальной длине хода.
Немаловажное значение в теории и практике глубиннона-
сосной эксплуатации имеет влияние степени совершенства че-
25
тырехзвенника на работу штанг. Как уже говорилось выше,
с увеличением отношений г/1 и r/К кривые скорости и ускоре-
ния точки подвеса штанг заметнее отличаются от синусоиды и
косинусоиды соответственно (см. рис. 4).
В процессе рассмотрения влияний отклонений величин ско-
ростей и ускорений от идеальных значений при максимальных
и минимальных усилиях в штангах за цикл действия насоса
выяснилось, что вплоть до значений г)1=Ъ,А и г1К=0,5, т. е.
максимальных принятых в стандарте, влияние это незначи-
тельно и им можно пренебречь во всех практических работах
[9, 10, 12]. При увеличении показателей за пределы вышеука-
занных значений максимальные нагрузки на штанги при про-
чих одинаковых условиях возрастают, а минимальные снижа-
ются, что ухудшает условия работы штанг.
Независимость максимальных и минимальных нагрузок на
штанги за цикл действия насоса отражена в формулах (7) и
(8), в которых отсутствуют поправки на несовершенство четы-
рехзвенника. Между тем, в полных формулах А. С. Вирнов-
ского для экстремальных нагрузок эти поправки учитываются.
При очень больших глубинах спуска насоса и сравнительно
высоких числах качаний (уже за пределами применимости
формул А. С. Вирновского) степень совершенства кинематики
станка-качалки может существенно влиять на максимальные и
минимальные усилия в штангах.
Редуктор станка-качалки
Размеры и стоимость редуктора зависят от следующих па-
раметров.
1. Общего передаточного числа редуктора, т. е. отношения
частоты вращения ведущего шкива редуктора к частоте враще-
ния кривошипного вала. Но частота вращения кривошипа —
это число качаний балансира, которое чаще всего изменяется
в пределах 5—15 качаний и в этом интервале легко регулиру-
ется сменой диаметра шкива на электродвигателе. Частота вра-
щения вала асинхронных двигателей, применяемых на промыс-
лах, в большинстве случаев составляет 1500 (синхронных)
об/мин. Отсюда следует, что передаточное число редуктора мо-
жет быть постоянным для всех типоразмеров станков-качалок
или незначительно варьировать, что удобно и целесообразно
при проектировании и изготовлении редукторов. И действи-
тельно, стандартные редукторы имеют передаточное отноше-
ние, равное 38.
2. Максимально допустимого (расчетного) крутящего мо-
мента на кривошипном валу редуктора. Поскольку передаточ-
ное отношение редукторов постоянное, то определяющим пара-
метром, от которого зависят размеры и стоимость редукторов
различных типоразмеров станков-качалок, является в основном
26
крутящий момент. С увеличением максимального кру-
JJJuiero момента масса и стоимость редукторов быстро увеличи-
ваются. Максимальный крутящий момент изменяется от 100
12000 кгс-м в станках-качалках различных типоразмеров.
$fja. габаритные размеры редуктора также влияют следующие
«Показатели: вид зубчатой передачи (косозубая или шеврон-
|ОШя) и тип зубчатого зацепления (эвольвентный или Нови-
кова). При косозубой передаче габаритные размеры и масса
;« редуктора меньше габаритных размеров и массы при шеврон-
Ю ной (елочной). Выпущенные по ГОСТ 5866—66 станки-качалки
fife р редукторами, в которых применена косозубая передача с за-
Й»гцеплеиием Новикова, имеют меньшие массу и габаритные раз-
меры редукторов, чем ранее выпускавшиеся по ГОСТ 5866—51
йТЙе.эвольвентными зацеплениями и елочными передачами (станки-
-^ачалки СКН). Однако при эксплуатации редукторов с косозу-
иС'^рй передачей они оказались недостаточно надежными, что и при-
Й№₽ело к замене ее шевронной, но также с зацеплением Новикова.
Наконец, габаритные размеры редукторов зависят также
от качества стали, а также качества механической и термиче-
Йзддсбй обработки зубьев шестерен.
Тем не менее габаритные размеры редукторов для станков-
якШацалок различных типоразмеров данной серии обычно по ос-
Кй*'-Йовным конструктивным элементам и качеству обработки рабо-
ЙшгДих поверхностей определяются только заданной максимальной
Иэдреличиной крутящего момента на кривошипном валу.
Величина фактического крутящего момента на кривошип-
КгЫом валу редуктора, и частота вращения этого вала — важней-
Ждойе факторы, от которых зависит износ рабочих деталей ре-
^Дуктора, а следовательно, надежность работы редуктора, в ча-
Кщстности, его технический ресурс.
Очевидно, что износ зубчатых передач и подшипников при
Д|^’очих одинаковых условиях пропорционален числу качаний.
® |иДИЯние же величины крутящего момента на износ зубчатых
дЕ^И^редач более сложно: износ зубьев пропорционален величине
ж? крутящего момента в степени, существенно большей единицы.
Разумеется, речь идет о величине максимального крутящего
Д^(рмента за цикл действия насоса, так как именно эта величина
ЖДртределяет износ. Однако поскольку каждый редуктор рассчи-
на определенное максимально допустимое значение крутя-
момента, то заметное превышение его в процессе эксплуа-
ЖШции редуктора приводит к существенному увеличению темпа
Д^зноса зубьев (и подшипников), а иногда к выкрашиванию
дажЖри даже слому зубьев.
нЗиду.л Из изложенного следует, что надежность и долговечность
Ж&^^аботы редуктора зависят в первую очередь от фактической
^й^ЛИЧины максимального крутящего момента на кривошипном
за чикл действия насоса. А это означает, что как при пер-
ЖМюначальном выборе станка-качалки, так и в процессе его
27
эксплуатации нельзя допускать перегрузки его редуктора по
крутящему моменту, как нельзя допускать и превышения мак-
симально допустимой нагрузки на балансир в точке подвеса
штанг.
Чтобы выделить основные факторы, от которых зависит кру-
тящий момент (рис. 15), примем следующие условия, пре-
дельно упрощающие задачу.
1. Длину шатуна будем считать бесконечно большой. По-
этому угол р близок к нулю в течение всего цикла работы на-
соса.
2. Инерционные усилия массы штанг и жидкости столь
малы (небольшое число качаний), что ими можно пренебречь.
3. Нагрузка в точке подвеса штанг составляет: при ходе
вверх Рскв^Рук'+Рт; при ходе вниз РСкв=Рш', т. е. нагрузки
за каждую половину цикла постоянны.
При принятых условиях усилия в шатуне будут всегда та-
кими же, как и усилия в точке подвеса штанг (плечи балансира
считаем одинаковыми — Ki = K), т. е. при ходе вверх
Ршат = Рж + Рш> при ходе ВНИЗ Ршат = Р'ш- (10)
Определим тангенциальную (касательную) силу, действую-
щую на кривошипный палец. Для этого разложим силу в ша-
туне Ртат на касательную Т и нормальную (последняя направ-
лена вдоль кривошипа)
Г = Ршат sin <р, (11)
где <р — угол поворота кривошипа от начального положения.
Для приведения станка-качалки в движение сила Т должна
преодолеваться электродвигателем через ременную передачу и
редуктор.
Как видно из формулы (11), сила Т имеет максимальное
значение в середине ходов вверх и вниз, причем в первом слу-
чае этот максимум равен Ршат, а во втором — Ршат (со знаком
минус). В крайних нижнем и верхнем положениях кривошипа
Т=0.
Составим формулу для крутящего момента (см. рис. 15):
Л1кр = гТ -= гРШат sin ф. (12)
Подставим в (12) значение РШач из (10) и получим:
при входе вверх
Мкр = Г (Лк + Ли) 8Шф;
при ходе вниз (13)
Мкр = гРш81Пф.
Во второй из этих формул Л4кр имеет отрицательное значе-
ние в соответствии со знаком sin ф при изменении ф от 180
до 360°.
28
Из формул (13) следует, что крутящий момент изменяется
за цикл действия насоса так же, как и тангенциальное усилие.
Построим по формулам (13) кривую крутящего момента
за цикл действия насоса для равноплечного балансира и при
рж'=3000 кгс, Рт =2000 кгс, S0=2 м, r=S0/2=l м.
Кривая (рис. 16, а) характеризует ненормальные условия
работы станка-качалки, т. е. редуктора, ременной передачи и
Рис. 15. Определение крутящего мо-
мента на кривошипном валу редуктора
а
юоо
О 60° 120° 180° 26-0° 300°у
Рис. 16. Кривые крутящих моментов
на кривошипном валу при идеальной
кинематике станка-качалки и отсутст-
вии инерционных нагрузок в точке
подвеса штанг.
а — без уравновешивания; б — при полном
уравновешивании
двигателя; большие положительный момент при ходе вверх и
отрицательный момент при ходе вниз, когда вес штанги «тянет»
за собой электродвигатель. С целью выравнивания нагрузки на
редуктор, ременную передачу и двигатель и снижения ее мак-
симального значения надо уравновесить ее часть.
Определим нужную величину контгруза простым способом.
Обозначив искомый вес контргруза через Q, будем иметь при
ходе вверх:
а при ходе вниз учитываем то, что вес штанг действует по на-
правлению движения их и принимаем его со знаком минус:
—Р in + Q-
29
Приравнивая эти выражения, получим
Р ж 4- Рш —-Q — —Рш + Q
или
(2 = ^ + Р'ш
(14)
Формула (14) выражает общеизвестное правило: уравнове-
шивающий груз должен быть равен половине веса столба жид-
кости плюс вес штанг (погруженных в жидкость).
Примем в этом примере чисто роторное уравновешивание и
поместим для простоты рассуждений роторный контргруз так,
чтобы его центр тяжести совпадал с кривошипным пальцем
(см. рис. 15). Тогда крутящий момент, развиваемый роторным
контргрузом, будет
Qr = r + sincp. (15)
При этом момент контргруза будет действовать при ходе
вверх так, что снизит нагрузку на редуктор, ременную передачу
и двигатель, а при ходе штанг вниз, наоборот, повысит на-
грузку.
Подставим выражение (15) в формулы крутящего мо-
мента (13):
при ходе вверх-
(Р' \ Р
MKp = r(P« + Pm)sin<p—I 81Пф = г —эшф; (16)
при ходе вниз
/ р' \ р'
Л4кр = гРш sin <р 4~ f I -у-4-Т’ш I sin<p = —r-^-sin ф. (17)
Принимая во внимание, что sin<p при ходе вниз (интервал
от 180 до 360°) отрицателен, из формул (16) и (17) следует,
что кривые моментов в обоих случаях представляются одина-
ковыми положительными полусинусоидами. Максимальные зна-
чения моментов одинаковы при ходах вверх и вниз:
р'
(AtKn)max — г—~ •
Они равны произведению радиуса кривошипа на половину
веса столба жидкости. Напомним, что Рж' обозначает вес
столба жидкости сечением, равным сечению плунжера и высо-
той, равной расстоянию от приведенного динамического уровня
до устья скважины плюс напор от противодавления на устье.
Вместо длины (радиуса) кривошипа можно подставить поло-
вину длины хода S0/2. Кроме того, учтем возможное неравен-
30
(18)
Ю'плеч балансира (Ki#=K). Тогда окончательно полная фор-
да максимального крутящего момента при полной уравно-
денности станка-качалки будет выглядеть так:
fc' (Л1кр)тах= V -V-=°’25Sop«-
Л * z
' В нашем примере Рж'=3000 кгс и S0=2 м. Подставим эти
данные в формулу (18) и построим кривую моментов за полный
цикл действия насоса, т. е. при изменении ф от 0 до 360°
(рис. 16, б).
Из сравнения максимальных значений моментов на рис. 16, а
И рис. 16, б видна огромная роль полного уравновешивания для
работы всей установки: для редуктора, ременной передачи, дви-
гателя и даже отчасти штанг, поскольку при неуравновешен-
^йом станке-качалке плавность движения точки подвеса тоже
Нарушается. Действительно, на рис. 16, а максимальный момент
Доставляет 5000 кгс-м, а на-рис. 16, б он равен всего 1500 кгс-м,
-причем одинаков за обе половины цикла и является наимень-
§!'Й1ИМ возможным для данных условий.
При неполном уравновешивании, например, если уравнове-
ичийен только вес штанги, максимальный момент при ходе вверх
п будет равен 3000 кгс-м, т. е. удвоится по сравнению с полным
> уравновешиванием. Если редуктор рассматриваемого станка-
С’кдчалки рассчитан на максимальный момент 1500 кгс- м (его
рассчитывают на полное уравновешивание), тогда работа стан-
КД-качалки с фактическим моментом, равным 3000 кгс-м, при-
. #ёдет к быстрому выходу его из строя.
g Из формулы (18) следует, что величина максимального мо-
Пента существенно зависит еще от длины хода So. Однако
родина хода станка-качалки диктуется выгодностью применения
^Возможно более длинного хода, так как при этом улучшаются
'Условия работы штанг и удлиняется срок службы насоса. Сле-
дорательно, единственным путем достижения возможно ,мень-
шей величины крутящего момента является полное уравнове-
шивание станка-качалки. Только когда редуктор изношен и его
ремонт или замена затруднительны, длину хода уменьшают
ЙС Компенсацией производительности установки за счет соответ-
ствующего увеличения числа качаний.
Й; При рассмотрении методики по определению основных фак-
ig'topOB, влияющих на величину крутящего момента на кривошип-
ном валу, были сделаны допущения с целью упрощения реше-
ЬЙ1Я задачи. При расчете точного значения крутящего момента
снимем эти допущения за исключением пренебрежения вли-
&3&ием собственного веса звеньев преобразующего механизма и
^.Постоянства угловой скорости вращения кривошипа.
л С учетом возможных перемещений А. М. Пирвердян вывел
^равнение крутящего момента. Для чисто роторного уравнове-
31
шивания момент определяется по формуле
Л*кР — *^0
и
coSo
^скв—rQ sirup,
(19)
где Рскв — переменная в течение всего цикла работы насоса
нагрузка в точке подвеса штанг. Обычно ее определяют по
практической динамограмме и поэтому здесь в эту величину
Рею входят и силы инерции, и силы трения; (v/a>S0) — отноше-
ние фактической скорости точки подвеса штанг к ее теоретиче-
ской скорости, т. е. к скорости, которая имела бы место при
идеальной кинематике (бесконечно длинный шатун); <оЗо— мно-
житель, учитывающий влияние на величину момента степени
совершенства четырехзвенника. Значения этого множителя
определяют по таблицам [9]; г — радиус центра тяжести
роторного контргруза; Q — вес контргруза; ф— угол поворота
кривошипа от начального положения.
Рассмотрим точный расчет крутящего момента. Динамо-
грамма снята на глубокой стендовой скважине (рис. 17). За-
дача состоит в том, чтобы рассчитать и построить кривую кру-
тящих моментов на кривошипном валу станка-качалки для кон-
кретного случая.
Исходные данные для расчета следующие.
Станок-качалка............................ СКН10-3315
Глубина спуска насоса L, м........... • 1402
Диаметр насоса Он, мм ......................... 32
Длина хода So, м............................... 1,5
Число качаний в минуту п....................... 7,4
Погружение h, м................................ 20
Диаметр, мм:
штанги.................................. 22 (32%) 19 (68%)
трубы .............................. 73
Динамограмму, приведенную на рис. 17, заменяют снятой
одновременно с ней динамограммой в функции угла поворота
кривошипа <р (рис. 18, а). Напомним, что ф=<й/, где <о = лп/ЗО—
угловая скорость вращения кривошипа; t — время. Значения
РСкв по формуле (19) берут в интервалах изменения ф через 10°
по этой динамограмме. Величину (о/юЗо) определяют по табли-
цам [9] в соответствии с показателями гЦ и г/К.
Радиус центра тяжести роторного контргруза принимают
равным радиусу кривошипа г. Вес контргруза определяют по
формуле (14), но с введением отношения длин плеч балансира
К]/К, поскольку это отношение у станка-качалки СКН 10-3315,
на котором снимались динамограммы, составляет 1,2, т. е.
0 = « 1,2(3240 + 530) = 4515 кгс.
Подставляя исходные данные в формулу (19), момент рас-
считывают с интервалом ф в 10° и строят кривую крутящих
32
ромеитов (рис. 18, б). Из рассмотрения этой кривой следует,
что при ходе вверх максимальный момент равен 940 кгс-м,
а при ходе вниз 1030 кгс-м, т. е. разница между ними состав-
ляет всего 90 кгс. Это вполне приемлемо, хотя повторным по-
Рис. 17. Реальная динамограмма глубин-
ного насоса
строением при несколько уменьшенном Q можно достичь еще
более близкого совпадения моментов при ходах вверх и вниз.
Рассмотрим кривую моментов подробнее.
Во-первых, из сравнения рис. 18, а и рис. 18,6 видно, что
Рис. 18. Кривая крутящих моментов на кривошипном валу.
а — дииамограмма в точке подвеса штанг; б — кривая моментов при полном уравнове-
шивании; в — кривая моментов при уравновешивании на 75%
максимальные значения моментов как при ходе вверх, так и
при ходе вниз сдвинуты влево: вместо 90 при 60° и вместо 270
при 250°. Сказывается влияние инерционной нагрузки от массы
штанг (см. рис. 18, а).
Во-вторых, максимальные пики моментов совпадают с мак-
симальной нагрузкой в точке подвеса штанг, что имеет сущест-
венное практическое значение.
2
Заказ № 2517
33
В-третьих, на кривой моментов имеются отрицательные
участки, когда станок-качалка не работает от двигателя, а, нао-
борот, передает мощность двигателю. При этом зубья в зуб-
чатых зацеплениях редуктора ударяются сначала одной своей
стороной, затем другой. Это вызывает характерный стук в ре-
дукторе при работе станка-качалки и усиливает износ зубьев
и ремней ременной передачи.
Необходимо стремиться к уменьшению отрицательных мо-
ментов, в частности, тщательным уравновешиванием станков-
качалок.
Для установления важности полного уравновешивания стан-
ков-качалок выполним еще расчет по излагаемой методике для
нашего конкретного примера. Положим, что мы не полностью
уравновесили станок-качалку, а использовали 75% веса контр-
груза, соответствующего формуле (14), т. е. вместо 4515 кгс
поместим на кривошипе 3400 кгс. Подставив последнюю цифру
в формулу (19) и выполнив все расчеты, строим кривую момен-
тов, соответствующую этому случаю (рис. 18, в). Новая кри-
вая резко отличается от кривой полного уравновешивания
(см. рис. 18, б). Максимальный момент при ходе вверх уве-
личился в 1.5 раза, а отрицательный момент возрос в 3 раза.
Неравномерность загрузки всех наземных звеньев установки,
включая двигатель, сильно возросла. Совершенно очевидно су-
щественное ухудшение условий работы редуктора, ременной
передачи и двигателя. Таким образом, неуравновешенность
станка-качалки всего на 25% уже приводит к серьезным по-
следствиям.
Рассмотренный способ точного вычисления крутящего мо-
мента неприменим на практике, особенно при необходимости
быстрого определения момента. Такой расчет необходим при
выборе оборудования и режима откачки, при контроле степени
загрузки редуктора. Для решения этой задачи Р. А. Рамазано-
вым была предложена простая эмпирическая формула:
(Мкр)тах = 3OSo+O,24So (Pmax-Pmln), (20)
где So — Длина хода точки подвеса штанг; Ртах и Pmin — мак-
симальная и минимальная нагрузки в точке подвеса штанг за
цикл действия насоса. Их определяют либо по динамограмме,
либо тогда, когда момент нужно рассчитать заранее — по фор-
мулам (7) и (8).
По формуле Рамазанова можно определить максимальный
момент только для условий полного уравновешивания станка-
качалки и полного заполнения цилиндра насоса жидкостью.
Формула (20) основана на предположении (это и обусло-
вило ее простоту), что максимальный крутящий момент сов-
падает по времени с максимальной и минимальной нагрузками
в точке подвеса штанг в цикле насоса. Это подтверждается
рис. 18. Однако максимальный момент совпадает не с первой
34
икой на динамограмме (особенно при больших диаметрах на-
:^осов), а со второй и даже третьей («горбы» от собственных ко-
^Дебаний штанг и столба жидкости). Это было установлено
н работах [27, 34]. Поэтому фактическая величина момента ока-
ЗЕУ-‘зуйается большей, чем полученная по формуле Рамазанова,
^формула Рамазанова дает немного заниженное значение мо-
-мента. Но поскольку более точной и столь же простой формулы
пока нет, нужно пользоваться ею, так как даже приближенное
Знание максимального момента очень важно для практики. При
этом только надо иметь в виду, что расчет по формуле Рама-
занова для больших диаметров насосов (более 55 мм) может
дать заниженное на 20—25% значение момента.
Способы уравновешивания
насосной установки
Уравновешивающий контргруз
по формуле
в общем случае рассчиты-
Q = -^-
К
(21)
Р»
2
Эта формула справедлива для условий, когда цилиндр на-
Соса полностью заполняется жидкостью и центр тяжести ротор-
.КЙрго груза совпадает с концом кривошипа (кривошипным паль-
[Я^М). При балансирном уравновешивании центр тяжести контр-
за принимается расположенным в точке сочленения шатуна
длансиром.
^>;,'Если эти условия не выполняются, то вес контргруза будет
чаться от рассчитанного по формуле (21). Рассмотрим эти
^^(Йовия несколько подробнее.
’ Вес контргруза для полного уравновешивания станка-ка-
$Длки как роторного, так и балансирного зависит от его ме-
положения в первом случае на кривошипе станка-качалки,
| во втором — на балансире. Кроме того, размеры и массы
тргрузов (плит) различны даже у одного и того же типо-
цзмера станка-качалки в зависимости от даты изготовления.
^Дбэтому практически уравновесить станок-качалку в соответст-
вии с расчетом можно, только пользуясь специальными номо-
граммами или формулами, составленными именно для данного
.......... Мй0Размера станка-качалки. Для старых станков-качалок
.'Шифром СКН (ГОСТ 5866—51) 1 формулы, по которым опре-
‘й:О5£ИЯЮт местоположение грузов на кривошипе и число плит на
^алвнсире, имеются в справочниках по добыче нефти, в ин-
О(;^РУКЦИЯХ АзИНМАШа и брошюрах А. М. Рабиновича [32, 33].
станков-качалок с шифром СК (ГОСТ 5866—662) удобные
* Сейчас действует ГОСТ 5866—76.
2 То же.
35
номограммы даются в паспорте-инструкции, прилагаемой к каж-
дому станку-качалке.
Уравновешивание станков-качалок в соответствии с расче-
тами нужно обязательно делать перед пуском вновь установлен-
ного станка-качалки и перед изменением параметров уже экс-
плуатируемого (изменение длины хода, диаметра насоса, глу-
бины спуска насоса). Обычно уравновешивание станка-качалки
проверяют ампер-клещами.
Однако если мощность электродвигателя намного превышает
потребную, то контроль ампер-клещами ничего не дает, так как
сила тока почти не различается при ходах вверх и вниз, не-
смотря на неуравновешенность установки.
Далее, если вес столба жидкости в насосных трубах доста-
точно точно известен, то контроль ампер-клещами просто не
нужен. Тогда точность расчетного способа уравновешивания
выше точности уравновешивания ампер-клещами, так как по-
следние достаточно инерционны. В то же время сила тока при
работе станка-качалки резко меняется и стрелка амперметра
отклоняется в результате инерции больше, чем нужно, что и
вносит погрешность в показания прибора. Однако вес столба
жидкости не всегда заранее известен из-за отсутствия точных
сведений о местоположении динамического уровня жидкости
в скважине и степени разгазирования столба жидкости в на-
сосных трубах. Применение ампер-клещей в таких случаях
неизбежно.
Плиты роторного контргруза на кривошипах надо распола-
гать в строгом соответствии с инструкцией по эксплуатации
станков-качалок. В частности, при нечетном числе плит на
каждом кривошипе нужно устанавливать их «крест-иакрест»,
т. е., если на одном кривошипе две плиты сверху, а одна снизу
кривошипа, то на втором кривошипе должно быть две плиты
снизу, а одна сверху. Число плит на каждом кривошипе и
расстояния от центра вала до центров тяжести соответствую-
щих плит должны быть одинаковыми на обоих кривошипах.
Если же выполнять это правило, то уравновешивание расчет-
ным способом практически невозможно.
Использование роторных плит, без которых можно пол-
ностью уравновесить станок-качалку, нежелательно. Такие
плиты создают бесполезную нагрузку на опоры кривошипного
вала и увеличивают металлоемкость насосной установки.
Уравновешивание станков-качалок с помощью ампер-клещей
обычно выполняют передвижением плит на кривошипах «на
глаз», затем уравновешенность снова контролируют ампер-кле-
щами и т. д. вплоть до получения одинаковой максимальной
силы тока при ходах балансира вверх и вниз. Эта довольно
трудоемкая операция может быть упрощена использованием
способа уравновешивания ампер-клещами, разработанного
А. М. Рабиновичем [33]. Этот способ заключается в том, что по
36
замерам максимальной силы тока, получающимся при ходах
вверх и вниз, по специальной несложной формуле и таблицам
сразу определяют число делений на шкалах кривошипов, на
которые нужно передвинуть плиты, чтобы уравновесить станок-
качалку. Рекомендуем пользоваться этим способом, изложен-
ным в работах [32, 33].
Если скважина работает с незаполнением цилиндра насоса,
то необходимый для уравновешивания контргруз нужно рас-
считывать по формуле:
0 = 4к[Рш+ф(2-г]п)
A L 1
(22)
где г]п — коэффициент подачи насоса либо заранее известный,
либо определяемый по динамограмме.
Как видно из формулы (22), масса контргруза при незапол-
нении цилиндра насоса всегда больше, чем при полном запол-
нении (при прочих одинаковых условиях). Значит при неза-
полнении цилиндра установка должна быть переуравновешена.
В руководствах [32, 33] по номограммам легко определить до-
полнительный контргруз для уравновешивания станка-качалки.
Необходимость переуравновешивания установки при неза-
полнении цилиндра насоса объясняется следующим. Нагрузка
от веса столба жидкости действует не только при ходе вверх,
но и по некоторой длине хода вниз (чем больше эта длина, тем
меньше коэффициент подачи т]п).
Преимущества и недостатки роторного и балансирного
уравновешивания заключаются в следующем.
При роторном уравновешивании инерция масс контргрузов
не влияет на работу четырехзвенника и на усилия в точке под-
веса штанг. Она воспринимается опорами кривошипного вала.
Регулировка уравновешивания передвижением грузов вдоль
кривошипов очень удобна и может быть выполнена с любой
степенью точности. Шатун и траверса работают на растяжение.
К недостаткам роторного способа уравновешивания отно-
сятся, в особенности в станках-качалках большой грузоподъем-
ности, значительные усилия, воспринимаемые шатуном, подшип-
никами траверсы и кривошипным пальцем, что создает тяжелые
условия работы этих деталей. Даже при полном отсутствии
инерционных сил в точке подвеса штанг при средних и длинных
ходах неизбежно возникновение отрицательных крутящих мо-
ментов на кривошипном валу.
К преимуществам балансирного способа уравновешивания
относятся сравнительно небольшие усилия, действующие в ша-
туне, траверсе, на опоры кривошипного вала и особенно на
кривошипный палец. Недостатки этого способа следующие: ре-
гулирование уравновешивания станков-качалок средней и боль-
шой грузоподъемности крайне неудобно; усилия в четырехзвен-
37
растягивающие, а только сжимающие усилия, что вызывает не-
обходимость некоторого увеличения его жесткости.
Нагрузка, прижимающая кривошипный вал к его опорам,
намного больше нагрузки станка-качалки с прямой кинематиче-
ской схемой, так как эта нагрузка равна сумме усилий, дейст-
вующих на шатун, и веса контргруза (роторного). Необходимо
значительно упрочить опоры и увеличить их массивность. При
обращенной схеме нагрузка на стойку станка-качалки — растя-
гивающая и значительно меньшая, чем при прямой схеме. Точно
так же балка балансира нагружена значительно меньше, чем
при прямой схеме и поэтому конструкция ее намного легче.
По-видимому, жесткость четырехзвенника с обращенной ки-
нематической схемой меньше, чем при прямой схеме.
Наконец, весьма немаловажным преимуществом обращенной
схемы является выравнивание при прочих одинаковых условиях
кривой крутящих моментов на кривошипном валу — уменьше-
ние пиковых как положительных, так и отрицательных мо-
ментоВ.
Недостатком обращенной схемы является опрокидывающий
момент установки, действующий в сторону расположения устья
скважины. Это нужно иметь в виду при проектировании фун-
дамента под станок-качалку.
Загрузка четырехзвенника и редуктора
в зависимости от высоты подъема жидкости
Нагрузка в точке подвеса штанг представляет в основном
сумму веса штанг и веса столба жидкости. Для каждого станка-
качалки установлена предельная нагрузка в точке их подвеса.
Если фактическая нагрузка не будет превышать допустимую, то
по мере увеличения высоты подъема жидкости доля веса столба
жидкости в общей нагрузке должна уменьшаться соответственно
возрастанию доли веса штанг. В то же время максимальный
крутящий момент на кривошипном валу редуктора прибли-
женно может быть выражен как
Отсюда следует, что увеличение глубины спуска насоса при
постоянной длине хода So и неизменной предельной нагрузке
в точке подвеса штанг ведет к существенному уменьшению кру-
тящего момента. Следовательно, одновременно полностью ис-
пользовать грузоподъемность станка-качалки и его мощности
практически невозможно: при малой высоте подъема жидкости
грузоподъемность станка-качалки используется не полностью,
а редуктор полностью загружен по крутящему моменту; при
40
средних и больших глубинах спуска насоса наоборот, грузоподъ-
емность может быть использована полностью, а редуктор бу-
дет недогружен.
НАСОСНЫЕ ШТАНГИ И ТРУБЫ
Назначение штанг и условия их работы
Штанговая колонна является передаточным звеном от балан-
сира станка-качалки к насосу и представляет собой гибкую уп-
ругую нить, предназначенную, строго говоря, для несения только
растягивающей нагрузки. Отношение ее диаметра к длине
в среднем равно 0,00002.
Работа штанговой колонны характеризуется следующим.
1. В течение каждого цикла работы насоса штанги испыты-
вают переменные нагрузки: при ходе вверх колонна нагружена
помимо собственного веса еще весом столба жидкости и инер-
ционными усилиями от движущихся масс штанг и жидкости;
при ходе вниз — только весом штанг за вычетом силы инерции
массы штанг. Число перемен нагрузки в среднем составляет
10—17 тысяч в сутки. Нижняя часть колонны штанг (примерно
’/в ее длины, считая от насоса) разгружена под действием силы
Архимеда от собственного веса. В то же время при ходе штанг
вниз в насосе возникают силы сопротивления, направленные
против движения штанг. В результате нижняя часть штанговой
колонны испытывает не просто переменную, а знакоперемен-
ную нагрузку в течение каждого цикла действия насоса, т. е.
при ходе вниз она сжимается.
Сжимающие нижнюю часть колонны усилия приводят ее
к продольному изгибу, ограниченному стенками труб. След-
ствие продольного изгиба — возникновение дополнительных на-
пряжений в штангах от изгиба, усиление износа штанговых
муфт и труб, а также ослабление резьбовых соединений штанг.
Вследствие переменности нагрузки на штанги (а в нижней
части колонны и знакопеременное™ ее) в материале штанг
развиваются усталостные процессы, приводящие к внезапному
обрыву штанг, т. е. выходу из строя насосной установки и не-
обходимости проведения подземного ремонта для ликвидации
обрыва. Из-за усталости металла происходит почти 100% всех
обрывов штанг, так как запас прочности на статическую на-
грузку от растяжения в среднем в современных штангах состав-
ляет от 3 до 5 крат. Более того, некоторые марки штанг с боль-
шим пределом упругости дают увеличенное число обрывов по
сравнению с другими марками с меньшей прочностью на рас-
тяжение, но более выносливых при переменной нагрузке.
2. В штанговой колонне имеется большое число резьбовых
соединений (в среднем более 100), что создает сравнительно
высокую вероятность самопроизвольного отвинчивания штанг.
41
Основными причинами этого вида неполадок являются недо-
статочное крепление резьбовых соединений, плохая смазка и
загрязнение резьб, упорных поверхностей торцов муфт и бурти-
ков головок штанг. Не последнюю роль играет также продоль-
ный изгиб нижней части колонны при применении насосов сред-
него и большого диаметра.
3. Штанги постоянно работают в жидкости, свойства и
состав которой существенно влияют на работоспособность
штанг.
4. Штанговые муфты во многих местах соприкасаются с внут-
ренней поверхностью труб и изнашиваются. Износ муфт приво-
дит иногда к поломке их или нарушению резьбового соедине-
ния. Особенно часты эти неполадки в скважинах со значитель-
ной кривизной ствола.
Усталостные процессы в материале штанг
Обычно при расчете штанг принимается, что напряжения
растяжения (сжатия) по поперечному сечению штанги одина-
ковы в любых точках сечения. В действительности, вследствие
неоднородности массы металла, состоящей из разно ориентиро-
ванных кристаллов и аморфных частиц, напряжения в разных
частях любого сечения штанги далеко не одинаковы. В некото-
рых точках оно меньше, чем расчетное, в других точках значи-
тельно больше. Естественно, что некоторые точки с завышенным
напряжением окажутся и на поверхности штанги. В этих ме-
стах вследствие переменности нагрузки, испытываемой штангой,
с течением времени происходит микроскопический сдвиг ча-
стиц металла и постепенно образуется трещина (невидимая
даже при сильном оптическом увеличении), на дне которой соз-
дается высокая концентрация напряжений. Трещина неизбежно
увеличивается в ширь и в глубь сечения штанги. По мере раз-
вития трещины равнодействующая нагрузка на сечение дей-
ствует уже не по оси тела штанги, а смещается в сторону, про-
тивоположную от начала трещины. В результате в оставшейся
еще целой части сечения, помимо повышенных растягивающих
напряжений, появляются еще и напряжения от изгиба. Поэтому
в некоторый момент времени при достаточном развитии тре-
щины происходит почти мгновенный обрыв штанги.
На схеме торца оборванной штанги (рис. 19) заштрихован-
ная часть его имеет зернистую структуру и светлый оттенок —
по этой части сечения и происходит излом. Незаштрихованная
часть торца сглажена — это след трещины (направление раз-
вития ее указано стрелками). Сглаженность этой поверхности
обусловлена тем, что при переменной нагрузке трещина то рас-
ширяется, то снова смыкается и при этом выступающие зерна
металла сглаживаются. Не исключено и корродирующее влия-
ние жидкости, проникающей в трещину.
42
Усталостные трещины образуются также по следующим при-
чинам.
1. Наличие на поверхности штанг механических поврежде-
ний (рисок, лунок) от ударов металлическими предметами. На
дне риски (особенно поперечной) или лунки создаемся концен-
трация напряжений и трещина начинает быстро увеличи-
ваться.
2. Проявление перенапряжений в поверхностном слое ме-
талла, возникающего из-за изгиба штанги при ее транспорти-
ровке или подъемно-спускных операциях. Поэтому необходимо
тщательно следить за тем, чтобы дефектные штанги не попали
Рис. 19. Схема торца оборванной штанги
Рис. 20. Головки штанг (схемы).
а — по старому ГОСТу; б — по новому ГОСТу
с g
в скважину, а также предупреждать возникновение этих де-
фектов.
Кроме того, трещины усталости образуются еще по причине,
присущей самой конструкции штанговых соединений. В голов-
ках штанг, выпускавшихся по старому ГОСТ (рис. 20, а),
резьба нарезана, начиная от основания конуса. Очевидно, что
на первую нитку резьбы действует вся нагрузка, испытываемая
штангой, и в то же время на дне канавки этой нитки возникает
концентрация напряжений, как и в любом надрезе, перпенди-
кулярном оси штанги и расположенном в месте резкого изме-
нения сечения головки. По этому опасному сечению и происхо-
, дят обрывы штанг, причем число обрывов по резьбе составляет
' нередко 50%, а иногда и 80% всех обрывов. Здесь играет роль
и жесткость соединения: при малейшем перекосе муфты полу-
чается еще и изгиб конуса. Перекос муфты может быть след-
ствием нарушения гладкости поверхностей торца муфты или
заплечика головки штанги.
В соответствии с новым ныне действующим стандартом на
штанге между резьбой и основанием конуса введена выточка
(рис. 20, б), благодаря которой многократно уменьшается кон-
центрация напряжений в первой нитке резьбы, в частности; и
за счет уменьшения жесткости соединения. Сравнительные про-
мысловые испытания обеих конструкций штанговых соединений
43
показали существенное снижение частоты обрывов в резьбе
штанг по новому стандарту.
На обрывы в резьбе влияют также крутящий момент, при-
лагаемый при креплении резьбы во время спуска штанг в сква-
жину, и чистота резьбы, торцов муфты и заплечиков головки
штанги.
Оптимальная величина момента (в кгс-м) при креплении
штанговых соединений следующая.
16-мм штанги..................... 30
19-мм » 50
22-мм » .... 70
25-мм » 105
Большое влияние на процесс усталости имеет среда, в ко-
торой работают штанги, т. е. состав и свойства откачиваемых
жидкости и газа.
Стандартные испытания металлов на усталость проводят
следующим образом. На специальных машинах стандартные
образцы металла подвергаются знакопеременной нагрузке
с симметричным циклом. Первый образец испытывают при срав-
нительно большой нагрузке, создающей, например, напряжения
в образце несколько более половины предела прочности. Поло-
жим, что после миллиона циклов нагружения образца он сло-
мался. Тогда на следующий образец того же металла нагрузка
снижается и образец выдерживает, например, три миллиона
циклов до поломки. Берется третий образец и нагрузка еще
несколько снижается и т. д., пока очередной образец выдержит
10 миллионов циклов и не поломается. Напряжение в металле
этого последнего образца принимается за предел усталости
данного металла. Предполагается, что деталь, выполненная из
такого металла, будет служить неопределенно долгое время при
условии, что напряжения в ней не превысят предела усталости
и поверхность ее не будет подвергаться коррозии. Так проводят
стандартные испытания на усталость на воздухе.
Если же испытуемые образцы поместить в жидкую среду,
даже в чистую пресную воду, то предел усталости сразу же
резко снижается. По И. Л. Фаерману [41], причина этого яв-
ления состоит в том, что находящиеся в жидкости поверхностно-
активные вещества адсорбируются на поверхности металла,
в том числе и в мельчайших трещинах, и при переменной на-
грузке на штанги не дают возможности силам сцепления между
частицами металла сомкнуть щели. В результате концентрация
напряжений в трещинах усиливается, и трещина быстро уве-
личивается.
В пластовых жидкостях содержание поверхностно-активных
веществ намного больше, чем в чистой пресной воде, а отсюда
и значительное уменьшение предела усталости штанг. Поэтому
при исследовании штанг мы имеем не просто предел усталости,
а именно коррозионный предел усталости. Это надо всегда
44
помнить, так как штанги одной и той же марки стали могут
показать различный предел усталости (а следовательно, и раз-
личную частоту обрывов) в скважинах различных залежей. На-
конец, в продукции некоторых скважин,содержатся агрессивные
компоненты (сероводород, углекислый газ или одновременно и
тот и другой), которые еще больше способствуют увеличению
обрывов.
Коррозионный предел усталости может с течением времени
снижаться.
Расчет штанг на усталостную прочность
Определение коррозионного предела усталости металла на-
сосных штанг обычным способом сложно и недостаточно точно.
Кроме того, цикл нагрузки на штанги асимметричный. Если
рассматривать две скважины, в которых максимальная на-
грузка на штанги за цикл действия насоса одинаковая, а мини-
мальная (при ходе штанг вниз) различная, то условия работы
штанг будут различными. Там, где изменение нагрузки от мак-
симальной до минимальной больше, условия тяжелее. Поэтому
необходимо учитывать степень изменения нагрузки, а не только
ее максимальное значение. Не останавливаясь на соотношениях
асимметричного и симметричного циклов нагрузки, изложим
ниже в окончательном виде ныне применяемую методику рас-
чета штанг на усталостную прочность.
В основу расчета положена по предложению А. .С. Вирнов-
ского формула
^прив — V ^тах^а > (23)
где Отах — напряжение в штанге от максимальной нагрузки,
кгс/мм2; Оа — напряжение в штанге от амплитуды нагрузки,
кгс/мм2; Оприв — искомое приведенное напряжение, кгс/мм2.
Величины Отах и оа определяют следующим образом:
п _ Рmax . Рmax Рmin
°max — » °а — >
/ш z/m
где Ртах и Рты рассчитывают по упрощенным или полным фор-
мулам А. С. Вирновского (7) и (8). Таким образом, Оприв зави-
сит от глубины спуска насоса, его диаметра, числа качаний,
длины хода и других параметров скважины. Задача по опре-
делению допускаемого Оприв была решена группой специалистов
под руководством И. Л. Фаермана. Для решения ее было уста-
новлено систематическое наблюдение за работой нескольких
десятков новых штанговых колонн, спущенных в различные
скважины. При этом скважины, содержащие в продукции серо-
водород или углекислый газ в достаточном количестве, и
с сильной кривизной были исключены из наблюдения.
45
Наблюдения заключались в фиксации усталостных обрывов
штанг и определении числа обрывов, приходящихся в год на
каждый комплект штанг. Затем вычисляли значения Оприв для
верхней штанги в каждом комплекте и строили зависимость чи-
сла обрывов в год на один комплект (в среднем) от величины
приведенного напряжения в верхней штанге в отдельности для
каждой марки штанг.
Характерная зависимость числа обрывов штанг от приведен-
ного напряжения получена по формулам элементарной теории
насосной установки, дающей заниженные значения этой вели-
чины (примерно на 15—20% действительных).
Рис. 21. Зависимость числа обрывов
штанг от приведенного напряжения
в точке их подвеса
По мере увеличения Оприв число обрывов штанг увеличива-
ется сначала медленно, а затем при оПрив>8 кгс/мм2 оно резко
возрастает. Поэтому было принято считать, что допускаемое
значение Оприв, т. е. (оПрив)доп=8 кгс/мм2 для данной марки
штанг (по формулам А. С. Вирновского (оприв)доп= 10 кгс/мм2).
Это означает, что если в скважинах, эксплуатирующих данные
залежи и оборудованных штангами данной марки, Оприв будет
не больше, чем (Оприв)доп=8 кгс/мм2, то мы будем иметь в год
на скважину в среднем не более двух обрывов.
По значениям (оПрив)доп составляют таблицы допускаемых
глубин спуска для этой марки штанг колонн различной кон-
струкции: одно-, двух- и трехступенчатых.
Б. Б. Круман предложил [24] несколько иную зависимость
для расчета приведенного напряжения в штангах, принципи-
ально не отличающуюся от (23), но значительно упрощающую
все расчеты.
Таким образом, расчет штанг на усталостную прочность
основан непосредственно на данных промыслового опыта. По-
этому значения допускаемых приведенных напряжений, полу-
ченные на данном нефтяном месторождении, могут оказаться
завышенными или заниженными для других месторождений.
Кроме того, поскольку (бприв)доп получаются из осредненных
46
данных, то число обрывов штанг в отдельных скважинах, не-
смотря на равенство 6Прив в этих скважинах, может значительно
отличаться. Далее, два обрыва в год как допустимая средняя
норма — условный показатель. В других случаях максимально
допустимое число обрывов может быть и больше, и меньше.
Желательно, чтобы на каждом крупном месторождении или
группе месторождений величину (оприв)доп определяли опыт-
ным путем и по нему рассчитывали таблицы штанг для кон-
кретных природных условий.
Зависимости частоты обрывов штанг от режима откачки,
глубины спуска насоса и времени их работы определены
А. С. Вирновским [16]. Рассмотрим кратко окончательные ре-
зультаты, полученные им.
Вероятная частота усталостных обрывов штанг по А. С. Вир-
новскому выражается так:
Фобр = *Л
Рн\3-27*+о-13£2А+1
/
(24)
где DH, dm — диаметры насоса и штанг соответственно; L —
длина штанг (глубина спуска насоса); п — число качаний; Ь,
k — коэффициенты, зависящие только от материала штанг и
свойств рабочей среды.
Их величину следует определять путем статистической обра-
ботки практических данных, характеризующих работу штанг
данной марки.
Формула (24) в основном применима при средних числах
качаний и средних глубинах спуска насосов. При высоких же
числах качаний и особенно значительной глубине спуска на-
соса частота обрывов будет пропорциональна числу качаний
в степени выше единицы.
Из формулы (24) следует также, что частота обрывов не
зависит от длины хода. Это может быть при сравнительно не-
больших ходах. При длинных ходах силы инерции заметно уве-
личивают амплитуду и максимальную нагрузку на штанги, что
несколько увеличивает частоту обрывов штанг.
Особенно резко возрастает частота обрывов с увеличением
диаметра насоса и глубины его спуска. Так, при значении А,
близком к единице (углеродистые штанги), и неизменном диа-
метре штанг частота обрывов пропорциональна диаметру на-
соса и глубине спуска приблизительно в кубе: если диаметр
насоса или глубина спуска увеличиваются вдвое, частота об-
рывов штанг возрастает в 8 раз.
Эти закономерности имеют большое практическое значение
при выборе оптимального режима откачки. Очевидно, что диа-
метр насоса и число качаний должны быть минимально необ-
ходимыми для обеспечения заданной производительности уста-
новки.
А. С. Вирновский исследовал также вопрос о зависимости
частоты обрывов штанг от времени. Оказалось, что эта зави-
симость определяется в конечном итоге величиной входящего
в формулу (24) эмпирического коэффициента k: при k<_\ ча-
стота обрывов штанг убывает с течением времени: при k=l
она постоянна и при /?>1 она возрастает с течением времени.
В основном на месторождениях величина k близка к единице
и поэтому частота обрывов штанг постоянна. При этом комплект
штанг работает неопределенно долгое время лри условии за-
мены оборвавшихся штанг новыми. Однако этот вопрос еще
требует дальнейшего изучения.
При изучении частоты обрывов штанг во времени надо иметь
в виду следующее важное обстоятельство, четко сформулиро-
ванное Б. Б. Круманом. Почти в каждом комплекте имеются
штанги с дефектами заводского происхождения и возникшими
при транспортировке и спуске штанг в скважину (риски, за-
боины и т. д.). Естественно, что при работе штанг действи-
тельно наблюдаются довольно частые обрывы в первые не-
сколько месяцев после их спуска. Затем, когда дефектные
штанги выйдут из строя и будут заменены новыми, обрывы
уменьшаются и частота их стабилизируется. Таким образом,
надо выдержать это время, не прибегая к замене комплекта.
При этом подразумевается, что марка штанг и конструкция ко-
лонны выбраны правильно применительно к данным условиям
работы штанг.
А. С. Вирновский обосновал закон нормального распределе-
ния частоты обрывов штанг по длине колонны, т. е. распреде-
ления при условии, что все штанги в комплекте (колонне) под-
вержены только растягивающим нагрузкам. Распределение по
этому закону в среднем для достаточно большого числа колонн
обрывов углеродистых штанг следующее (в % всех обрывов).
Верхняя треть колонны..................... 43,2 37,7
Средняя треть............................ 33,4 33,4
Нижняя треть............................. 23,4 29,1
Примечание. Первый столбец—для насосов малого
диаметра, второй — для насосов среднего и большого диаметров.
Во втором столбце более равномерное определение объяс-
няется тем, что различие в условиях работы верха и низа ко-
лонны менее значительное, чем при малом диаметре насоса.
Однако на практике такое распределение обрывов штанг
соответствует только для насосов малого диаметра. Для на-
сосов большого диаметра (согласно исследованиям И. Л. Фаер-
мана и его сотрудников) наибольшая частота обрывов штанг
приходится на нижнюю треть колонны. По И. Л. Фаерману,
причиной «аномального» распределения обрывов штанг при на-
сосах больших диаметров (рис. 22) является то, что нижняя
часть колонны штанг при ходе вниз испытывает сжимающие
48
усилия, не учитываемые в теории нормального распределения.
Эти сжимающие усилия возникают вследствие трения плунжера
в цилиндре и других явлений. Важно то, что эти силы резко
возрастают с увеличением диаметра насоса и вызывают про-
дольный изгиб низа колонны штанг тем больший, чем больше
диаметр насоса, так как стрела прогиба зависит в первую оче-
редь от диаметра насосных труб. При изгибе возникают допол-
нительные и притом значительные по величине напряжения из-
гиба и кручения в штангах, суммирующиеся с напряжениями
растяжения, что и приводит к быстрому развитию усталостных
трещин и росту частоты обрывов в нижней части колонны. Для
Рис. 22. Фактическая частота обрывов штанг по
длине колонны по данным И. Л. Фаермана в за-
висимости от диаметров насосов.
(в мм): Г —70—95; 2 — 32—44
снижения обрывности штанг в нижней части колонны необхо-
димо применять тяжелый низ, т. е. некоторое число штанг над
насосом, имеющих повышенный вес и жесткость.
Неполадки при работе насосных труб
Колонна труб испытывает переменную нагрузку, так как при
ходе штанг вверх часть веса столба жидкости (сечением, рав-
ным сечению плунжера) не воспринимается колонной труб,
а при ходе вниз — воспринимается. Однако эта переменная
часть нагрузки (в отличие от штанг) составляет сравнительно
небольшую долю постоянной нагрузки. Постоянная же на-
грузка складывается из собственного веса труб и части веса '
столба жидкости в трубах, которая не передается на штанги
при ходе вверх и действует постоянно на трубы. Чем больше’
диаметр насоса, тем доля переменной нагрузки больше. Так,
при диаметре насоса 43 и 60 мм переменная нагрузка равна
приблизительно 17% постоянной. А при максимальном стан-
дартном диаметре насоса, равном 93 мм, переменная нагрузка
составляет 30% постоянной, в то время как для штанг она
в 3—4 раза больше постоянной. Поэтому и усталостные про-
цессы в трубах проявляются во много раз слабее, чем в штан-
гах. Обрыв труб вследствие усталости металла — довольно ред-
кое явление. Трубы с гладкими концами обрываются по наи-
более нагруженному сечению, т. е. по первой нитке резьбы.
Наиболее существенная неполадка в трубах при эксплуата-
ции скважин — это потеря герметичности резьбовых соединений.
Нарушение герметичности приводит к потерям в текущей
49
добыче нефти и сложным дорогостоящим ремонтным работам.
Поэтому остановимся на этом вопросе подробнее.
Прежде всего герметичность соединений труб зависит от
свойств откачиваемой жидкости. При откачке чистой нефти
обычной вязкости (не говоря уже о высоковязкой нефти) утечки
в резьбовых соединениях наблюдаются очень редко. Промысло-
вая практика показывает также, что утечки наблюдаются да-
леко не часто и при обводненности скважин до 50—60%. Но
при возрастании обводненности за пределы 60% частота уте-
чек и их интенсивность резко увеличиваются. Только после спе-
циальных исследований А. Я. Литвинова это явление получило
исчерпывающее объяснение. Оказалось, что в зависимости от
величины расхода нефтеводяной смеси в трубах (дебита жид-
кости и степени обводненности ее) имеются две структуры по-
тока— капли воды в нефти или капли нефти в воде. При де-/
битах жидкости, наиболее характерных для насосных скважин,
при обводненности до 50—60% чаще всего мы имеем структуру
вода в нефти, т. е. внешней средой является нефть и, следова-
тельно, стенки труб обтекает нефть. Отсюда редкие случаи течи
и их небольшая интенсивность при обводненности до 50—60%.
При обводненности выше этого предела имеет место структура
капли нефти в воде. Внешней средой, обтекающей стенки труб,
является вода, а отсюда и резкое увеличение утечек. Это объ-
ясняется тем, что вязкость нефти в 5—10 и более раз выше
вязкости воды.
При исследовании скважин выяснилось, что при откачке чис-
той нефти средней вязкости (4—10 сП) утечки абсолютно от-
сутствуют. Но как только нефть заменяется на воду, трубы на-
чинают течь. Однако утечки в трубах зависят не только от вяз-
кости нефти, но и от других ее физических свойств, например,
при обтекании стенок труб нефтью закупориваются мельчай-
шие щели между нитками резьбы. По-видимому, в щелях при-
стенные слои образуются из адсорбирующихся на поверхности
металла частиц нефти. Пристенные слои полностью закупори-
вают щели.
Герметичность насосных труб зависит также от следующих
показателей.
1. Определенного крутящего момента, развиваемого при
креплении резьбовых соединений. Недостаточная величина кру-
тящего момента способствует возникновению течи. Чрезмерно
большой крутящий момент вызывает преждевременный износ
резьбы.
2. Чистоты резьбы и хорошей ее смазки. Смазка должна со-
держать антифрикционные компоненты.
3. Числа свинчиваний и развинчиваний, т. е. частоты под-
земных ремонтов с подъемом труб.
4. Износа штанговыми муфтами тела трубы в зоне резьбо-
вого соединения.
50
КГ Износ штанговых муфт следует рассматривать вместе с из-
Kti'i носом внутренней поверхности труб, находящейся в контакте
К; с муфтами. Это — пара трения, в которой трущиеся поверхности
(Д:. взаимодействуют. Кроме того, трубы изнашиваются в резьбо-
ВрЯ вом соединении, вызывая возникновение утечек в резьбе — наи-
fe более тяжелые неполадки в работе всего подземного оборудо-
М' вания (до 80% всех случаев утечек [23, 24]).
К. Рассмотрим износ трущихся поверхностей при их омывании
ВИ в основном пластовой водой, не содержащей сероводорода. При
fe* систематическом смачивании трущихся поверхностей нефтью из-
Еа нос пары штанговая муфта — труба сравнительно невелик. Pa-
К. зумеется, здесь речь идет о скважинах, достаточно близких
Кг к вертикальным. При значительной кривизне ствола скважины
мт’ износ пары может быть весьма интенсивным и при откачке
Й:1 даже чистой нефти.
Б. Б. Круман в своих экспериментах спускал в чисто нефтя-
Ьь. ную и сильно обводненные скважины тщательно взвешенные
к образцы муфт и коротких труб (патрубков) и определял взве-
Ш шиванием их износ с течением времени. Оказалось, что в пер-
& вом случае (в нефти) интенсивность износа муфт и внутренней
поверхности патрубков с течением времени уменьшается. Это
Й1- чисто механический износ поверхностей. По мере износа удель-
№. ное давление в паре уменьшается, так как поверхности сопри-
w косновения трущихся тел возрастают. Совсем иная картина
*-Г получилась при работе пары в пластовой воде; с течением вре-
№.. менн интенсивность износа либо оставалась неизменной, либо
Вт- чаще всего возрастала. Абсолютный износ за одно и то же
ж* время в воде был значительно выше, чем в нефти.
гГр:? Это объясняется тем, что элементы поверхности патрубка
Им;; находятся в контакте с муфтой периодически и незначительное
Ж. время. В остальное время пластовая вода воздействует на по-
BKf верхность трубы, образуя тончайшую пленку коррозионных
№... окислов. Части поверхности трубы, не контактирующие с муф-
щИ той и покрытые такой пленкой, предохраняются от дальнейшей
ии"’. коррозии. А на поверхности трубы, по которой скользит штан-
говая муфта, пленка легко разрушается (снимается) вследствие
Ж'Г своей очень малой прочности и твердости. При последующих
циклах движения штанг эта картина каждый раз повторяется.
^Поверхность же муфты все время находится в контакте С тру-
Ш^бой и это затрудняет образование пленки. Площадь контакта
Муфты и трубы с течением времени возрастает вследствие из-
и&.ЯОса обеих поверхностей трения и отсюда упомянутое выше сни-
’жф.Жение темпа износа пары. Таким образом, мы имеем здесь
основном коррозионный, а не механический износ пары муф-
та — труба.
Г Этот вывод Б. Б. Крумана имеет принципиальное значение,
^'Так как объясняет основные массовые случаи износа штанг и
'iTpy6 в водяной среде. В частности, этим объясняется резкое
51
возрастание износа, наступающее при увеличении обводненно-
сти скважин более 50—60%• Действительно, удельные давления
в парах остаются при этом прежними и резкое возрастание
износа нельзя объяснить увеличением коэффициента трения на
воде по сравнению с коэффициентом трения на нефти, так как
эта разница очень мала.
Далее известно, что применение различных неметалличе-
ских направляющих дает обычно очень небольшой эффект, осо-
бенно в отношении износа труб (кстати, это подтверждается и
опытами Б. Б. Крумана [24]). В самом деле, разрушение кор-
розионной пленки на поверхности труб ввиду ее малой прочно-
сти происходит и при наличии неметаллических направляющих
так же, как и штанговой муфтой. Очевидно, что при значитель-
ном возрастании удельного давления в паре, наблюдающегося
в искривленных и особенно наклонно-направленных скважинах,
роль коррозионного износа будет уменьшаться, а значение чисто
механического износа возрастать. При очень больших нагруз-
ках, прижимающих муфты к трубе, будет практически чисто
механический износ пары.
На износ пары муфта — труба влияет также песок, содер-.
жащийся в откачиваемой жидкости: при наличии даже обыч-
ного содержания песка (0,1-—0,3%) износ возрастает.
Для предотвращения массового коррозионного износа при-
меняют [24] алюминиевые протекторы на штангах, предохрани-
тельные кольца, вставляемые в трубные муфты между тор-
цами труб для уменьшения износа в самом уязвимом месте —
в зоне резьбовых соединений труб.
ГЛУБИННЫЕ НАСОСЫ
Глубинный штанговый насос — вертикальный, одинарного
действия, с проходным плунжером. Ходы всасывания и нагне-
тания у него совпадают и осуществляются при движении плун-
жера вверх. При движении плунжера вниз происходит «холо-
стой» ход. Такие насосы имеют номинальные диаметры от 28
до 93 мм. Насосы классифицируют в зависимости от их диа-
метров:
малого диаметра................. 28, 32, 38, 43 мм
среднего диаметра • . 55 мм
большого диаметра 68, 82 , 93 мм и более
Насосы бывают невставные (трубные) и вставные: у пер-
вых цилиндр монтируется на резьбе на конце насосных труб и
спускается в скважину вместе с трубами; у вторых он преду-
смотрен внутри насосных труб.
Большим преимуществом вставного насоса является то, что
для его смены или проверки состояния насоса нет надобности
поднимать и спускать трубы, что намного упрощает и уско-
52
ряет подземный ремонт, удлиняет срок службы резьбовых сое-
динений труб. Эти преимущества вставных насосов проявля-
ются в тем большей степени, чем чаще приходится менять на-
сосы и чем больше глубина их спуска. Но если подъем-спуск
насосов осуществляется редко и глубины спуска небольшие,
преимущества вставных насосов существенно уменьшаются.
Дело в том, что вставной насос по сравнению с трубным такого
же диаметра требует задалживания насосных труб большего
диаметра. Так, 43-мм трубный насос можно спустить на 60-мм
трубах (внутренний диаметр 50 мм), а вставной требует при-
менения труб следующего большего диаметра, т. е. 73 мм (внут-
ренний диаметр 62 мм). При этом увеличивается вес насосного
подъемника в 1,4 раза. Кроме того, в скважинах, дающих вместе
с жидкостью песок, скорости восходящего потока при прочих
одинаковых условиях снижаются в среднем в 1,6 раза, что не-
желательно отражается на выносе песка.
Схема применения насоса с тяговым штоком для подъема
всасывающего клапана (рис. 23, а), применяемая при неболь-
шой длине хода плунжера, очень удобна, так как не требует
никаких манипуляций штангами для ловли и извлечения прием-
ного клапана. Недостатком этого насоса является увеличенное
вредное пространство за счет объема внутренней полости плун-
жера. Схемы, представленные на рис. 23, б, в, г, лишены этого
недостатка и применяются при любой длине хода плунжера.
В этих трех схемах приемный клапан извлекают специальными
захватными приспособлениями той или иной конструкции. Од-
нако надежность этих захватов недостаточна, что нередко, осо-
бенно на значительных глубинах, вызывает осложнения: при-
емный клапан не удается извлечь и приходится поднимать
трубы с жидкостью (если не применено устройство для спуска
жидкости в скважину перед подъемом труб).
Схема насоса с «пескобреем» предназначена для скважин,
дающих жидкость с песком или другими твердыми включе-
ниями (см. рис. 23, в). В насосах (см. рис. 23, а, б) верхнюю
наружную часть трубы плунжера выполняют конической с наи-
меньшим диаметром на конце трубы, так как при завинчивании
в трубу клапанного узла стенки трубы, хотя и незначительно,
раздаются. Если не сделать конец трубы коническим, плунжер
заклинится в цилиндре. Но при наличии песка в откачиваемой
жидкости песчинки легко попадают в увеличенный (благодаря
конусу) зазор, что способствует заклиниванию плунжера пес-
ком. Нагнетательный клапан имеется только в нижней части
плунжера (см. рис. 23, в), поэтому конусная обточка плунжер-
ной трубы не нужна и это в той или иной степени предотвра-
щает заклинивание песком.
В первых трёх схемах применяют полностью металлические
плунжерные пары и уплотнение зазора между плунжером и
цилиндром гидравлическое. В манжетном насосе уплотнение
53
зазора создается эластичными манжетами из резины или дру-
гого материала (на рис. 23, г изображены чашеобразные ман-
жеты, но применяются и другие конструкции манжет).
Из рассмотренных трубных насосов наиболее распростра-
ненными являются изображенные на рис. 23, б, наименее при-
менимы манжетные насосы. Последнее объясняется тем, что из-
носостойкость манжетной пары намного ниже в любых усло-
виях по сравнению с металлической плунжерной парой.
Рис. 23. Невставные (трубные) насосы
Наиболее распространенными из вставных насосов являются
насосы с неподвижным цилиндром и замком в верхней части
насоса (рис. 24, а). Такая схема удобна в эксплуатации, но
при очень большой глубине спуска его кожух, как и у труб-
ных насосов, испытывает переменную нагрузку значительной
величины, что может привести к смещению втулок цилиндра
и потере его герметичности. В отличие от трубных насосов тол-
щина стенки кожуха вставных насосов значительно меньше,
а значит, деформации при растяжении больше. Поэтому на
очень больших глубинах применяют схемы вставного насоса
с неподвижным цилиндром, но с замком в нижней части ци-
линдра (рис. 24, б) или подвижный цилиндр и неподвижный
плунжер (рис. 24, в). В процессе эксплуатации возможно об-
54
разование плотного осадка песка или других твердых частиц
даже при незначительном содержании их в жидкости (см.
рис. 24, б). Этот осадок может заклинить насос в трубах.
В схеме, представленной на рис. 24, в, образование осадка
предотвращается движущимся цилиндром, но гарантии от при-
хвата насоса и здесь нет.
Подробные описания конструкций насосов всех типов со-
держатся в справочниках и инструкциях [37, 38].
Надежность работы насоса зависит не только от конструк-
ции насоса, но в основном от рабо-
тоспособности и надежности его
рабочих пар: плунжерной, состоя-
щей из плунжера и цилиндра, и
клапанной пары, состоящей из ша-
рика и седла. Назначение, харак-
тер работы, конструкции этих пар
различны.
поверхностей и пока что
Виды износа плунжерной пары
Различают износы: механичес-
кий, коррозионный и абразивный.
Механический износ возникает
в том случае, когда рабочие по-
верхности плунжера и цилиндра
прижимаются друг к другу с неко-
торой силой. Механизм такого из-
носа сложен, зависит от силы, с
которой контактируют рабочие по-
верхности, свойств смазки и свойств
до конца не выяснен. Сущность механического износа примени-
тельно к плунжерной паре примерно состоит в следующем.
В момент перемещения плунжера на отдельных участках по-
верхностей плунжера и цилиндра возникают значительные
удельные давления, жидкость почти полностью выжимается
из зазора и возникает полусухое трение, приводящее к отрыву
очень малых частиц металла, т. е. к износу. В некоторых же
случаях на отдельных малых площадках соприкосновения плун-
жера и цилиндра жидкость полностью выжимается из зазора
и возникает сухое трение, которое может привести к задира-
нию трущихся поверхностей, отрыванию сравнительно больших
частиц металла от поверхности и, следовательно, к быстрому
износу пары.
В некоторых случаях, когда оторванные частицы металла
соизмеримы или даже больше зазора, плунжер заклинивается
в цилиндре.
Механический износ жесткой плунжерной пары особенно ин-
тенсивен в первый период работы нового насоса. Этот период
55
длится от нескольких часов до нескольких дней в зависимости
от условий работы (смазочных свойств откачиваемой жидкости,
скорости откачки и т. д.) и качества самой пары. Расширение
зазора снижает темп износа.
Коррозионный износ плунжерной пары может- быть следую-
щих двух видов.
1. Электролитическая коррозия. На плунжере при наруше-
нии или неплотности хромового покрытия образуется электри-
ческая пара: катод — стальное тело плунжера и* анод — хромо-
вый слой. Это приводит к точечному разрушению тела плун-
жера (точечная коррозия).
2. Абразивный износ. На рабочей поверхности чугунного
или стального цилиндра от соприкосновения с откачиваемой
коррозионной жидкостью образуется очень тонкий (молекуляр-
ный) слой окиси, который вскоре снимается движущимся плун-
жером. Перед последующим ходом плунжера пленка вновь об-
разуется и вновь снимается. В результате постоянно увеличи-
вается зазор между плунжером и цилиндром.
Абразивный износ в основном происходит при попадании
в зазор плунжерной пары песка, содержащегося в откачивае-
мой жидкости. Такой износ самый разрушительный. Даже при
очень малом содержании кварцевого песка, измеряемом со-
тыми и тысячными долями процента, абразивный износ резко
уменьшает срок службы плунжерной пары.
Сущность абразивного износа заключается в том, что по-
павшие в зазор песчинки с большой силой вдавливаются в ра-
бочие поверхности пары и быстро разрушают их, хотя и сами
при этом размельчаются. При абразивном износе на плун-
жере и в цилиндре часто образуются продольные риски вслед-
ствие воздействия сравнительно крупных песчинок. Кроме того,
по той же причине часто плунжер заклинивается в ци-
линдре.
При работе манжетной пары имеют место те же виды из-
носа. Но в этом случае уплотнение манжетной пары не гидрав-
лическое, а чисто механическое, обусловленное сильным при-
жатием рабочей поверхности манжеты к поверхности цилиндра
действием давления столба жидкости, находящегося в насос-
ных трубах.
Поэтому здесь происходит усиленный механический износ
манжет. Коррозионный износ самих манжет можно считать ис-
ключенным, поскольку всегда можно подобрать такой материал
для манжет, который не подвергается коррозии. Абразивный
износ в манжетной паре приобретает катастрофический харак-
тер: очень быстро изнашивается сама манжета, а особенно ци-
линдр. Это объясняется тем, что песчинки внедряются в тело
манжеты, образуя как бы наждачную поверхность. Поэтому
манжетные насосы, как правило, не применяются в «песочных»
скважинах.
56
Увеличение износостойкости плунжерной пары
Рассмотрим жесткую металлическую плунжерную пару, у ко-
торой плунжер и цилиндр имеют правильную геометрическую
форму цилиндров, рабочие поверхности которых совершенно
гладкие, оси плунжера и цилиндра в процессе работы насоса
всегда совпадают, откачиваемая жидкость лишена корродирую-
щих свойств и не содержит никаких твердых частиц. Очевидно,
что в зазоре такой плунжерной пары будет только чисто жид-
костное (гидродинамическое) трение и наша идеализирован-
ная пара будет работать неопределенно долгое время, сохра-
няя зазор неизменным, так как износа рабочих поверхностей
пары практически не будет.
Серийный выпуск такой идеализированной пары практически
неосуществим, но повышение износостойкости плунжерной
пары вполне возможно.
При механической обработке поверхностей плунжера и ци-
линдра стремятся уменьшить их волнистость и шероховатость.
Волнистость определяется микрометром (поверхность плунжера)
и пассиметром (втулки). Она представляет собой отклонение
диаметра изделия от номинала и для втулок находится обычно
в пределах плюс 5—30 мкм. Под шероховатостью подразумева-
ются мелкие, не видимые простым глазом, гребешки на рабочих
поверхностях высотой 0,2—0,4 мкм. Более точная обработка
значительно увеличивает стоимость плунжерной пары и поэтому
не всегда целесообразна.
Естественно, что оси рабочих поверхностей цилиндра и плун-
жера должны как можно меньше отклоняться от прямой линии.
Ось цилиндра, состоящего из втулок, фактически представляет
собой ломаную линию. Она тем ближе к идеальной прямой, чем
точнее выдержана перпендикулярность торцов втулок к их осям.
При безвтулочном цилиндре, состоящем из цельнотянутой
трубы, стремятся к тому, чтобы ось цилиндра имела минималь-
ную кривизну.
Для повышения износостойкости плунжерной пары большое
значение имеет высокая твердость рабочих поверхностей плун-
жера и цилиндра. В результате обширных исследований на спе-
циальных износных машинах и промысЛЪвых испытаний была
установлена относительная износостойкость применяемых в на-
стоящее время плунжерных пар. По убывающей износостойкости
эти пары располагаются так:
хромированный плунжер — азотированные стальные втулки;
азотированный плунжер — азотированные стальные втулки;
хромированный плунжер — закаленные стальные втулки;
хромированный плунжер — закаленные чугунные втулки.
Как видим, в большинство пар входит хромированный плун-
жер. Хромовое покрытие, наносимое электролитическим спосо-
бом, имеет очень высокую твердость и практически совершенно
57
не подвержено коррозии (за исключением случаев частичного
механического разрушения этого покрытия). Важно отметить,
что абсолютный износ хромированного плунжера по сравнению
с износом любого из упомянутых выше цилиндров всегда в не-
сколько раз меньше. Поэтому толщина хромового покрытия со-
ставляет обычно 70 мкм, а глубина азотированного слоя — не
менее 300 мкм.
На последнем месте по износостойкости стоит пара с чугун-
ной втулкой. Тем не менее в сравнительно легких условиях экс-
плуатации эту пару широко применяют, технология изготовления
достаточно проста.
В реальных условиях насосной добычи нефти вследствие не-
которой кривизны штанги, к которой присоединен плунжер не-
вставного насоса, возникает горизонтальная составляющая уси-
лия переменной величины, стремящаяся прижать плунжер
к стенке цилиндра. Поэтому необходимо тщательно контроли-
ровать «прямизну» первой от насоса штанги. При спуско-подъ-
емных операциях со вставным насосом следует применять спе-
циальный элеватор, который исключал бы необходимость подъ-
ема насоса с мостков за шток (во избежание изгиба тягового
штока).
Требования к волнистости поверхности цилиндра при при-
менении манжетного плунжера не такие жесткие, как к метал-
лической паре, но к шероховатости не менее жесткие. Износо-
стойкость манжетной пары зависит в основном от износостой-
кости манжет. Обширные исследования, проведенные в этом
направлении в Баку, показали хорошую износостойкость манжет
из нефтестойкой резины (манжеты ГрозНИИ).
Закономерности износа плунжерной пары
Теория износа плунжерной пары разработана А. М. Пирвер-
дяном [27, 29]. Она основывается на том, что износ цилиндра
пропорционален длине хода плунжера 5 в некоторой степени а:
ец=Ац(2Л50“, (25)
где ец — износ цилиндра; Ац—коэффициент пропорционально-
сти; t— время износа; а — показатель степени (по опытным
данным); п — число качаний в минуту.
Износ плунжера е„ выражается формулой, аналогичной (25),
с коэффициентом пропорциональности Ап-
Однако закономерности износа плунжера и цилиндра раз-
личны. Можно принять, что в обычной схеме насоса (короткий
плунжер, длинный цилиндр) плунжер срабатывается равно-
мерно по всей рабочей длине, поскольку вся она находится все
время в контакте с рабочей поверхностью цилиндра. При из-
носе цилиндра наибольший износ получается в средней части
цилиндра, к концам цилиндра износ уменьшается и в сечениях,
58
соответствующих крайним положениям конца рабочей поверх-
И? ности плунжера, износ практически не наблюдается. Эта кар-
& тина износа плунжерной пары в общем (статистически) под-
» тверждается на практике, хотя в отдельных местах и плунжера
fc и цилиндра обнаруживаются значительные отклонения от сред-
11' них значений износа и теоретически ожидаемых. Это обуслов-
8? лено возникновением в этих местах больших удельных давлений
между трущимися поверхностями.
Рис. 25. Эпюра износа плунжерной пары.
йн — начальный зазор; еп— износ плунжера; вц—износ цилиндра; I — длина плунжера;
S — длина хода плунжера
Рис. 26. Завнснмость коэффициента формы износа V от l/s и т=А„/Ап прн
а=2/з
Учитывая неравномерность износа цилиндра, А. М. Пирвер-
дян вводит специальный коэффициент формы износа Ф, учи-
тывающий указанную неравномерность:
Ф = /(//$, Аа/Ац). (26)
Этот коэффициент является функцией двух величин—отно-
шений длины плунжера I к длине хода плунжера 5 и коэффи-
циента износа плунжера к коэффициенту износа цилиндра. Оче-
видно, что без коэффициента Ф невозможно рассчитать утечку
жидкости в изношенном насосе, а следовательно, и определить
его работоспособность.
Показатель степени а в формуле (25), определяемый опыт-
ным путем [27, 29], варьирует в пределах 0,5—1. В целях упро-
щения последующего изложения вопросов работоспособности
плунжерной пары принимаем а=2/3. Рассмотрим эпюру износа
плунжерной пары (рис. 25) при следующих параметрах: а = 2/3,
//5=0,4 и т=Ап/Ац=0,3. На эпюре хорошо видны износы ком-
понентов пары: наибольший зазор образовался в середине
59
цилиндра, а по его краям зазор уменьшается вплоть до началь-
ной его величины. Практические эпюры износа, полученные об-
мером плунжера и втулок изношенного насоса, повторяют эту
картину лишь в общих чертах.
На графике зависимости коэффициента формы износа Ч*'
от 1/S и т=Ап/Ац (рис. 26) видно, что с увеличением этих ко-
эффициентов увеличивается износ плунжера и цилиндра. С уве-
личением показателя т при прочих одинаковых условиях
коэффициент формы Чг возрастает, а это означает-, что работо-
способность насоса уменьшается. Это и понятно, так как при
неизменном Лц увеличение показателя т означает снижение из-
носостойкости плунжера.
Утечки через зазор в металлической плунжерной паре
Рассчитаем величину утечки жидкости через зазор между
рабочими поверхностями плунжера и цилиндра. При ламинар-
ном движении в зазоре (ламинарный режим наиболее вероят-
ный) величину утечки рассчитывают по следующей выведенной
теоретически и проверенной экспериментально А. М. Пирвер-
дяном формуле:
q = 0,016g DnH&3 , (27)
vl
где q — суточная утечка жидкости через зазор плунжер-ци-
линдр, м3/сут; g— ускорение свободного падения, см/с2; £>н—
диаметр насоса, см; б — зазор на сторону, см; Н — напор, соз-
даваемый столбом откачиваемой жидкости высотой от приве-
денного динамического уровня в скважине до устья плюс про-
тиводавление на устье, м; v — кинематическая вязкость откачи-
ваемой жидкости, см/с2; I — длина контакта рабочих поверх-
ностей цилиндра и плунжера, м.
Формула (27) носит приближенный характер, так как она
не учитывает эффекта увеличения жидкости плунжером при
ходе его вверх. Однако это вносит существенную погрешность
в расчет при малых зазорах или очень вязкой жидкости.
В данном же случае важно рассмотреть общие закономерности
утечек и указанная погрешность здесь не играет роли.
Из формулы (27) следует, что утечки прямо пропорци-
ональны диаметру насоса и высоте подъема жидкости в первой
степени и зазору в кубе. Они тем меньше, чем больше вязкость
откачиваемой жидкости и длина плунжера. В данном случае
важно подчеркнуть зависимость утечки жидкости от величины
зазора в кубе. Так, если зазор возрастает вдвое, то утечки
увеличиваются в 8 раз, если зазор возрастает в 3 раза — утечки
увеличатся в 27 раз и т. д.
Насосы имеют следующие начальные зазоры на сторону.
I группа посадки — от 10 до 35 мкм или 0,01—0,035 мм;
II группа посадки —от 35 до 60 мкм или 0,035—0,06 мм;
60
Ill группа посадки — от 60 до 85 мкм или 0,06—0,085 мм.
Кроме того, выпускают насос I группы посадки с зазором
0,01—0,0225 мм.
Рассчитаем по формуле (27) утечки в новом 55-мм насосе
II группы посадки с зазором 0,05 мм, т. е. 0,005 см при средних
условиях эксплуатации: Я=600 м, v=0,03 см2/с и стандартной
длине контакта рабочих поверхностей пары Z= 1,2 м:
пли? noi 5,5-600-0,0053 n 1 о _з/
<7 = 0,016-981 —-----:---=0,18 мз/сут.
0,03-1,2
Подача нового 55-мм насоса в среднем примерно составляет
35 м3/сут. Значит утечки составят от фактической подачи насоса
0,18 as 0,005 или 0,5%.
35
Если бы откачивалась даже чистая вода, то утечки составили
1,5%. Как видим, утечки жидкости в новом насосе при средних
условиях эксплуатации очень велики. Относительная величина
утечек становится значительной только при большой высоте
подъема жидкости. *
Итак, гидравлическое уплотнение зазора может быть доста-
точно эффективным. Причем надо иметь в виду, что для нор-
мальной работы насоса необходима смазка трущихся поверх-
ностей плунжера и цилиндра и поэтому небольшие утечки жид-
кости неизбежны. Так, при эксплуатации очень обводненных
скважин иногда нельзя применять насосы I группы посадки во
избежание заклинивания плунжера вследствие задира трущихся
поверхностей.
Но по мере износа цилиндра и плунжера зазор увеличива-
ется и утечки быстро растут. Положим, что в приведенном выше
примере зазор увеличился с 0,05 до 0,2 мм, т. е. в 4 раза. При
этом согласно формуле (25) утечки возрастут в 64 раза и со-
ставят 11,5 м3/сут или 33% подачи насоса. Такой насос, конечно,
надо менять на новый, так как нецелесообразно терять треть
текущей добычи нефти.
В данном случае увеличение зазора на сторону в плунжер-
ной паре всего до 0,2 мм является пределом для срока службы
насоса, так как гидравлическое уплотнение его становится недо-
статочным.
Таким образом, гидравлическое уплотнение зазора действенно
только при его очень малой величине. Чтобы продлить срок
службы насоса, надо стремиться придать поверхностным слоям
рабочей части плунжера и цилиндра максимальную износостой-
кость.
Исходя из положения, что утечки жидкости через зазор
плунжерной пары пропорциональны кубу зазора (ламинарное
течение), принимая во внимание формулу (27), вводя коэффи-
61
циент формы износа, а также пренебрегая величиной началь-
ного зазора, А. М. Пирвердян получил выражение суточной
утечки жидкости:
9ср==0,016ф2^^-А3(2п5/)3“. (28)
V/
С другой строны, текущая подача насоса (при пренебреже-
нии начальным зазором) выразится как
Q = QH-?Cp, (29)
где QH — начальная подача насоса, м/3сут; Q — текущая его по-
дача, м3/сут.
Пользуясь формулами (28) и (29), выведем формулу полной
продолжительности работы насоса, т. е. работы его до прекра-
щения подачи вследствие износа плунжерной пары (предпола-
гая, что в клапанных парах насоса и во всех других частях его
утечек жидкости нет). Для этого в формуле (29) полагаем
Q—0 и, следовательно, <7cp = Qh, т. е. утечки приравниваем
к начальной подаче насоса. Далее вмес(то qCp подставляем ее
выражение из (28) и берем а=2/3 как наиболее вероятное.
После несложных преобразований получаем искомую формулу
[27, 29]:
л=—' У > <3°)
где Ту —полная (до прекращения подачи) продолжительность
работы насоса.
Формула (30) —приближенная, так как допущены опреде-
ленные упрощения, которые оговорены выше. Тем не менее, как
показывает практика ее применения, она вполне пригодна для
решения определенных производственных задач.
Из формулы (30) следует, что полная продолжительность
работы насоса (при наличии утечек жидкости только в плун-
жерной паре) вплоть до прекращения подачи жидкости, т. е.
его работоспособность, зависит от следующих факторов:
а) износостойкости (или износа плунжера и цилиндра, ха-
рактеризуемых коэффициентами Ац и Чг); б) длины плунжера I;
в) режима откачки, т- е. значений DB, S и п; г) условий экс-
плуатации— кинематической вязкости откачиваемой жидкости
v и высоты подъема (напора) жидкости Н.
Для определения влияния износостойкости цилиндра на ра-
ботоспособность насоса предположим, что мы имеем два на-
соса, которые работают при совершенно одинаковых условиях
и различаются только по износостойкости цилиндров, так что
= (31)
т. е. цилиндр второго насоса (с индексом 2) изнашивается вдвое
быстрее, чем цилиндр первого (с индексом 1). Задаемся значе-
62
нием //-5=1 и для первого насоса т=0,2, тогда для второго
насоса m=0,1.
Находим по рис. 26:
для первого насоса при тп=0,2; Ч'^ОДб;
для второго насоса при /п=0,1; Чг2 =0,325.
Обозначим полную продолжительность работы первого на-
соса Ti и второго Т2. Тогда, принимая во внимание выражение
(31) и найденные выше значения 4ri и Ч^ по формуле (30), со-
кращая одинаковые величины, находим
°'325 1/оз .о
Л Ф1 У (Лц)? 0,45 У
Значит насос, у которого износоустойчивость цилиндра вдвое
больше, проработает вдвое дольше (при принятом нами усло-
вии, что клапанные пары сохраняют все время первоначальную
работоспособность).
Теперь положим, что два насоса различаются только изно-
состойкостями плунжеров. В этом случае в формуле (30)
при сравнении работоспособностей насосов будут разли-
чаться только коэффициенты формы '*1Г1 и Ч’г- Считаем, что
в первом насосе плунжер вдвое износоустойчивее, чем во вто-
ром. Значит, для первого насоса Ч^=0,325, для второго насоса
4^ = 0,45
Т1 _ Ч’а __ 0.45 1 4
Т2 0,325 ’
Таким образом, износоустойчивость первого насоса с плун-
жером вдвое больше износоустойчивости второго и период его
работы на 40% больше периода второго.
Рассмотрим влияние длины плунжера на работоспособность
насоса. Оно обусловлено по формуле (30) изменением двух па-
раметров: I и Чг так, что сравнение работоспособностей двух
насосов с различной длиной плунжера при прочих одинаковых
условиях можно оценить по формуле
л/л=-^-К/а. (32)
Расчет по формуле (32) при разных величинах m (см. рис.
26) показывает, что изменение стандартной длины плунжера
(1,2 м) в ту или иную сторону даже в 1,5 раза несущественно
влияет на работоспособность насоса.
Это объясняется следующим образом. При увеличении длины
плунжера от 1\ до 12 значение радикала в формуле увеличи-
вается, так как при длинном плунжере утечки жидкости меньше,
чем при коротком. Но для длинного плунжера коэффициент
формы износа Ч'г больше, чем для короткого (см. рис. 26), так
63
как износ элементов цилиндра возрастает с увеличением длины
плунжера. Это в значительной степени и компенсирует выигрыш
от снижения утечек. Но, с другой стороны, имеются данные
АзНИПИнефть [26] по испытанию в скважинах насосов с удли-
ненными до 1,8 м плунжерами (и соответственно увеличенными
цилиндрами). По этим данным насосы с длинными плунжерами
показали значительное увеличение продолжительности работы
по сравнению со стандартными.
Такое противоречие между теорией и экспериментом требует
дальнейшего изучения.
Работоспособность насоса.
Преобразуем формулу (30). Вместо начальной подачи на-
соса QH подставим ее значение в развернутом виде:
QH = 1440—A Sn = BD2HSn. (33)
4
Подставляя (33) в (30), находим
(34)
t V gA*HSn
Рассмотрим, пользуясь формулой (34), влияние на работо-
способность насоса режима откачки жидкости, т. е. параметров
Dn, п, S.
Очевидно, что чем больше диаметр насоса DH, тем больше
продолжительность его работы. Например, если мы имеем два
насоса (DH) i = 45 мм и (£>н)2=32 мм, которые работают в со-
вершенно одинаковых условиях, то отношение сроков их работы
до полного износа составит:
Л/Т2=]Л(Дн)1/(Пн)2=/ 45/32 = 1,19.
При этом сравниваемые насосы различаются при подаче:
45-мм насос имеет вдвое большую подачу (продолжительность
его работы почти на 20% больше продолжительности 32-мм на-
сосов) .
Сравним теперь работоспособность двух насосов одинако-
вого диаметра, из которых первый тоже имеет вдвое большую
подачу по сравнению со вторым, но только за счет длины хода.
Для расчета принимаем /=1,2 м, т=0,3 (см. рис. 26); у пер-
вого насоса Si = 2,4 м, //5 = 0,5, Tj = 0,45; у второго насоса S2=
= 1,2 м, //5=1, ^2=0,66.
Отношение полных периодов работы:
7/7 = ^-1/52. =-21^-1/" 112=1,04.
гр! Г S, 0,45 V 2,4
Здесь выигрыш в продолжительности работы хотя и незна-
чительный, но все же есть.
64
Наконец, такое же сравнение выполним для случая, когда
у первого насоса п1 = 10 и у второго насоса п2=5.
71/72 = рЛ5/10 = 0,71.
Это означает, что насос с двойной подачей за счет числа
качаний проработает срок, на 30% меньше срока предыдущего
насоса.
Из рассмотренных примеров следуют выводы.
1. При одинаковых износостойкости плунжерных пар и ус-
ловиях эксплуатации работоспособность насосов может суще-
ственно различаться в зависимости от применяемого режима
откачки.
2. При одной и той же подаче наибольшую работоспособ-
ность имеет насос большего диаметра и наименьшую — с более
высоким числом качаний.
Увеличение подачи насоса за счет длины хода незначительно
отражается на продолжительности его работы. Отсюда следует,
что с точки зрения увеличения работоспособности насоса вы-
годнее всего применять насосы больших диаметров. Однако при
этом значительно возрастают нагрузки на станок-качалку и
штанги и требуется применять трубы большого диаметра.
Переходим к оценке влияния на работоспособность насоса
условий эксплуатации: высоты подъема Н и вязкости откачивае-
мой ЖИДКОСТИ V.
Очевидно, из формулы (34) работоспособность насоса об-
ратно пропорциональна корню квадратному из высоты подъ-
ема жидкости. Так, если один насос работает с высотой подъ-
ема 500 м, а другой — 200 м, то первый проработает вдвое
больше второго, хотя все прочие условия работы, в том числе
и износостойкость плунжерных пар, у них одинаковые.
На работоспособность насоса особенно влияет вязкость от-
качиваемой жидкости, так как величина вязкости изменяется
в очень широких пределах — в десятки и даже сотни раз.
Пользуясь формулой (34), построим кривую зависимости от-
носительной работоспособности насоса от величины относитель-
ной вязкости (рис. 27). Для этого примем за 100% работоспо-
собность насоса, откачивающего чистую воду вязкостью 0,01 см2/с.
Как видим, при откачке даже легкой нефти с вязкостью
0,05 см2/с работоспособность насоса возрастает в два с лишним
раза по сравнению с откачкой воды. Мы взяди за эталон рабо-
тоспособность насоса при откачке воды, имея в виду, что
в сильно обводненных скважинах (более 60% воды) в зазоре
плунжерной пары движется почти чистая вода.
Обычно снижение подачи насоса допускается на 10—30% и
затем насос заменяют новым. Отсюда и возникает понятие
срока службы /ср насоса. Обозначим QH — начальная подача
3 Заказ № 2617
65
нового насоса; QK — конечная его подача (перед сменой); i — до-
пускаемая степень снижения подачи.
i — QK/QH.
Опуская преобразования [27], вводим величину i в формулу
(34) и находим
/ср = ~
с₽ ф
д Г В (1 — t) Ру/
V gA^NSn
(35)
Таким образом, срок службы насоса определяется не только
работоспособностью плунжерной пары, но и величиной i. Возь-
Рис. 27. Зависимость полной относительной работоспособности Т насоса от
вязкости откачиваемой жидкости у
Рис. 28. График подачи насоса.
t — время; <2 — подача; /ср — срок работы
мем часто встречающееся значение i=0,8, т. е. снижение подачи
насоса за межремонтный период на 20%- Изобразим полную
работоспособность насоса и срок его службы при 1 = 0,8 (рис.
28). При этом срок его службы составит всего 45% срока рабо-
тоспособности. Значит используют лишь часть возможного пол-
ного времени работы насоса. Поэтому на практике часто имеют
место случаи, когда при одинаковой работоспособности двух
насосов сроки службы их существенно различаются, если в од-
ной из скважин (вследствие, например, высокой обводненности
ее продукции) насос выгодно менять значительно реже, чем
в другой, так как потери в текущей добыче из-за снижения по-
дачи жидкости сравнительно невелики.
Обычно показатели работоспособности насосов определяют
путем прямого осреднения их фактических сроков службы, а за-
тем путем сравнения их по разным промыслам или для разных
периодов времени делают выводы об изменении работоспособ-
ности насосов либо о влиянии природных условий на их износо-
стойкость и т. д.
66
Однако такой чисто арифметический подход к этим вопросам
может привести к большим ошибкам.
Конечно, рассчитать по формуле (34) абсолютный срок слу-
жбы насосов весьма затруднительно из-за сложности определе-
ния на практике величины Дц, характеризующей износ цилиндра,
и показателя т. Но нашу методику можно широко применять
для сравнения работоспособности насосов или относительной из-
носостойкости плунжерных пар [27].
Предположим, что имеются два насоса заведомо одинаковой износостой-
кости и работа их в двух скважинах характеризуется следующими данными.
Первый насос: Я1=1000 м; Vi=0,l см2/с; (DH)i=43 мм; St=1,5 м и
nt=10.
Рис. 29. Сравнение работоспособности и сро-
ков службы двух насосов с одинаковой из-
носостойкостью плунжерных пар
Второй насос: Я2=1500 м; v2=0,02 см2/с; (£>н)2=32 мм; S2=2 м,
п2=7.
Остальные параметры одинаковы: 1=1,2 м, т=0,2.
Начальная подача первого насоса 31,3 м3/сут, второго—16,2 м3/сут.
Сравним их работоспособности по формуле (30):
Tj __ Ф2 -» /~ (Он). __g g2 1 43-0,1 - 1500-2-7 _191
Т2 фт У ' V 1000-1,5-10-32-0,02 ~ ’
Итак, несмотря на одинаковую износостойкость, первый насос имеет
почти двойную работоспособность по сравнению с работоспособностью вто-
рого (рис._29). Далее определяем сроки службы обоих насосов. Положим,
что первый насос выгодно сменить при уменьшении подачи на 10% вслед-
ствие износа плунжерной пары. Если на промысле ремонтные средства огра-
ничены, то второй насос целесообразно сменить при уменьшении его подачи
не на 10%, а примерно на 20%. При этом получается, что фактические сроки
службы насосов находятся в отношении:
(?ср)1/ (^cp)s — 12-
Таким образом, при одинаковой износостойкости плунжерных
пар и при почти вдвое большей работоспособности первого на-
соса срок его службы больше, чем у второго насоса всего на
20%. В этом и заключается сложность установления истинной
относительной работоспособности или износостойкости насосов.
Чтобы не запутаться в этих вопросах, нужно, пользуясь форму-
ЛОЙ (34), пересчитать условия работы различных насосов к од-
ним каким-либо эталонным условиям. За эталон можно взять
средние условия на данном месторождении.
Износ клапанной пары
Клапанная пара (шар с седлом) подвержена тем же видам
износа, что и плунжерная.
Механический износ этой пары заключается в следующем.
Шар садится на седло с некоторой скоростью под влиянием
только его собственного веса. Это следует иметь в виду, так
как нередко считается, что удар шара о седло обусловлен дав-
лением столба жидкости, находящейся в насосных трубах, что
неверно. Давление столба жидкости передается на шар при
нормальных условиях работы насоса после того, как он сел на
седло. Таким образом, сила удара шара о седло невелика, но так
как шар (в общем случае) движется не по оси седла и ударяется
об его край, то площадь соприкосновения их в момент удара
оказывается очень небольшой. Поэтому удельная нагрузка в ме-
сте удара значительна, что вызывает усталость материала седла,
возникает хрупкость поверхности фаски и мельчайшие частицы
металла откалываются от седла. Разумеется, при этом проис-
ходит и некоторый износ поверхности шара. Такова общая кар-
тина механического износа клапана.
Для повышения износостойкости клапанной пары ее ком-
понентам придается значительная твердость, но твердость по-
верхности шара должна быть намного больше твердости седла,
так как работоспособность пары прежде всего определяется тем,
насколько в процессе ее работы шар сохраняет свою форму и
первоначальное состояние поверхности. Даже небольшие изме-
нения в форме шара и чистоте его поверхности могут привести
к потере герметичности клапана и появлению утечек жидкости.
Этого отнюдь нельзя сказать о седле: фаска седла может в про-
цессе работы сильно изменить форму и размеры и все же кла-
пан будет успешно выполнять свое назначение, так как при этом
герметичность его сохраняется.
В новом клапане отклонение в форме шара от строгой сферы
не должно быть более 1—4 мкм для разных размеров клапанов.
В противном случае притереть шар к седлу не удается.
Для повышения работоспособности клапанов Е. В. Косты-
ченко предложил клапан с более глубокой и широкой фаской,
который действительно показал значительно большую работо-
способность по сравнению с обычными клапанами. Однако кла-
пан Костыченко имеет и недостатки — запаздывание закрытия
и большие гидравлические сопротивления. Первое обстоятель-
ство вызвало необходимость применения второго шара, препят-
ствующего произвольным движениям основного шара при его
68
посадке на седло и тем самым исключающим запаздывание за-
крытия клапана.
Новые клапаны часто проверяют на герметичность вакуум-
прибором Дадашева. Однако этот способ не годится для кон-
трольной проверки даже для немного проработавших клапанов.
Контрольную проверку герметичности клапанов надо делать по-
средством гидравлической опрессовки водой.
Разумеется, работоспособность клапана зависит и от режима
откачки: при одной и той же подаче насоса чем больше число
качаний, тем сильнее износится клапан. Поэтому длинноходо-
вые режимы откачки более благоприятны для работы клапанов.
Наличие свободного газа в откачиваемой жидкости увели-
чивает износ клапана.
Коррозионный износ в современных клапанах почти полно-
стью исключен, так как и шар, и седло выполняют из высоколе-
гированных хромистых сталей, либо седло — из нефтестойкой
резины.
Существенное влияние на работу клапанов имеет их абра-
зивный износ и особенно в присутствии свободного газа
в откачиваемой жидкости. Наличие песка в откачиваемой жидко-
сти часто приводит к выходу из строя клапанов вследствие разъ-
едания в первую очередь седел. Первоначальной причиной разъ-
едания является небольшое нарушение герметичности клапанов.
Под значительным давлением жидкостного столба, действую-
щего на клапан (после посадки шара на седло), жидкость, со-
держащая абразив, с большой скоростью протекает через не-
плотности между шаром и седлом и очень быстро (иногда в те-
чение нескольких часов) полностью выводит клапан из строя.
Но если клапан совершенно герметичен, то насос может пода-
вать жидкость с большим содержанием песка длительное время,
что и наблюдается в действительности.
Глава III
ВЫБОР НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
И ПЕРВОНАЧАЛЬНОГО РЕЖИМА ОТКАЧКИ
ДИАГРАММЫ И ТАБЛИЦЫ
ДЛЯ ВЫБОРА НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ .
Простой и наглядный способ выбора оборудования и перво-
начального режима откачки — использование диаграмм и таб-
лиц, имеющихся в справочниках по добыче нефти и инструк-
циях [1,7, 34, 35].
Рассмотрим диаграмму, построенную для модернизирован-
ного ряда станков-качалок, выпускавшихся по ГОСТ 5866—66.1
При построении таких диаграмм по горизонтальной оси от-
кладывают глубину спуска насоса, которая принята равной вы-
соте подъема жидкости (погружение насоса под динамический
уровень считается равным нулю). Это нужно иметь в виду, так
как если погружение под динамический уровень составляет бо-
лее 8—10% глубины спуска насоса (для разных диаметров на-
сосов), то необходимо в принимаемую для выбора оборудования
глубину спуска насоса вводить поправку.
При построении диаграмм принято, что противодавление на
устье скважины также равно нулю. Поэтому, если фактическое
противодавление больше 5 кгс/см2, необходима поправка.
По вертикальной оси откладывают подачу насоса в м3/сут.
Предельные глубины спуска насосов прежде всего определяются
двумя параметрами станка-качалки: максимальной допустимой
нагрузкой на балансир в точке подвеса штанг и максимальным
допустимым крутящим моментом на кривошипном валу станка.
При этом сами величины нагрузок и моментов рассчитывают
для максимальных длины хода, числа качаний и веса принятой
рациональной конструкции штанговой колонны. Но иногда при
применении станков-качалок с высокими допускаемыми нагруз-
ками на головку, а также штанг сравнительно малой усталост-
ной прочности предельная глубина спуска насосов ограничива-
ется усталостной прочностью штанг.
При построении диаграмм все расчеты максимальных и ми-
нимальных нагрузок в точке подвеса штанг выполнены по фор-
мулам А. С. Вирновского, а кутящих моментов — по формуле
Р. А. Рамазанова. Подача насосов рассчитывалась по формулам,
приведенным в главе I, причем коэффициент наполнения на-
сосов был принят равным 0,85.
1 В настоящее время действует ГОСТ 5866—76.
70
Диаграмма (рис. 30) разделена на области применения
различных станков, входящих в данный стандарт. Области ог-
раничиваются сплошными ломаными линиями и различаются
щтриховкой. Область каждого станка-качалки состоит из полей
стандартных диаметров насосов (указаны в кружочках). Гра-
ницы поля каждого насоса обозначены пунктиром. Верхняя гра-
1000
2000
3000
£, м
Рис. 30. Диаграмма для выбора насосного оборудования и режима откачки
(станки-качалки по ГОСТ 5866—66).
Шифр станка-качалки и максимальное число качаний соответственно: /—1 СК-1-0,6-100 и
15; II — 2СК-1,25-0,9-250 и 15; III — ЗСК-2-1,05-400 и 15; IV — 4СК-2-1,08-700; V — 5СК-4-2Д-
.1600 и 14; VI — 6СК-4-3-2500 и 12; VII — 7СК-8-3,5-4000 и 11; VIII — 7СК-8-3,5-6000 и 13;
/Х — 7СК-12-2,5-6000 и 13; X — 9СК-15-6-12000 и 8
ниц а поля каждого насоса представляет собой кривую подачи
данного насоса при максимальной длине хода станка-качалки,
указанного в его шифте, и максимальном числе качаний, указан-
ном в табличке. Этот параметр не входит в шифр станка-ка-
чалки и выбран нами потому, что применяемые обычно числа
качаний не бывают почти никогда выше 15. Кроме того, приме-
няемые таблицы для подбора штанговых колонн основаны на
промысловых данных о работе скважин с числом качаний
Ю—15.
Для длин ходов, больших 1,8 м, максимальные числа ка-
чаний рассчитаны из условия приближенного сохранения отно-
шения внешних сил инерции (возникающих от неравномерного
движения штанг и столба жидкости) к статической нагрузке
в точке подвеса штанг. При этом относительные величины уси-
лий, расшатывающих станок-качалку, и амплитуды вибраций
могут считаться в первом приближении одинаковыми у всех
станков-качалок.
Обозначим п — определяемое число качаний для длины хода
So, отличного от 1,8 м. Тогда
п ~ 15]/1.8/S0.
Для длины хода, например So=3 м, максимальное число ка-
чаний будет ______
п = 15 )Л1,8/3,0 = 11,6« 12.
Установленные таким путем максимальные числа качаний не
являются предельными. При необходимости они могут быть пре-
вышены. По мере накопления опыта эксплуатации станков-ка-
чалок разных модификаций принятая выше база расчета мак-
симального числа качаний (длина хода 1,8 м, число качаний 15)
может измениться, соответственно изменятся и расчетные числа
качаний.
В расчетах веса столба жидкости плотность ее принята рав-
ной 0,9 г/см3.
Штанговые колонны подобраны для условий наибольшей на-
грузки для каждого станка-качалки и каждого диаметра на-
соса, а приведенные напряжения в штангах нигде не превышают
12 кгс/мм2.
В табл. 1 приведены принятые конструкции штанговых ко-
лонн и колонн труб при построении диаграммы, представленной
на рис. 30.
Таблица 1
Штанги и трубы к диаграмме рис. 30
Диаметр насоса, мм Оборудо- вание Станки-качалки
1 СК 2 СК зек 4 СК 5 СК 6 СК 7 СК 8 СК 9 СК
28 Штаигн 16 16 16 16 19X16 19x16 25x 22x19 25X22X19 25X 22X19
Трубы 48 48 48 48 73X60 73X60 73 73 73
32 Штангн 16 16 16 16 19X16 19X16 25X 22X19 25x22x19 25X22X19
Трубы 48 48 60 60 73У60 73X60 73 73 73
38 Штанги 16 16 19 19 22X19 22X19 25 X 22X19 25x22x19 25X22X19
Трубы Штанги 60 60 60 60 73 73 73 73 73
43 16 16 19 19 22X19 22x19 25X 22X19 25X 22X19 25 X 22X19
Трубы 60 60 60 60 73 73 73 73 73
55 Штанги 19 19 19 19 22 22 25X22 25X22 25X22
Трубы 73 73 73 73 73 73 89 89 89
68 Штангн 22 22 22 22 22 22 25X22 25x22 25x22
Трубы 89 89 89 89 89 89 89 89 89
82 Штанги — —— 22 22 22 25 25 25 25
Трубы Штаигн — — 89 89 89 89 89 89 89
93 — 22 22 25 25 25 25 25
Трубы — — 114 114 114 114 114 114 114
Примечание.
В таблице указаны наружные диаметры труб.
72
Обычно, как это следует из механической характеристики
глубиинонасосной установки, границы применения того или
иного станка-качалки с данным режимом откачки определяются
одним, реже двумя из указанных выше трех параметров: Ртах»
(•Мкр)max и (оприв)доп- Совпадение всех трех ограничивающих
параметров маловероятно.
В табл. 2 приведены ограничивающие параметры по всем
станкам-качалкам и диаметрам насосов, соответствующие диа-
грамме рис. 30.
Таблица 2
Предельные параметры к диаграмме рис. 30
Диаметры насосов, мм
Станок-качалка
28 32 38 43 55
iCK-1-о,6-юо
2СК-1,25-0,9-250
ЗСК-2-1,05-400
4СК-2-1,8-700
5СК-4-2,1-1600
6СК-4-3-2500
7СК-8-3,5-4000
7СК-8-3,5-6000
7СК-12-2,5-6000
8СК -8-5-8000
9СК-15-6-12000
15
15
15
15
14
12
11
11
13
9
8
М
Р
Р
Р
Р
Р
м
р
р
р
а
М
Р
Р
РМ
Р
Р
м
р
р
р
а
М
Р
Р
РМ
РМ
Р
М
Р
о
Р
с
М
РМ
РМ
м
м
р
м
р
о
Р
<т
М
м
м
м
м
м
м
р
а
М
о
М
м
м
м
м
м
м
м
а
М
а
М
М
М
М
м
м
о
м
Мо
М
м
м
м
м
м
о
м
м
Примечание. Р — нагрузка на головку балансира; М — крутящий момент на
кривошипном валу; о — приведенное напряжение в материале штанг (предельное —
°прнв = 12 “гс/«м*->
При пользовании диаграммой на рис. 30 нужно иметь в виду
следующее. Область применения установки 8СК-8-5-8000 почти
совпадает с областью применения 7СК-8-3,5-6000 и поэтому она
не показана на диаграмме.
Аналогичные диагр ммы и таблицы для других-типов стан-
ке:-дача пек приводятся в справочниках и инструкциях.
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
ПРИ ВЫБОРЕ КОЛОННЫ ШТАНГ
При построении диаграмм выбора оборудования в основу
расчета были взяты определенные колонны штанг (см. табл. 1),
удовлетворяющие требованиям максимальных значений нагрузки
при условии, что ОпривС12,0 кгс/мм2. Однако условия работы
штанг на данном станке-качалке с данным диаметром насоса
могут быть менее тяжелыми, когда, например, нет надобности
спускать насос на максимальную глубину, допускаемую нагруз-
кой на балансир. Кроме того, принятые при построении диа-
грамм колонны выбраны при условии, что Оприв^12,0 кгс/мм2,
но это не всегда имеет место (опривдоп может быть и меньше, и
больше указанной цифры).
Таким образом, выбор колонны штанг может представляться
в нескольких вариантах. Рассмотрим условия правильного под-
бора штанг.
1. Колонна штанг должна удовлетворять условию усталост-
ной прочности. Это значит, что ни в одном сечении колонны при-
веденное напряжение не должно превышать допустимого зна-
чения для данных условий эксплуатации (данного месторож-
дения или залежи) и данной марки штанг.
2. Колонна должна иметь- по возможности меньший вес. Это
условие диктуется необходимостью снижения нагрузок на ста-
нок-качалку, снижением металлоемкости насосной установки
и т. д.
3. Потери хода плунжера на растяжение штанг от статиче-
ского веса столба жидкости не должны быть велики, так как это
снижает производительность установки и ее к. п. д. Обычно на
практике эти потери в среднем составляют 10—12% длины хода
точки подвеса штанг, исключая большие глубины спуска насо,-
сов, когда потери хода могут достигать 30% и даже более.
Контроль необходимой жесткости колонны можно делать по
формуле
dm = DaLyyx/eES0 (36)
где e=X/So — относительные потери длины хода плунжера на
растяжение штанг и труб; X —суммарные потери на растяжение
штанг и труб, м. Задаваясь величиной е, находим по формуле
(36) диаметр штанг, удовлетворяющий этому условию.
Таким образом, при рациональном выборе штанговых колонн
необходимо считаться и с длиной хода станка-качалки, для ко-
торого подбирается колонна.
4. В ступенчатых колоннах число ступеней должно быть ог-
раничено, чтобы не вызывать затруднений при спуско-подъем-
ных операциях при изменении соотношения ступеней, обуслов-
ленном сменой диаметра насоса или глубины спуска и т. д. По-
этому на практике ступенчатые колонны состоят не более чем из
трех ступеней (трех диаметров штанг). Но и эти колонны при-
меняют только в глубоких скважинах.
5. Колонна штанг должна быть сравнительно дешевой. Это
необходимо иметь в виду, так как штанги из легированной стали
и тем более с термообработкой или специальными покрытиями
заметно дороже обычных из углеродистой стали без термообра-
ботки.
При сопоставлении этих положений видно, что многие из
них находятся в противоречии друг с другом. Поэтому следует
найти оптимальный вариант колонны.
74
Так, можно подобрать колонну со значительным приближе-
нием к оптимуму, пользуясь номограммой Грузинова. Однако
в оперативной обстановке применение номограммы не всегда
удобно, так как требует известного навыка и времени.
Более простой и быстрый способ — подбор колонн, напри-
мер, по табл. 3, составленной для приведенного напряжения
8 кгс/мм2, для углеродистых штанг. При построении таблицы
принято, что S0=l,8 м и и=12 качаний в минуту, т. е. средний
наиболее часто встречающийся режим откачки. Колонны, по-
добранные по этим таблицам, в общем случае отличаются от
оптимальных несколько больше, чем по первому способу.
Таблица 3
Рекомендуемые глубины спуска насосов на углеродистых штангах
(при значении Огпахаа = 8 кгс/мм2)
Конст- рукции Диамет- ры штанг, мм Диаметр глубинных иасосов, мм
28 32 38 44 56 70
Односту- 16 1150 1020 860 720
пенча- 19 1300 1170 1000 860 650 _—
тые 22 — — — — 790 590
25 — — — — — —
Двух- 19/16 (34/66) (38/62) (45/55) (55/45) — —
ступен- чатые 1480 1310 1100 920 — —
22/19 (28/72) 1620 (31/69) 1460 (36/64) 1260 (42/58) 1060 (55/45) 820 —
25/22 — — — — (42/58) 960 (56/44) 720
Примечание. В скобках указана дробь: в числителе — длина ступеней ко-
лонны в %, в знаменателе — общая глубина спуска.
Наконец, колонны можно подбирать с помощью ЭВМ по спе-
циальной программе. Это не только самый точный и надежный
способ, но он позволяет учесть все требования к подбору колонн.
Следует учитывать, что высокая точность при подборе ко-
лонн для данных конкретных условий эксплуатации и данного
режима откачки не всегда необходима, так как в процессе экс-
плуатации глубина спуска насоса; длина хода и число качаний
могут неоднократно меняться, а соответствующее изменение
длин ступеней практически затруднено. Кроме того, основной
показатель, по которому подбирается колонна штанг (допусти-
мая частота обрывов), носит сугубо вероятностный характер,
75
зависящий от свойств откачиваемой жидкости, качества ухода за
штангами (особенно резьбовыми соединениями) и других фак-
торов, влияние которых на обрыв штанг существенно сильнее,
чем небольшая разнипа в напряжениях в материале.
МИНИМАЛЬНО НЕОБХОДИМОЕ ПОГРУЖЕНИЕ ПРИЕМА НАСОСА
ПОД ДИНАМИЧЕСКИЙ УРОВЕНЬ
Погружение приема насоса под приведенный динамический
уровень жидкости в скважине должно быть минимальным, но в то
же время обеспечивающим высокий коэффициент наполнения
насоса. Излишнее погружение недопустимо, так как при этом
бесполезно задалживаются трубы и штанги и создаются допол-
нительные нагрузки на все звенья насосной установки.
При всасывании жидкости насосом в приемном клапане и
в защитном приспособлении (фильтре и газовом якоре) возни-
кают гидравлические сопротивления. При этом давление в ци-
линдре снижается и при недостаточном напоре на приеме из
всасываемой нефти выделяется растворенный в ней попутный
газ. Это приводит к незаполнению цилиндра жидкостью и сни-
жению подачи насоса.
Минимальная глубина погружения приема насоса под при-
веденный динамический уровень при откачке жидкости, не содер-
жащей свободного газа, определяется по формуле И. С. Сте-
пановой и А. М. Пирвердяна [27, 29]:
р __р с „ Г)4
й = > (S0n)2, (37)
min у 2 7157р.»
где Ру — давление паров откачиваемой нефти, кгс/м1 2; Ра—
давление газового столба над уровнем жидкости в скважине,
кгс/м2 (для упрощения расчетов давление часто принимают рав-
ным атмосферному, что создает некоторый запас в погружении);
у — объемный вес жидкости, кгс/м3; So — длина хода балан-
сира, м; Ki — коэффициент, учитывающий число всасывающих
клапанов. При одном клапане Ki= 1, а при двух клапанах (рас-
положенных последовательно) Лл = 1,5; DH, do — диаметры плун-
жера и отверстия в седле клапана соответственно; п — число
качаний в минуту; ц— коэффициент расхода клапана, характер
ризующий его пропускную способность и зависящий от конст-
рукции клапанного узла и определяемый по графику (рис. 31)
в зависимости от числа Рейнольдса.
Число Рейнольдса рассчитывают по формуле
1 Р2
Re =~ -A S^, (38)
19v d0
где v — кинематическая вязкость откачиваемой жидкости,
см2/с.
76
Для облегчения расчетов вместо формул (37) и (38) можно
пользоваться номограммой, составленной по этим формулам
И. С. Степановой.
Рассмотрим пример использования формул (37) н (38). Предположим,
что надо определить минимально необходимое погружение иевставного насоса
с обычным приемным клапаном (плоская фаска), причем Ру=4000 кгс/м2,
Ра = 11 ООО кгс/м2, Оя=55 мм, So=2 м, п=10 качаний. Диаметр отверстия
клапана с плоской поверхностью седла +=25 мм. Откачиваемая жидкость —
нефть вязкостью v=O,l см2/с и р=850 кг/м®.
Находим по формуле (38) число Рейнольдса:
Re
1-5,52
1190,1-2,5
42-10= 12 600.
Рис. 31. Коэффициент расхода для клапанов.
/ — с одним шариком, с окнами: 2 —с одним шариком, со стаканом; 3 —с двумя ша-
риками
Для этого значения Re, +=25 мм и клапана с одним шариком и окнами
находим по рнс. 31 jx=0,38.
Подставляем все исходные данные в формулу (37):
_ 4000 11000 , 2 .
/,min~^o ^Г + Т +
1 / 55 \4
Ч----------------- (210)2 = 5,3— 12+ 1 +8,9 = 3,2.
7157-0,382 \ 25 /
Как видим, необходимое погружение при откачке обычной маловязкой
нефти невелико — 3,2 м, но надо помнить, что на приеме насоса будет дав-
ление, эквивалентное столбу откачиваемой жидкости, равному 3,2+11 = 14,2 м,
так как кроме давления погружения действует еще и атмосферное давле-
ние (в нашем случае равное давлению столба высотой Нм).
Если в предшествующем примере откачиваемая жидкость будет очень
обводненной, например на 90%, то расчет надо вести так, как если бы от-
качивалась чистая вода вязкостью 0,01 см2/с. В этом случае ц=0,7 и
минимальное погружение составит hmin=—3,4 м. Отрицательное значение
расчетного погружения означает, что погружение приема насоса под динами-
ческий уровень не требуется, причем атмосферное давление (атмосферное дав-
ление мы определяем на динамический уровень в скважине) используется не
полностью, в запасе остается еще более 3 м напора.
77
Для невставных насосов (рис. 32) приведены диаграммы, по
которым можно с допустимой погрешностью определить напор,
необходимый для преодоления гидравлических сопротивлений
в клапанах. Из рассмотрения их следует, что при средней ско-
рости откачки, т. е. при Son^20 и обычной вязкости откачи-
ваемой жидкости напор, необходимый для преодоления гидрав-
лических сопротивлений в клапане даже с двумя шарами не
превышает 20 м столба жидкости. При этом минимально необ-
ходимое погружение приема насоса будет равно 20 м минус ат-
мосферное давление (не менее 10 м) и плюс давление упруго-
сти паров нефти (4—5 м), т. е. даже менее 20 м.
Рис, 32. Минимально необходимая глубина погружения трубных насосов.
а — всасывающий клапан с одним шариком; б — всасывающий клапан с двумя шари-
ками; Son (в м/мин) равно: 1 — 50; 2— 40: 3 — 30: 4 — 20; 5 — 10
Таким образом, погружение в 20 м вполне достаточно для
нормальной работы насоса при указанных выше средних ско-
ростях откачки. Однако при высоких скоростях откачки (50п>
>20) или при очень вязкой жидкости гидравлические сопротив-
ления резко возрастают и соответственно возрастает необходи-
мое погружение приема насоса.
Для быстрого определения нужного напора на преодоление
гидравлических сопротивлений в клапанах И. С. Степановой со-
ставлена специальная номограмма [36]. Рекомендуем читателям
пользоваться этой номограммой.
Из изложенного следует, что потери напора учитываются
только на сопротивления в клапанах. Потерями в фильтре или
якоре в большинстве случаев пренебрегают вследствие их не-
значительной величины. Однако иногда при откачке очень вяз-
кой нефти или при высокой обводненности продукции скважины,
но больших дебитах жидкости эти потери могут быть значи-
тельными и учитываются по известным формулам гидравлики.
ПРИЕМЫ ВЫБОРА ОБОРУДОВАНИЯ И РЕЖИМА ОТКАЧКИ
Для выбора всех звеньев оборудования насосной установки
(кроме двигателя) и режима откачки нужно знать прежде всего
глубину динамического уровня и дебит жидкости при этом ди-
намическом уровне. Здесь могут иметь место два случая.
78
1. Если'йеобходимое погружение приема насоса под динами-
ческий уровень невелико (не более 10% глубины спуска) и про-
тиводавление в системе сбора продукции скважин тоже неболь-
шое (например 5 кгс/см2), то данных о дебите скважины и
глубине динамического уровня вполне достаточно, чтобы непо-
средственно воспользоваться диаграммой, приведенной на
рис. 30.
Пример. Положим, что нужно подобрать оборудование и первона-
чальный режим откачки для скважины, характеризующейся следующими дан-
ными. Глубина динамического уровня йд=480 м, дебит <2=40 м3/сут, проти-
водавление на устье Руо=3 кгс/см2 и необходимое погружение /гт1п=20 м.
Следовательно, глубина спуска насоса £=480+20=500 м. Для этой глубины
спуска н дебита <2=40 м3/сут по диаграмме на рис. 30 находим, что нам ну-
жен станок-качалка 5СК-4-2,1-1600, насос с параметрами £>в=43 мм, S0=2,l м.
Число качаний приближенно определяем следующим образом. Верхняя гра-
ница поля 43-мм насоса соответствует 14 качаниям (см. рис. 30), а точка
пересечения линий, соответствующих £=500 м и <2=40 м3/сут находится
примерно на расстоянии от горизонтальной оси, составляющем 0,9 от верх-
ней границы поля 43-мм иасоса. Следовательно, искомое число качания
равно 14-0,9 «12,5.
Итак, мы выбрали станок 5СК-4-2,1-1600 и режим откачки Пн=43 мм,
30=2,1 м и л=12,5 качаний в минуту. Теперь надо выбрать тип насоса. По-
скольку глубина спуска иасоса небольшая, то при длительном сроке службы
насоса в данной скважине выбираем невставной тнп и, следовательно, трубы
диаметром 60 мм марок D нли С. Для определения группы посадки необхо-
димо учитывать подачу насоса, высоту подъема жидкости, вязкость, обвод-
ненность скважины и содержание песка в откачиваемой жидкости.
При выборе колонны штанг обратимся к табл 1 — это значит, что надо
спустить составную колонну из штанг 22Х19 мм. Но эта колонна принята,
как говорилось выше, для расчета области допустимого применения станка-
качалки 5СК при самых тяжелых условиях эксплуатации, т. е. максималь-
ной глубине спуска 43-мм насоса и п=14 и т. д. (см. рис. 30).
В нашем примере эта колонна не годится — она излишне тяжела, так
как глубина спуска насоса 500 м — почти минимальная для данного станка-
качалкн, число качаний меньше 14. Поэтому целесообразно выбрать штанго-
вую колонну по табл. 3, а именно одноступенчатую колонну нз штанг диа-
метром 16 мм. При этом проверочный расчет по формуле (36) при е=0,12
показывает, что жесткость этой колонны вполне удовлетворительна. Марка
штанг — углеродистая.
2. Если необходимое погружение приема насоса под дина-
мический уровень, обусловленное влиянием свободного газа на
работу насоса, велико или в сборной системе (на устье сква-
жины) сравнительно высокое противодавление, то при пользо-
вании диаграммой (см. рис. 30) нужно подсчитать условную
глубину спуска насоса, по которой и подбирать оборудование,
хотя действительная глубина спуска будет определяться по за-
данной глубине погружения приема насоса. Дело в том, что боль-
шое погружение насоса заметно уменьшает нагрузку на ста-
нок-качалку и штанги, а противодавление на устье, наоборот,
увеличивает эту нагрузку. Между тем на диаграмме границы
применения станков-качалок по глубине спуска насоса опреде-
ляются нагрузкой, действующей в точке подвеса штанг при
й=0 и незначительном противодавлении.
Пример, //д=700 м, <2=120 м3/сут. Необходимая глубина погружения
Л=300 м, удельный вес откачиваемой жидкости 900 кгс/м3, противодавление
на устье pi=10 кгс/см2. Значит насос надо спустить на глубину 700+300=
= 1000 м Если подбирать оборудование непосредственно по этим данным,
т. е. для 1=1000 м и <2=120 м3/сут, то по диаграмме (см, рис. 30) получа-
ется, что нужен станок-качалка 7СК-12-2,5-6000, насос 68 мм и по табл. 1
штанги 25x22 мм.
Однако нам нужно учесть заданные величины h и рь Это можно сде-
лать по формулам:
All — FнР1/<ср> (39)
Ala = — FHyn/tcp, (40)
где у— удельный вес откачиваемой жидкости, кгс/м3 (у=900 кгс/м3); FH —
площадь сечения плунжера, см2 или м2; /ср — средний вес 1 м штанг, погру-
женных в жидкость, кгс/м (/ср=3,2 кгс/м). Вычисляем последовательно по
формулам (39) и (40)
ALi =36,2-10/3,2 113 м;
А . 0,00362-900-300
А1а = —
-305 м.
3,2
Отсюда получаем условную глубину спуска насоса
1= 1000 + 113 — 305 » 810 м.
По условной глубине спуска 1=810 м и Q=120 м/3сут иаходнм нужный
станок-качалку 7СК-8-3,5-6000 меньшей грузоподъемности (см. рнс. 30), чем
ранее мы нашли по глубине спуска 1000 м (7СК-12-2,5-6000). При подборе
остального оборудования поступаем, как и в предыдущем примере.
Таким образом, действительная глубина спуска насоса составляет
1000 м, а оборудование и режим откачки выбирают по условной- глубине
спуска, равной 810 м. Условная глубина спуска тем больше отличается от
действительной, чем больше противодавление на устье скважины нли погру-
жение приема насоса под уровень и чем больше диаметр насоса. Для малых
диаметров насосов это различие невелико и им можно пренебречь. Чтобы
быстро определять условную глубину спуска насоса (рис. 33), даются соот-
ветствующие графики, построенные по формулам (39) и (40).
Одно из основных правил ведения процесса насосной эксплуа"
тации — обязательная во всех случаях защита приема насоса от
попадания в него различных предметов, оказавшихся случайно
в скважине и находящихся во взвешенном состоянии в жидко-
сти (куски резины, сальниковой набивки и т. д.). Иначе срыв
подачи насоса почти неизбежен. Если под насосом нет газового
или песочного якоря, то защита осуществляется посредством про-
стого дырчатого фильтра в соответствии с инструкцией. При этом
надо иметь в виду, что даже этот простой фильтр имеет су-
щественное значение и для сепарации у приема насоса основ-
ной массы свободного газа, если этот газ выделяется из раст-
вора ниже приема насоса.
С целью сепарации газа при применении вставных насосов
следует строго выполнять еще одно правило. Если фильтр на-
ходится выше конца рубашки вставного насоса, то это будет
равносильно работе насоса с незащищенным приемом: весь сво-
80
бодный газ, попавший в рубашку, неизбежно будет засасы-
ваться насосом. Поэтому длина рубашки должна быть такой,
чтобы фильтр насоса целиком располагался ниже конца трубы
(рис. 34, а).
Найденные глубина спуска и режим откачки (подача насоса)
корректируются в последующем на основе замеров дебита сква-
жины и тщательного динамометрирования. Корректировка со-
стоит в увеличении (по мере надобности) глубины спуска на-
а 5
Рис. 33. Графики поправок на глубину по-
гружения и противодавление на устье.
а — поправки на глубину погружения; б — по-
правки на противодавление; Ои (в мм) равно:
1 — 43; 2 — 55; 3 — 68; 4 — 93
Рис. 34. Оборудование приема вставного
насоса.
а — правильное; б — неправильное
coca, а нередко и в изменении числа качаний или длины хода,
в применении газового якоря с тем, чтобы получить желаемый
. дебит жидкости при высоком коэффициенте наполнения на-
соса.
После успешной корректировки, т. е. получения заданного
дебита жидкости при удовлетворительной величине коэффици-
ента наполнения насоса, можно считать режим откачки в пер-
вом приближении оптимальным. Действительно, подбор обору-
дования по изложенной выше методике делается так, что оно
соответствует характеристике скважины: нет излишней беспо-
лезной грузоподъемности и мощности оборудования и в то же
время оно не перегружено, что могло бы вызвать неполадки и
дополнительный ремонт.
Однако даже в течение короткого времени эксплуатации мо-
жет выясниться необходимость изменения режима откачки или
применения другого типа насоса и т. д. с тем, чтобы приблизить
работу установки и режим эксплуатации скважины к оптималь-
ным. Кроме того, оптимизация режимов эксплуатации и откачки
скважин с очень вязкой жидкостью (нефть или стойкая эмуль-
сия), а также скважин с фонтанными проявлениями или с бо-
льшим содержанием песка в жидкости, частыми отложениями
парафина в подъемнике и т. д. требует особого подхода даже при
первоначальном выборе оборудования. Тогда методика непри-
менима, так как она предназначена для скважин с нормальной
характеристикой.
Выбор оборудования должен быть согласован с данными
прогноза изменения дебитов скважин и высот подъема
жидкости с течением времени. Если в ближайшие годы ожи-
дается существенное увеличение дебитов или высот подъема
жидкости, надо выбирать станки-качалки с учетом этого об-
стоятельства, т. е. не по текущим дебиту и высоте подъема, а по
будущему, планируемому. Некоторая излишняя грузоподъем-
ность и мощность станка-качалки в первый период эксплуата-
ции в этом случае вполне оправдана.
При выборе оборудования необходимо также обращать вни-
мание на следующее. Диаграмма, представленная на рис. 30,
составлена для условия, что допустимое напряжение в шта-
нгах не должно превышать 12 кгс/мм2. Но этот показатель мо-
жет быть иным для того или другого конкретного месторожде-
ния. Кроме того, усталостная прочность штанг может быть по-
вышена посредством применения сталей новых марок, новых
методов термообработки и т. д. Так, уже сейчас выпускаются,
хотя и в очень ограниченном количестве, штанги с допускае-
мым напряжением до 15 кгс/мм2 (для условий бакинских место-
рождений).
Штанги с повышенной прочностью могут существенно рас-
ширить область применения станков-качалок с очень большой
грузоподъемностью. Это представлено в табл. 2, в которой по-
казаны ограничивающие параметры для всех станков-качалок,
для которых составлена диаграмма (см. рис. 30). Здесь только
у двенадцати- и пятнадцатитонных станков-качалок ограничи-
вающим параметром является приведенное напряжение в штан-
гах (12 кгс/мм2), а у всех остальных станков-качалок ограни-
чивающие Параметры—-это допустимые нагрузки на балансир
и крутящий момент на кривошипном валу. Значит, если при-
менить штанги с допустимым напряжением 15 или 16 кгс/мм2,
то на диаграмме (см. рис. 30) расширится только область при-
менения станков-качалок 7СК-12-2,5-6000 и 9СК-15-6-1200. Все
остальное останется без изменения или изменится незначите-
льно, т. е. только за счет применения несколько облегченных
штанговых колонн.
При существенно меньшей величине допустимого напряже-
ния, порядка 7—8 кгс/мм2, нужно строить новую диаграмму.
82
Глава IV
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
РАЗЛИЧНЫХ КАТЕГОРИЙ
-Г.'
Процесс насосной добычи нефти характеризуется режимом
эксплуатации скважин, режимом откачки жидкости из нее и
частотой предупредительных подземных ремонтов. Эти элеме-
нты тесно взаимосвязаны. Под режимом эксплуатации сква-
жины понимается весь комплекс мероприятий, обеспечивающих
работу скважины с заранее заданными параметрами (дебит, га-
зовый фактор, содержание воды и песка и т. д.). Когда все
характерные параметры процесса поддерживаются постоян-
ными, то режим эксплуатации скважины называют стационар-
ным, постоянным. При изменении параметров (периодическая
работа с временными остановками) режим бывает нестабиль-
ным, переменным.
Режим откачки (помпирования) —это режим работы насос-
ного оборудования, определяемый сочетанием трех парамет-
ров— диаметра насоса, длины хода и числа качаний. Глубина
спуска насоса, высота подъема жидкости, состав откачиваемой
жидкости и другие показатели в совокупности представляют
собой условия эксплуатации.
Таким образом, режим эксплуатации скважины и режим от-
качки жидкости — это разные понятия, но режим откачки вхо-
дит составной частью в понятие режима эксплуатации.
Третья составная часть процесса добычи нефти — это частота
и характер предупредительных ремонтов подземного и назем-
ного оборудования.
Перечисленные выше основные элементы процесса насосной
добычи нефти, и следовательно, особенности процесса в це-
лом, зависят в сильнейшей степени от условий эксплуатации,
т. е. геолого-технической характеристики скважин.
КЛАССИФИКАЦИЯ НАСОСНЫХ СКВАЖИН
Насосные скважины классифицируются по дебиту, высоте
подъема жидкости, составу и свойствам их продукции.
В основу классификации скважин по дебиту положена тес-
ная зависимость максимальной подачи насоса от высоты подъ-
ема жидкости: с увеличением высоты подъема подача насоса
быстро уменьшается.
В соответствии с этим положением можно в первом прибли-
жении провести границу между среднедебитными и много-
Дебитными скважинами, пользуясь следующей гиперболической
зависимостью:
Q = 4-10VH, (41)
83
где Н — высота подъема жидкости, м; Q — дебит скважины,
м3/сут.
Графически граница по формуле (41) между среднедебит-
ными и многодебитными скважинами в пределах дебитов от 10 до
100 м3/сут показана на рис. 35. Скважины с дебитом более
100 м3/сут относятся к многодебитным независимо от высоты
подъема жидкости, а скважины с дебитом до 5 м3/сут — к ма-
лодебитным, тоже независимо от высоты подъема жидкости.
Рис. 35. Классификация насос-
ных скважии по глубине спуска
насоса и дебиту
Из рис. 35 видно, что скважины
с дебитом 50 м3/сут и при высоте
подъема жидкости до 750 м отно-
сятся к среднедебитным, а при
том же дебите, но с высотой
подъема' более 750 м — к высоко-
дебитным. Естественно разделение
скважин по их дебитности — чисто
условное и принято нами лишь для
глубиннонасосных скважин.
По высоте подъема жидкости
целесообразно также делить сква-
жины на три категории: мелкие,
средней глубины, глубокие. При
этом надо иметь в виду, что это
деление условно. Речь идет не о са-
мих скважинах, а о высотах
подъема жидкости, так что сква-
жина большой глубины, но с высо-
ким динамическим уровнем может
относиться к категории мелких,
а с меньшей глубиной забоя, но
низким уровнем — к глубоким и
т. д. Кроме того, если относитель-
ное (по отношению к глубине спуска приема насоса) погруже-
ние насоса под динамический уровень незначительно (до 10%),
высоту подъема можно отождествлять с глубиной подвески на-
соса. Тогда скважины классифицируют соответственно по глу-
бине спуска насоса.
Примерная классификация по высоте подъема жидкости
(глубине подвески насоса) следующая.
Мелкие скважины — глубина спуска насоса до 500 м, что
соответствует в большинстве случаев наибольшей глубине спу-
ска насосов больших диамеров, т. е. начиная от 68 мм и выше.
Скважины средней глубины с глубиной спуска насосов от
500 до 1400 м, что соответствует обычно максимальной глубине
спуска насосов среднего диаметра, т. е. 55—60 мм.
Глубокие скважины с глубиной спуска насоса 1400 м и бо-
лее. На этих глубинах обычно применяют насосы малых диа-
метров, начиная от 43 мм и менее.
84
Далее насосные скважины делят на категории по составу
и свойствам их продукции, т. е. на «нормальные», «газовые»,
«песочные» с высоковязкой откачиваемой жидкостью, чисто не-
фтяные и обводненные, коррозионные, парафинящиеся, с от-
ложением солей в насосных трубах.
«Нормальной» считается всякая скважина, из которой за-
данное количество жидкости можно отбирать стандартным на-
сосом, снабженным на приеме только простым дырчатым
фильтром при коэффициенте наполнения насоса, близком к еди-
нице. При этом в процессе эксплуатации не обнаруживается яв-
ного влияния на работу подземного оборудования песка, вяз-
кости откачиваемой жидкости, коррозии, отложений парафина,
солей или кривизны ствола скважины. Глубина погружения на-
соса под динамический уровень не превышает необходимой для
откачки жидкости, не содержащей свободного газа.
«Газовой» (т. е. с газопроявлениями) является скважина,
отличающаяся от нормальной следующими особенностями: а)
скважина периодически фонтанирует через насос; при этом ко-
эффициент наполнения насоса может быть и выше единицы;
б) насосом можно отбирать заданное количество жидкости
только при наличии на приеме газового якоря или при значи-
тельном погружении насоса под динамический уровень; при
этом коэффициент наполнения насоса может быть близким
к единице и пониженнным из-за влияния газа.
Скважины с пескопроявлениями характеризуются тем, что
в них: а) образуются периодически забойные песочные пробки;
б) наблюдаются заклинивания плунжера в цилиндре (или встав-
ного’ насоса в трубах) частицами породы эксплуатируемого
пласта; в) срок службы насоса существенно снижается из-за
воздействия пластового песка.
Характерным для скважин, дающим высоковязкую или вяз-
ко-пластичную жидкость (имеется в виду чистая нефть и стой-
кая эмульсия из воды и нефти), является значительное увели-
чение максимальных и амплитудных нагрузок на штанги из-за
влияния повышенной вязкости откачиваемой жидкости.
Коррозионной считается скважина, в которой продолжи-
тельность работы насоса на 30—40% ниже, чем в сходных по
характеристике нормальных скважинах по причине коррозион-
ного воздействия на штанги и детали насоса.
Парафинящейся считается скважина, в которой наблюда-
ются отложения парафина на штангах, трубах и клапанных
узлах насоса, нарушающие работу скважины.
Если в скважине (трубах или насосе) наблюдаются отло-
жения солей, требующие периодической чистки или смены труб
либо вызывающие заклинивание насоса, то такая скважина от-
носится к категории солеотлагающих.
Большое влияние на работу насосной установки, в первую
очередь на работу штанг, оказывает кривизна скважин в зоне
85
выше глубины спуска насоса. Выражается это в усилении из-
носа штанг и труб и повышении нагрузок на штанги и станок-
качалку по сравнению с «нормальными» скважинами при про-
чих одинаковых условиях.
Каждую скважину можно отнести сразу к нескольким ка-
тегориям. Например, «нормальная», сильно обводненная или
«газовая» и парафинящаяся и т. д. В процессе эксплуатации
скважина может переходить из одной категории в другую и т. д.
ОСОБЕННОСТИ ОТКАЧКИ жидкости
ИЗ МНОГОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН
НОРМАЛЬНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ
МАЛОЙ И СРЕДНЕЙ ГЛУБИНЫ
Обычно многодебитные насосные скважины — это скважины,
прекратившие фонтанирование из-за значительной обводненно-
сти. Характерными особенностями откачки жидкости из таких
скважин малой и средней глубины (высоты подъема жидкости)
являются: применение насосов большого и среднего диаметров
и сравнительно большие скорости откачки. Под скоростью отка-
чки понимается произведение длины хода точки подвеса штанг
на число качаний Son (в м/мин).
Для работы штанговой колонны в этих условиях большое
значение имеют силы, сосредоточенные на плунжере и направ-
ленные против движения штанг при ходе вниз, так как эти
силы вызывают сжатие нижней части штанговой колонны. Ме-
жду тем насосные штанги предназначены для работы только
на растяжение и большие сжимающие усилия вызывают изгиб
нижней части колонны, а в связи с этим резкое повышение на-
пряжений в материале штанг, самоотвинчиванир резьбовых сое-
динений, а также усиление износа плунжерной пары, штанго-
вых муфт и стенок насосных труб. Как показали исследования
[41], значительный продольный изгиб низа штанговой колонны
является причиной того, что у насосов большого и среднего
диаметров значительно увеличивается число обрывов в нижней
части колонны.
Изгиб нижней части колонны вызывается в основном двумя
силами: силой трения между плунжером и цилиндром насоса
и гидравлическими сопротивлениями в нагнетательном клапане
при ходе плунжера вниз.
Трение в плунжерной паре — это в основном полужидкое
или полусухое трение. Доля чисто жидкостного (гидродинами-
ческого) трения при откачке жидкости нормальной вязкости,
как показывают специальные исследования [36], очень невелика.
В. И. Сердюк с участием автора выполнил большой цикл
экспериментов по определению сил трения в плунжерных па-
рах серийных скважинных насосов различных диаметров и
групп посадки (рис. 36). Были выведены следующие эмпириче-
ские формулы для расчета силы трения в плунжерной паре:
86
при смазке водой
PTP = 0,094DH/6—14; (42)
при смазке трансформаторным маслом
Ртр = 0,0840н/б—13, (43)
где £)н— диаметр насоса; б — зазор на сторону в плунжерной
паре; РТр— сила трения, кгс.
Рис. 36. Зависимость силы трения в плунжерной паре от отношения диаметра
насоса к ширине кольцевого зазора.
/—смазка цилиндровым маслом (13=15 см2/с); 2 — смазка водой (р=0,01 см2/с); 3—
смазка трансформаторным маслом (р=0,3 см2/с)
Для одинаковых диаметров насосов и зазоров сила трения
при смазке водой в среднем на 13% выше, чем при смазке тран-
сформаторным маслом. Это, по-видимому, объясняется худ-
шими смазывающими свойствами воды. При смазке более
вязким цилиндровым маслом сила трения получилась больше,
чем водой, на 10%. Здесь уже сказывается увеличение жидко-
стного трения. Но оно может играть заметную роль только при
очень высокой аномальной вязкости откачиваемой жидкости.
Средний зазор, рассчитанный по формуле (42), по второй
группе посадки (6=0,050 мм) следующий: для 93-мм насоса —
161 кгс, 82-мм — 140 кгс, 68-мм—114 кгс, 55-мм—89 кгс.
Из этих данных следует, что силы трения в насосах боль-
шого и среднего диаметров довольно значительны. Характер-
ной особенностью силы трения в плунжерной паре является то,
87
что с течением времени вследствие износа пары она существенно
уменьшается.
Приведенные значения силы трения в плунжерной паре надо
считать минимальными по следующим причинам. Во-первых,
изгиб наднасосной штанги создает горизонтальную силу, при-
жимающую плунжер к стенке цилиндра, что увеличивает силу
трения. Во-вторых, возникает еще прижимающая сила, обус-
ловленная перепадом давления по концам плунжера и откло-
нением формы цилиндра и плунжера от идеальной геометри-
ческой.
Другая сила, способная вызвать продольный изгиб низа
штанговой колонны при больших диаметрах насосов и высоких
скоростях откачки, возникает от гидравлических сопротивлений
при прохождении жидкости через нагнетательные клапаны
в процессе движения плунжера вниз. На основе исследований
И. С. Степановой и А. М. Пирвердяна по гидравлическим соп-
ротивлениям в клапанах скважинных насосов была выведена
формула для расчета максимального усилия от гидравлических
сопротивлений в нагнетательном клапане, действующего снизу
вверх на нижний торец колонны штанг при ходе плунжера вниз:
1 М2
73-10V g
(44)
где у, — коэффициент расхода клапана, определяемый по гра-
фикам (рис. 31); FH— площадь сечения плунжера; f0 — площадь
просвета седла клапана; д — ускорение силы тяжести, м/с2;
So—-длина хода точки подвеса штанг, м; п — число качаний
в минуту; Ркл — искомое усилие, кгс.
Из рассмотрения формулы (44) следует, что сила, обуслов-
ленная сопротивлениями в клапане, быстро возрастает с уве-
личением диаметра насоса, скорости откачки и уменьшением
коэффициента расхода клапана. Она уменьшается с возраста-
нием коэффициента расхода и просвета седла. При этом коэф-
фициент расхода зависит еще и от вязкости жидкости и кон-
струкции клапанного узла.
Пользуясь формулой (44), выполним расчеты Ркл Для двух
конструкций: стандартного клапана и клапана Костыченко и
составим соответствующие графики (рис. 37). При расчете при-
нято, что откачивается чистая вода. Значения Ркл минимальны
вследствие следующих причин. Во-первых, присутствие неф-
ти в откачиваемой жидкости (без образования стойкой эмуль-
сии) несколько повышает гидравлические сопротивления в кла-
пане. Во-вторых, собственные упругие колебания штанговой
колонны заметным образом увеличивают скорость движения
плунжера в середине хода вниз, что резко сказывается на воз-
растании Ркл [2].
88
Кроме того, следует иметь в виду, что формула (44) выве-
дена в предположении стационарного потока жидкости через
клапан, а в действительности плунжер движется неравномерно.
Поэтому расчет имеет приближенный характер.
Сделаем расчеты сил сопротивления в нагнетательных кла-
панах диаметров больших и среднего насосов для максималь-
ных значений скоростей откачки (So«=4O). При этом учтем, что
в насосах, применяемых в многодебитных скважинах, имеются
два нагнетательных клапана. Поэтому полученные усилия для
одного клапана умножаются на 1,5.
Рис. 37. Силы сопротивления в клапане.
а — обычный клапан; б — клапан Костычеико; DH (в мм) равно: 1— 93. 2 — 68: 3 — 56;
4 — 44; 5 — 32
Усилия Рнл (в кгс) в зависимости от диаметров насосов сле-
дующие.
93-мм насос.............. 195—320
68-мм....................120—165
56-мм...................... 75—90
Примечание. Меньшая цифра
относится к стандартному клапану, а
большая — к клапану Костыченко.
Как видим, сопротивления в клапанах создают значительные
усилия, сжимающие низ штанговой колонны. Очевидно, что эти
усилия складываются с усилиями от сил трения в плунжерной
паре, так как обе силы действуют одновременно и в одном и
том же направлении.
Сумма усилий (в кгс) на клапаны, возникающих от сил
трения, следующие.
По мере износа плунжерной пары силы трения плунжерной
пары могут значительно уменьшиться, а сопротивления в кла-
89
панах Ркл остаются неизменными в течение всего времени ра-
боты насоса,
93-мм насос............ 356—486
68-мм.................. 234—280
56-мм..................165—180
Таким образом, в многодебитных скважинах малой и сред-
ней глубины сжимающие усилия в нижней части штанговой
колонны достаточно велики. Они могут быть значительными и
для некоторых среднедебитных скважин. При этом нужно иметь
в виду, что основные последствия изгиба (обрывы и отвинчива-
ния штанг, износ муфт и труб) зависят не только от величины
сжимающих усилий, но и от стрелы прогиба штанг. Стрела же
прогиба при прочих одинаковых условиях (и даже при некото-
ром увеличении диаметра штанг) зависит от диаметра труб,
а следовательно, и от диаметра насоса. Поэтому неполадки осо-
бенно часты у насосов диаметром 68 мм и более.
Известно, что для предупреждения продольного изгиба
штанговой колонны применяется «тяжелый низ», т. е. утяжелен-
ные штанги, монтируемые в нижней части колонны над плун-
жером насоса. Тяжелый низ должен обладать таким весом,
чтобы предотвратить изгиб обычных штанг, находящихся выше
него, и такой жесткостью, чтобы не подвергаться изгибу.
Практика применения тяжелого низа показывает его эффек-
тивность в отношении резкого уменьшения обрывов и отвинчи-
ваний штанг [35, 36J.
Следующее мероприятие по предотвращению изгиба штанг
(и одновременно по уменьшению необходимого веса тяжелого
низа) заключается в удалении из насоса второго нагнетатель-
ного клапана и работа с одним нагнетательным клапаном. Это
мероприятие существенно снижает сжимающие усилия. В ре-
зультате вес тяжелого низа 300—400 кгс в большинстве слу-
чаев вполне достаточен. Выполненный автором и Н. Я. Мамедо-
вым расчет по специальной методике показывает, что тяжелый
низ весом даже 500 кгс совершенно незначительно увеличивает
приведенное напряжение в штангах (всего на 3%), а макси-
мальная нагрузка в точке подвеса штанг возрастает только на
5%. Такой результат объясняется следующим. При спуске тя-
желого низа из колонны штанг удаляется соответствующее по
длине число штанг; статический вес тяжелого низа уменьша-
ется почти на 9% за счет погружения в жидкость, амплитуда
нагрузки в точке подвеса практически остается неизменной, так
как увеличивается минимальное усилие за цикл действия на-
соса. Таким образом, широкое применение тяжелого низа ве-
сом 300—400 кгс может только благоприятно влиять на резу-
льтаты работы насосной установки.
Можно предположить, что в приемном клапане тоже должны
возникать довольно значительные сопротивления при высоких
скоростях откачки и больших диаметрах насосов. Оценим их
90
величину приближенным расчетом, пользуясь диаграммой на
рис. 37. При откачке жидкости вязкостью 0,01 см2/с (воды) со
скоростью 40 м/мин напор, действующий на приемный клапан,
составляет 2,5 кгс/см2. Торцовая площадь гнезда конуса прием-
ного клапана у 68-мм насоса составляет 16 см2. Следовательно,
действующее вверх (при ходе плунжера вверх) усилие, стра-
гивающее конус из гнезда, составит 40 кгс. Это сравнительно
немного. Но уже при откачке жидкости вязкостью 0,1 см2/с,
т. е: при откачке легкой нефти с невысокой обводненностью или
частичным присутствием эмульсии, усилие достигает 80 кгс,
что уже может привести к страгиванию конуса. Такие явления
наблюдаются на практике и весьма нежелательны, так как при-
водят к потерям в производительности насоса и порче конуса
гнезда клапанного угла. Сам факт страгивания (выхода) конуса
из гнезда устанавливается динамометрированием.
Следует еще иметь в виду, что при рассматриваемых усло-
виях откачки жидкости необходимое (без влияния газа) погру-
жение насоса под динамический уровень может быть значите-
льным. Так, в последнем разобранном выше случае оно состав-
ляет 40 м.
Рассмотрим, какова реальная предельная производитель-
ность современной насосной установки при малых и средних
глубинах спуска насоса.
Число качаний насосной установки имеет предел, обуслов-
ленный специфическими особенностями этой установки. По мере
увеличения числа качаний при данных диаметре насоса и длине
хода минимальная нагрузка за цикл действия насоса уменьша-
ется и контур динамограммы приближается к нулевой линии.
Если контур динамограммы при каком-то числе качаний кос-
нется хотя бы в одной точке нулевой линии, т. е. нагрузка
в точке подвеса штанг уменьшится до нуля, что и будет пре-
дельным числом качаний для данных диаметра насоса и длины
хода. В самом деле, если мы еще увеличим число качаний, то
нормальная работа всей насосной установки нарушится: возник-
нут ударные нагрузки на балансир, штанги и редуктор, быстро
выводящие установку из строя. Следовательно, предельным для
всякой штанговой насосной установки будет такое число ка-
чаний, при котором в цикле насоса имеется хотя бы одна точка
с нулевой нагрузкой в точке подвеса штанг. Это число качаний
можно назвать критическим (Пкр). В работе автора [2] дается
метод определения критических чисел качаний при откачке ма-
ловязкой жидкости, т. е. при условии, когда затухание собст-
венных колебаний колонны штанг сказывается в незначительной
степени на минимуме нагрузки за цикл действия насоса. Рас-
чет по такой методике дает следующие результаты (табл. 4).
В табл. 4 подача насоса приближенная, полученная умно-
жением теоретической подачи на коэффициент подачи, равный
0,8. Критические числа качаний почти не зависят от глубины
91
спуска насоса. Сама же предельная глубина спуска определя-
ется допускаемым значением приведенного напряжения в штан-
гах.
Предельная подача насоса установки согласно исследова-
ниям автора (для данного диаметра насоса и диаметра штанг)
приближенно пропорциональна корню квадратному из длины
хода. Поэтому, например, при увеличении длины хода вдвое
подача насоса возрастает в 1,41 раза, или на 41 %.
Таблица 4
Подача насоса при критическом числе качаний
Диаметр иасоса, мм Критическое число качаний, кр Подача, м3,сут
95 8,5/12.5 416/308
70 10/14,5 266/192
56 11,5/17 195/145
Примечание. В числителе для длины хода 6 м, в знаменателе — 3 м.
Таким образом, повышение предельной производительности
насосной установки при малых и средних глубинах спуска на-
соса возможно только за счет увеличения длины хода, что свя-
зано с резким возрастанием крутящего момента на редукторе
и габаритов всего станка-качалки. Обычно считается, что произ-
водительность установки пропорциональна длине хода. Это
верно, если речь идет не о предельной производительности уста-
новки. Производительность же возрастает значительно медлен-
нее, т. е. пропорционально корню квадратному из длины хода.
ОСОБЕННОСТИ откачки жидкости
ИЗ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН НОРМАЛЬНОЙ, ХАРАКТЕРИСТИКИ
В глубоких скважинах (с глубиной спуска насоса 1400 м и
более) применяют в основном насосы малых диаметров, т. е.
43 мм и менее.
К основным особенностям эксплуатации рассматриваемой ка-
тегории скважин при откачке маловязкой жидкости нужно от-
нести следующее.
Во-первых, большие абсолютные потери длины хода плун-
жера от растяжения штанг и труб в зависимости от статической
нагрузки веса столба жидкости. Эти потери определяют по
формуле
где /ш — площадь сечения штанг, см2; — площадь сечения
тела труб, см2. Остальные обозначения прежние.
92
Для удобства практического использования приводится гра-
фик потерь от растяжения штанг и труб, из которого видно,
что эти потери могут быть значительными (рис. 38).
Вторая существенная особенность — это практически ощути-
мое влияние на длину хода плунжера вынужденных и особенно
собственных упругих колебаний штанговой колонны. Отсюда и
влияние этих колебаний на подачу насоса. Вынужденные упру-
гие колебания (см. главу I) всегда дают увеличение длины хода
плунжера по сравнению с той длиной, которая получается как
разность между длиной хода точки подвеса (балансира) и по-
терями на растяжение, т. е. So — X. Удлинения от вынужденных
Рис. 38 Потери хода плунжера.
1>и (в мм) равно: 1 — 44; 2 — 38; 3 — 32; 4 — 28
Глубина, подвески насоси, п
колебаний тем больше, чем длиннее колонна штанг и чем бо-
льше число качаний.
Иная картина получается от действия собственных колеба-
ний штанговой колонны: длина хода плунжера может при опре-
деленных условиях увеличиваться, а может и уменьшаться за
счет этих колебаний. Соответственно будет увеличиваться или
уменьшаться и подача насоса по сравнению с той, которая по-
лучилась бы с учетом только вынужденных колебаний. При
этом надо иметь в виду, что, исключая очень большие глубины
спуска насоса, влияние собственных колебаний на подачу на-
соса больше, чем вынужденных. Это было установлено впер-
вые экспериментами, выполненным автором и И. Г. Беловым и
автором с участием А. Д. Джабарзаде и Л. Н. Беглярова в спе-
циальных стендовых скважинах большой глубины.
Элементарная физическая картина действия собственных и
вынужденных колебаний штанговой колонны на длину хода
плунжера представляется в следующем виде. При ходе вниз
после снятия нагрузки на штанги от веса столба жидкости
в штанговой колонне возникают собственные колебания, вслед-
ствие чего колонна периодически то удлиняется, то сокраща-
ется (при этом на динамограмме фиксируется волнообразная
линия хода вниз).
93
Под влиянием вынужденных упругих колебаний колонна
к концу хода вниз будет несколько растянута, а под влиянием
собственных колебаний она может быть к моменту закрытия
нагнетательного клапана или растянута, или иметь сокращен-
ную длину. Поэтому конечная точка местоположения плунжера
будет выше или ниже того его положения, которое было бы при
отсутствии собственных колебаний штанговой колонны или же
в случае, когда в крайнем нижнем положении плунжера будет
иметь место нулевая фаза собственных колебаний (нагнетате-
льный клапан закроется в момент, когда колонна не растянута
и не укорочена под влиянием собственных колебаний). То же
наблюдается и в крайнем верхнем положении плунжера. Раз-
ница только в том, что увеличение длины хода плунжера в край-
нем нижнем положении штанговой колонны происходит тогда,
когда штанги в момент закрытия нагнетательного клапана рас-
тянуты, а в крайнем верхнем положении, наоборот, когда их
длина сократилась. Но, как показывают теоретический анализ и
эксперименты, фазы собственных колебаний штанговой колонны
(особенно при малых диаметрах насосов) в концах ходов вверх
и вниз практически симметричны, т. е. если в конце хода вниз
колонна оказывается растянутой, то в конце хода вверх длина
ее сокращается и наоборот. Поэтому получается «благоприят-
ное» для подачи насоса сочетание фаз, когда плунжер проходит
дополнительный путь в обоих крайних положениях, и «небла-
гоприятное» сочетание, когда он уменьшает свое перемещение
в обоих крайних положениях.
При благоприятном сочетании фаз собственных колебаний
фактически получается большая подача насоса, а при неблаго-
приятном— уменьшенная по сравнению с расчетной. Этот рас-
чет, не учитывающий влияния на подачу собственных коле-
баний, выполняют по формуле (19). Разумеется, в зависимости
от условий откачки отклонения в подаче в ту или другую сто-
рону могут быть больше и меньше или даже равны нулю, когда
нагнетательный клапан закрывается при нулевой фазе колеба-
ний, т. е. при нейтральном состоянии штанговой колонны. Длина
ее обусловлена только действием вынужденных колебаний. Но
если в установке изменить число качаний, то при новом ре-
жиме сочетание фаз будет другим и соответственно изменится
приращение подачи насоса.
Теоретический анализ показывает, что если пренебречь си-
лами трения в подземной части установки, то отклонение по-
дачи насоса от расчетной по элементарной формуле (19) зави-
сит только от двух параметров подобия насосной установки:
к/So и р = <аЫа,
где X — суммарное удлинение штанг и труб от веса столба жид-
кости; <0 — угловая скорость вращения кривошипа (<в=лп/30);
а — скорость звука в материале штанг, м/с.
94
С увеличением значений этих параметров увеличивается ин-
тенсивность собственных колебаний (их амплитуда) и, значит,
отклонение фактической подачи от расчетной по элементарной
формуле (19).
Следует иметь в виду, что при откачке сравнительно высо-
ковязкой жидкости собственные (да и вынужденные) колеба-
ния штанг настолько быстро затухают, что никакого влияния
на подачу насоса не оказывают.
Существующие элементарные формулы для расчета подачи
насоса учитывают влияние только вынужденных колебаний
штанг, которое сказывается в том, что ход плунжера получает
некоторое приращение в обоих крайних положениях штанг. Для
наглядного выяснения влияния собственных колебаний на по-
дачу насоса прибегнем к следующему приему. Будем сравнивать
подачу насоса с учетом собственных колебаний, рассчитанную
по нашей методике, с подачей, рассчитанной по элементарным
формулам: первую поделим на вторую и получим безразмерную
подачу насоса. Безразмерная подача насоса покажет качест-
венно и количественно, как влияют собственнные колебания
штанговой колонны на подачу насоса. Результаты такого рас-
четного сопоставления представлены на рис. 39 в зависимости
от параметров подобия насосной установки, т. е. р и X/So.
Безразмерная подача насоса ХСт/-$о сильнее всего зависит от
р, но так как в этот параметр входит число качаний и глубина
спуска насоса, это означает, что собственные колебания тем
больше влияют на подачу насоса, чем больше число качаний и
глубина спуска насоса. При р = 0,24-0,3 влияние собственных
колебаний незначительное (см. рис. 39), не более чем 10% по-
дачи, а если принять во внимание, что графики на рис. 39 пост-
роены без учета сил трения, то фактическое влияние будет еще
меньше.
Конкретизируем значение ц=0,24-0,3. Если взять число кача-
ний равным двенадцати в минуту, то указанным значениям р
будут отвечать глубины спуска насоса от 830 до 1250 м. Но уже
при значении р=0,4 и X/So=O,3 отклонения в сторону уменьше-
ния подачи составляют 28%. При р = 0,4 и двенадцати качаний
в минуту глубина спуска насоса равна 1660 м. Из разобранных
выше примеров и графиков рис. 39 следует, что принятое в на-
шей классификации выделение категории глубоких скважин,
начиная с глубины спуска насоса 1300—1400 м, находит здесь
подтверждение.
Обращаясь снова к рис. 39, интересно отметить, что макси-
мальная подача мало зависит от параметра X/So и составляет
20% в диапазоне рассматриваемых значений параметров подо-
бия. Снижение подачи (наибольшее) составляет от 22 до 35%.
Сравнение данных вышеприведенного расчетного анализа
с нашими экспериментальными данными показало их близкое
соответствие.
95
Очень важно отметить, что режимы и глубины спуска на-
соса, при которых наблюдается резко сниженная подача (см.
рис. 39), имеют место вблизи значений параметра р.=0,4. Также
в первом приближении можно считать, что при р,=0,5 начина-
ется область, в которой получается завышенная подача на-
соса. Наконец, следует иметь в виду, что снижение подачи тем
больше, чем больше параметр h/S0. Значит, при данной глубине
спуска насоса чем больше длина хода точки подвеса штанг So,
тем снижение подачи меньше.
При больших значениях параметра р,, т. е. при высоких чис-
лах качаний и больших глубинах спуска насоса, на изменение
а ~^=о,г
РГ
Рис. 39. Отклонение подачи
насоса от расчета по форму-
ле (19) нз-за собственных
колебаний штанг
/До-
Рис. 40. Сопоставление дли-
ны хода плунжера с длиной
хода полированного што-
ка (Он=32 мм, So =1,2 м,
£=2205 м)
8~о
%
110
100
80
60-
00
“X
ж
10 10 18 *22 го
Число '’’качаний, п
к
подачи его влияют не только собственные колебания колонны
штанг, но и вынужденные колебания.
Рассмотрим результаты экспериментов, проведенных в стен-
довой скважине (рис. 40). Здесь по горизонтальной оси отло-
жены числа качаний, а по вертикальной — отношение факти-
ческой длины хода плунжера, определенной по его подаче
(5ф), к длине хода точки подвеса штанг (So). Как видим, за-
вышенная подача достигает 50%, а снижение подачи при ма-
лых числах качаний — на 70%. Последнее обусловлено тем, что
длина хода точки подвеса So значительно больше в данном слу-
чае расчетной длины хода плунжера по формуле (19), так как
96
в последнем случае учитывается потеря хода на удлинение штанг
и труб от статического веса столба жидкости. Коэффициент по-
дачи насоса (см. рис. 40) меняется в зависимости от числа
качаний от 0,3 до 1,5. Но при меньшей глубине спуска и боль-
ших длинах хода точки подвеса описываемые особенности ска-
зываются значительно слабее.
Таким образом, характерной особенностью работы насосной
установки на больших глубинах является то, что имеются об-
ласти режимов откачки с заниженной и завышенной подачей.
Эта особенность проявляется тем сильнее, чем больше глубина
спуска и число качаний, и тем меньше, чем длиннее ход точки
подвеса штанг.
Третья особенность откачки глубоких скважин — это рост
абсолютных и особенно относительной утечек жидкости через
зазор плунжерной пары и в соединениях насосных труб. Оба эти
обстоятельства влияют на фактическую производительность на-
сосной установки, а первое еще и укорачивает межремонтный
период по смене насоса.
При эксплуатации мало- и некоторых среднедебитных глубо-
ких скважин особенно сильно проявляются три особенности от-
качки жидкости: большие потери хода на удлинение штанг и
труб, влияние упругих колебаний штанговой колонны на подачу
насоса и утечки в плунжерной паре и соединениях труб.
Положим, что нам нужно откачивать с глубины 2000 м 9 м3/сут жидко-
сти 32-мм иасосом, спущенным на колонне штанг 22X19 мм. Длина хода
точки подвеса штанг So =1,5 м и площадь сечеиия плунжера насоса Гн =
=0,000804 м2.
По рис. 38 находим потерю хода, в нашем случае AS=0,57 м. Отсюда
необходимое число качаний (коэффициент наполнения нового насоса равен
единице)
9
п =----------------------= 8,3 качания в минуту-
1440 (1,5 — 0,57) • 0,000804
Проверим, в какую область попадает наш режим — в область занижен-
ной или завышенной подачи. Для этой цели нами построены на основе экс-
периментальных данных и расчета графики (рис. 41,а, б), на которых штри-
ховкой указаны области режимов с заниженной подачей. В заштрихованных
областях подача почти не меняется и соответствует нижней границе заштри-
хованной области. Находим, что при глубине спуска насоса 2000 м, длине
хода 1,5 м и числе качаний 8,3 в минуту (см. рис. 41, а) наш режим попа-
дает в заштрихованную область «невыгодных» режимов. Это означает, что
мы не получим ожидаемой подачи, соответствующей 8,3 качаниям в минуту.
Фактическая подача будет соответствовать числу качаний на нижней границе
заштрихованной площади, т. е. 6 качаниям в минуту, так как от 6 до 8,5
качаний подачн практически остается постоянной. Значит, чтобы получить
требуемую подачу, надо увеличить число качаний более чем до 8,5 в минуту.
Прн откачке из глубокой малодебитной скважины маловязкой жидкости
утечки в зазоре между плунжером и цилиндром даже в совершенно новом
насосе могут составить значительную долю от его подачи. На рис. 42 а, б
приведены диаграммы А. М. Пирвердяна для определения утечек жидкости
в зазоре нового 32-мм насоса для двух значений вязкости жидкости в ин-
тервале глубин от 1000 до 3000 м. При использовании этих диаграмм сле-
дует учитывать температуру жидкости у приема насоса и именно для этой
97
температуры определять вязкость откачиваемой жидкости. Вязкость нефти
берут по данным лабораторных определений для каждой данной залежи,
а вязкость воды в зависимости от температуры следующая:
Температура воды, °C.................. 40 60 80 100
Кинематическая вязкость воды v, см2/с • 0,01 0,006 0,004 0,003
Для условий этого примера, т. е. на глубине 2000 м, температуру у при-
ема можно взять равной 70° С и v=0,005 см2/с. Положим, что 32-мм насос
Рис. 41. Диаграммы «невыгодных» режимов.
а — при длине хода 1,2 и 1,5 м; б — при длине хода 2,1 м
Рис. 42. Диаграммы утечек между плунжером и цилиндром нового 32-мм иа-
соса при вязкости жидкости:
а — о=0,1 см2/с; б —v“0,005 см2/с; б — зазор (в мкм)
откачивает сильнообводненную жидкость, относится ко второй группе по-
садки и имеет в плунжерной паре зазор на сторону 6 = 0,05 мм. По графику
на рис. 42, б находим, что суточная утечка воды в этом насосе (через зазор
плунжерной пары) составит 2 м3/сут.
При пользовании графиками утечки (см. рис. 42, а, б) нужно иметь
в виду, что все прямые, расположенные в нижней левой части диаграмм (до
излома), относятся к ламинарному режиму течения жидкости в зазоре,
98
а кривые, расположенные в правой части (после излома),— к турбулентному.
По этим диаграммам можно определить утечку и для других диаметров на-
сосов и вязкостей жидкости, пользуясь формулой (25) для ламинарного ре-
жима, а для турбулентного режима следует руководствоваться методикой,
изложенной в работах А. М. Пирвердяна [27, 29].
Если бы мы подбирали режим откачки обычным приемом, то, как было
показано выше, при S0=l,5 м нам достаточно было бы 8,3 качания в ми-
нуту, чтобы получить (при коэффициенте наполнения, равном единице) за-
данную подачу 9 м3/сут при помощи 32-мм насоса. При этом теоретическая
производительность установки (производительность по длине хода точки под-
веса штанг) составляет:
QT = 1440-0,000804-1,5-8,3 = 14 м»/сут.
Составим баланс всех потерь в подаче установки.
1. Потери на удлинение штанг и труб — 0,57 м, или 5,6 м3/сут.
2. Потери вследствие попадания выбранного режима откачки в область
«невыгодных» режимов; фактическая подача будет соответствовать не 8,3
качаниям, а 6 качаниям в минуту; это дает еще 4,4 м3/сут потерь.
3. Утечки в зазоре плунжерной пары (считая на воду) — 2 м3/сут.
4. Утечки в соединениях труб составят не менее 1 м3/сут.
Итак, сумма всех потерь составляет 13 м3/сут. Значит, при теоретической
подаче по ходу точки подвеса штанг, равной 14,8 м3/сут, мы можем получить
фактическую подачу насоса;
Q = 14,8— 13,0 = 1,8 м3/сут,
ио не 9 м3/сут, как ожидалось.
В разобранном примере мы взяли сочетание довольно небла-
гоприятных факторов, которое на практике встречается редко.
Но подобные ситуации очень часто наблюдаются в действитель-
ности и приводят к многочисленным недоразумениям. В са-
мом деле, потери подачи от неблагоприятного сочетания фаз
собственных колебаний штанговой колонны («невыгодный» ре-
жим) не вызывают искажений контура динамограммы; это яв-
ление можно установить путем специального анализа динамо-
граммы, который в производственной обстановке затруднителен.
По динамограмме можно определить (но только при малых
значениях р.) лишь потери на растяжение штанг и труб. По-
тери На утечки в новом насосе совсем не видны на динамо-
грамме вследствие сложности ее конфигурации, обусловленной
интенсивным колебательным процессом в штангах. Потери
в соединениях труб не обнаруживаются по динамограмме.
В результате получается, что насосная установка работает
вполне нормально, а подача насоса очень мала по сравнению
с ожидаемой. Отсюда нередко делается вывод об уменьшении
притока жидкости из пласта или значительной течи в тру-
бах и т. д„ хотя на самом деле приток нормальный и течь
в трубах незначительна или ее совсем нет. Мало того, увели-
чив число качаний или длину хода, не всегда получают за-
метное увеличение подачи, если новый режим не вышел до-
статочно далеко за пределы области «невыгодных» режимов
(см. рис. 41).
99
Тщательный анализ работы насосов в мало- и отчасти сред-
недебитных глубоких скважинах очень важен, особенно при
откачке маловязкой жидкости. При откачке жидкости средней
вязкости утечки становятся незначительными (в новом насосе),
но влияние на подачу неблагоприятного сочетания фаз соб-
ственных колебаний насосных штанг остается. При большой
вязкости жидкости колебания могут совсем затухать и не вли-
ять на подачу насоса.
Конечно, можно избежать сильного влияния собственных
колебаний штанговой колонны посредством применения длин-
ного хода. Однако устанавливать длинноходовый станок-ка-
чалку на малодебитной скважине невыгодно.
При откачке жидкости из средне- и многодебитных глубо-
ких скважин нормальной характеристики влияние всех тех по-
казателей, которые рассматривались выше, уменьшается.
Потери на растяжение штанг и труб в меньшей степени
влияют на производительность установки.
Влияние собственных и вынужденных колебаний колонны
штанг сказывается и здесь в определенной степени.
На основе обширных экспериментальных исследований
в стендовых глубоких скважинах, выполненных автором сов-
место с И. Г. Беловым и другими, было установлено, что при
определенных условиях быстроходные режимы откачки с чи-
слом качаний выше 15 в минуту дают меньшую нагрузку на
штанги, чем длинноходовые режимы (конечно, при одной и той
же производительности установки). Увеличенное число кача-
ний, независимо от глубины откачки, способствует более бы-
строму наступлению усталости материала штанг, но этот фак-
тор не всегда имеет решающее значение, если абсолютный
прирост числа обрывов штанг при переходе на быстроходный
режим невелик.
Описываемую особенность откачки жидкости из глубоких
скважин можно сформулировать и так: при данном допускае-
мом приведенном напряжении в штангах добыча жидкости
в некоторых случаях может быть больше при быстроходном ре-
жиме, чем при длинноходовом. При этом основное преимуще-
ство быстроходного режима заключается в том, что его можно
осуществлять обычными, не длинноходовыми станками-качал-
ками значительно более дешевыми, чем длинноходовые.
Кроме того, при более длинном ходе режим откачки не-
редко оказывается в области заниженной подачи, а при мень-
шем ходе и повышенном числе качаний режим откачки попа-
дает в область завышенной подачи.
Рассмотрим пример (рнс. 43) — карточку режимов откачки для глу-
бины спуска насоса (высоты подъема жидкости) 1600 м и 43-мм насоса.
Для ориентировки при выборе режимов откачки с разных глубин характер-
ные режимы сведены в табл. 5. В табл. 5 и на рис. 43 взята длина хода
точки подвеса штанг до 3 м, так как длины ходов более 3 м применяются не
100
Таблица 5
Сравнение максимальной производительности насосной установки
при различных режимах откачки на больших глубинах
Глубина спуска насоса, м Напряжение в штангах, кгс/мм2 Длина хода, м
число качаний 1Хэ/ги ‘BbBVOU CJ число качаний СЛ подача, м3/сут ЧИСЛО качаний 00 подача, м3/сут ЧИСЛО качаний КЗ подача, м3/сут число качаний о подача, м3/сут
1300 43 - мм насос, д 10 | 19 | 26 12 1 - 1 - в у X с 15,2 21,3 тупенчатая ко 31,0 I 13,3 I 31,0 60 | 18,5 | 56 Л О н н 16,8 а 22 > 35 53,5 19 м I9/ м 46 60
38-мм насос, двухступенчатая колонна 22x19 мм
I 10 I 18,5 I 30 I 14 I 20 I 12 I 21 I 10,5 I 24 I 8 I 27,5
| 12 I — | — | 20,5 I 47,5 | 17 | 41,5 | 14,5 | 37,5 | 11,5 | 40
38-мм насос, трехступенчатая колонна 25x 22 x 19
16оо I 10 I — I — I 21 I 42.5 I 18 I 43,5 I 15,5 I 40 1 12 143,5
43-мм насос, трехступенчатая колонна 25 x 22 x 19
.1 10 I — I — I 19 I 44 I 16 1 41 I 14 I 35 I 10,5 I 42
I 12 | — J — I 21 I 35 | 17,5 | 27,5 | 14,8 | 30,5 | 11,8 | 28,5
32-мм насос, двухступенчатая колонна 22x19
.1 10 I 10 I 25,5 I 15,5 I 22 I 12,5 I 16,5 I 11 I 16 I 8,5 I 22,5
’I 12 | | | 21 I 35 I 17,5 I 27,5 | 14,8 | 30,5 | 11,8 | 28,5
38-мм насос, трехступенчатая колонна 25 x 22 X 19
1900I 1° I 24 I 40 I 17,5 I 36 I 14 I 30 I 12 I 25,5 I 9 I 33,5
32-мм насос, трехступенчатая колонна 25 x 22 x 19
22001 !г |
19
21,5
15,5
24,5
13
23
10
21,5
2500
32-Мм насос, трехступенчатая колонна 25 х 22 X 19
10
12
14
18,5
11,5
17,5
8
11,5
16
27,5
часто. Расчет нагрузок на штанги выполнен по формулам А. С. Вирновского.
Подача насоса определялась следующим образом. Первоначально подачу рас-
считывали по элементарной формуле (19), а затем вносили поправку с ис-
пользованием графика рис. 39. При этом снижение подачи брали не полно-
стью по графику, а только 0,8 от указываемой на графике величины.
На рис. 43 и в табл. 5 коэффициент наполнения насоса принят рав-
ным 0,85.
101
Выбирать режим откачки следует для данных конкретных условий, так
как зависимость подачи от параметров режима и глубины спуска насоса
достаточно сложная. Однако разнообразие возможных режимов имеет место
лишь в определенных пределах значений параметров подобия X/So и ц, при
очень длинных ходах (4,5—6 м) и глу-
бинах почти до 2500 м отклонения по-
дачи от расчетной по элементарной
формуле (19) становятся незначитель-
ными и ими можно пренебречь.
Положим, что допускаемое бПРнв =
= 12 кгс/мм2; требуется выяснить, сколь-
ко жидкости можно откачивать с глу-
бины 1600. м при различных режимах,
не превышая указанного 6прив-
По карточке режимов для дайной
глубины (см. рис. 43) находим, что при
--------I--------1-------1--------1
0,16 0,зг 0,5 0,67 ft
этих условиях можно откачать: при
длине 3 м и числе качаний 9,5 в мин —
42 м3/сут, при длине 2,1 м и числе кача-
ний 12,6 в мин — 31 м3/сут, при длине
1,5 м и числе качаний 18 в мин —
45 м3/сут.
Как видим, режим при ходе 2.1 м
явно не выгоден. Другие два режима
могут оказаться равноценными по ко-
нечным результатам, ио может быть
наилучшим из них окажется первый
режим — это должна показать практика.
Так как в конечном итоге оптималь-
ным будет тот режим, при котором за-
данная добыча получается при иаибо-
Число качаний.
лее лучших экономических показателях,
то необходимо при выборе режима
иметь в виду следующее. При длинно-
ходовом режиме срок службы насоса
больше, обрывов штаиг в общем слу-
чае меньше, редуктор и другие детали
станка-качалки изнашиваются быстрее,
стаики-качалки н насосы стоят дороже;
при быстроходном режиме срок службы
насоса уменьшается, обрывы штаиг уча-
щаются, редуктор изнашивается меньше.
Рис. 43. Режим откачки для глу-
бины скважины 1600 м.
Насос диаметром 43 мм; штанги 22Х
Х19 мм; коэффициент наполнения 0,85;
0» =0.9 г/см8; плотность жидкости
0,9 г/см8
соте подъема жидкости, равной
раза больше, чем при ходе 3 м.
станок-качалка и насос стоят дешевле.
Максимальная, при данной уста-
лостной прочности штанг, производи-
тельность установки в глубоких сква-
жинах все же может быть достигнута
применением очень длинных ходов. Так,
при 6прив = 12 кгс/мм2, при ходе 6 м и
числе качаний 10, 32-мм насосе и вы-
м, можно получить 59 м3/сут, или в 1,5
Прогнозирование условий работы
насосной установки на больших глубинах
Для прогнозирования условий применения насосной эк-
сплуатации на любых глубинах необходимо иметь надежные
102
способы расчета максимальной и минимальной за цикл дей-
ствия насоса нагрузок в точке подвеса штанг и подачи насоса.
Имея надежную методику расчета экстремальных наг-
рузок на штанги, не представляет труда определить приведен-
ное напряжение в штангах и крутящий момент на кривошип-
ном валу, поскольку они зависят только от величин макси-
мальных и минимальных нагрузок за цикл действия насоса.
Таким образом, рассчитывая нагрузки на штанги и подачу
насоса, определяют основные параметры, характеризующие
работу насосной установки.
В главе I говорилось о том, что единственными вполне на-
дежными формулами для расчета экстремальных нагрузок на
штанги являются формулы А. С. Вирновского. Расчет по этим
формулам сопоставляли с фактическими замерами нагрузок
в скважинах, он показал высокую степень сходимости (см.
рис. 10). Возникает вопрос о пределах применимости по глубине
спуска насоса формул А. С. Вирновского и нашей методики
расчета подачи насоса.
В главе I в общих чертах качественно показано, что инер-
ционные усилия в штангах создаются сочетанием вынужденных
и собственных (свободных) упругих колебаний штанговой ко-
лонны. Разберем механизм этих явлений несколько подробнее.
Если в насосные трубы, заполненные жидкостью, опустить
колонну штанг без насоса («свободная штанга») и привести
в движение от станка-качалки, то мы получим вынужденные
колебания колонны, так сказать, в чистом виде, т. е. без нало-
жения на них собственных колебаний колонны, которые вы-
зываются работой насоса. Такие эксперименты в большом объ-
еме были выполнены автором в специальных глубоких стендо-
вых скважинах.
Теория вынужденных колебаний свободной штанги была
разработана акад. Л. С. Лейбензоном, предложившим следую-
щую теоретическую формулу для расчета инерционных усилий
в точке подвеса свободной штанги:
(кивках = (46)
где Е — модуль упругости для стали, кгсАм2; /щ— площадь
сечения штанг, см2; ц — параметр динамического подобия; So —
длина хода точки подвеса, м; L — длина колонны штанг, м;
So'L — параметр геометрического подобия свободной колонны
штанг.
Очевидно, что в формуле (46) учтены только силы инерции
колонны штанг и силы упругости материала штанг, силы же
'трения всех родов отсутствуют.
Так как \к—<йЬ1а, то с увеличением длины колонны (глу-
бины ее спуска) и числа качаний максимальное усилие
в точке подвеса штанг (Един max) возрастает и при р = 1,57,
103
когда ta 1,57—1д 90°= +сю, мы имеет основной резонанс ме-
жду частотой вынужденных колебаний колонны (числом ка-
чаний) и частотой ее собственных колебаний (ajL). При этом
теоретически, т. е. без учета сил трения, усилие в точке под-
веса становится бесконечно большим. На самом деле ввиду
наличия разнородных сил трения (прежде всего гидродина-
мического) это усилие получается не бесконечно большим, но
может быть весьма значительным. Вопрос заключается в том,
при каких режимах работы установки достигается этот основ-
ной резонанс.
Возьмем глубину спуска штанг /.=3000 м, скорость звука в материале
штанг в=5000 м/с. Подставляя эти данные в выражение для резонансного
значения g, получим:
ц = aL/a = 3000(о/5000 = 1,57.
пп
Отсюда резонансное значение ш=2,6 1/с. Но ш= ——-’значит резонанс-
OU
3,14-л
иое число качаний найдется из выражения: ——— =2,6. Отсюда п=25 ка-
чаний в минуту.
При меньшей глубине спуска штанг резонанс будет иметь место при еще
более высоком числе качаний. Значит, даже при применении быстроходного
режима откачки основной резонанс может получиться при очень больших
глубинах спуска штанг. Но усилия в точке подвеса штанг уже в некотором
удалении от резонанса должны получаться очень большими. Так, при этой
же глубине 3000 м, но прн числе качаний 20, диаметре штанг 22 мм и длине
хода точки подвеса 2 м по формуле (46) получим
(Рдии)гпах = 6200 кгс,
а статический вес штанг в жидкости Рст=8500 кгс. Следовательно, общая
нагрузка на штанги в точке подвеса их составит 14 500 кгс.
Интересно, что прн этом длина хода ннжнего конпа колонны штанг со-
ставит по формуле А. С. Вирновского
S = S0/cosp = 2/0,36 = 5,5 м, (47)
т. е. упругое инерционное удлинение штанг в разбираемом примере достиг-
нет величины 5,5 — 2=3,5 м.
Надежная работа установки при таком режиме весьма затруднительна,
если еще учесть, что к суммарной нагрузке от штанг должен быть добавлен
статический вес столба жидкости; при диаметре насоса 28 мм он составит
около 2000 кгс.
Однако в действительности картина вынужденных колебаний штанг
оказалась более сложной, чем это описано выше. Автором совместно
с И. Г. Беловым, Л. Н. Бегляровым и другими было выполнено значитель-
ное число экспериментов со свободной штанговой колонной (без насоса)
в глубоких стендовых скважинах. При этом было обнаружено, что, кроме
основного резонанса, имеют место еще и побочные резонансы прн меньшем,
чем основной резонанс, числе качаний в 2—3 и более раз.
Из этих побочных резонансов существенное практическое значение имеет
второй резонанс, наступающий прн числе качания вдвое меньше, чем основ-
ной. Появление побочных резонансов обусловлено следующей причиной: прн
выводе формул (46) и (47) принято, что движение точки подвеса штанг
гармоническое, т. е. кривая функции ускорений этой точки представляет со-
бой косинусоиду. Это допущение близко к действительности только прн бес-
конечно длинном шатуне, т. е. при отношении длины кривошипа к длине ша-
104
туна, стремящемся к нулю. У реальных же станков-качалок функция уско-
рения точки подвеса штанг довольно сильно отличается от косинусоиды, но
она может быть представлена посредством методов гармонического анализа
с любым приближением, суммой гармоник (косинусоид и синусод), с часто-
тами в 2—3—4 раза большими частоты основной гармоники. Поэтому и.ре-
зонансы между частотой собственных колебаний колонны штанг (прн данной
длине колонны она неизменна) и частотами вынужденных колебаний ко-
лонны, вызываемыми второй, третьей н т. д. гармониками, поступают соот-
Рнс. 44. Экспериментальная за-
висимость максимальной на-
грузки в точке подвеса «свобод-
ной штанги» от числа качаний
Рис. 45. Сопоставление инерци-
онной нагрузки по формулам
А. С. Вирновского с опытными
данными.
а — глубина подвески £—1402 м;
длина хода So— 1,2 м — ход штанг
вверх; б —£-1402 м; So=l,2 м —
ход штанг вниз; в —£ = 1602 м; So—
1,5 — ход штанг вверх; а — £=
=2205 м; So—2,1 м — ход штанг
вверх
ветственно при меньшем в 2—3—4 раза числе качаний (при данной длине
колонны), чем основной резонанс.
Таким образом, резонанс второй гармоники наступает (опять-таки без
учета воздействия снл трения) при значении р.=0,785, т. е. вдвое меньшем,
чем основной резонанс, который имеет место прн р.= 1,57. Значит, при глу-
бине спуска штанг /.=3000 м будем иметь резонанс второй гармоники прн
числе качаний, равном 12,5 в минуту.
На рнс. 44 представлен график экспериментальной зависимости макси-
мальной нагрузки в точке подвеса свободной ступенчатой штанги длиной
1600 м от числа качаний, полученной в стендовой скважине. Усилия на
штанги повышаются при приближении к теоретическому резонансу второй
гармоники (лр), обозначенному пунктиром при числе качаний 23,6 в минуту.
105
Статический вес рассматриваемой колонны доставлял 4770 кгс, а максималь-
ная резонансная динамическая нагрузка 3600 кгс (статический вес показан
на рнс. 44 горизонтальным пунктиром).
Выше мы рассматривали вынужденные колебания свобод-
ной штанги и установили практическое значение резонанса
второй гармоники этих колебаний. Будет ли этот резонанс
проявляться при работе насоса на больших глубинах? Рас-
смотрим рис. 45, на котором представлены графики сравнения
расчета инерционной нагрузки по А. С. Вирновскому (сплош-
ные линии) с фактическими замерами этих нагрузок динамо-
графом на стендовой скважине (таких графиков нами было по-
лучено несколько десятков на разных глубинах). Испытания
проводились при следующих параметрах.
Станок-качалка...............................СКН-10-2115
Диаметр насоса, мм.............................. 32
Диаметр штанг, мм:
при нагрузке 32%............................. 22
при нагрузке 68%............................. 19
Диаметры труб, мм................................ 73
Погружение насоса, м 20
Плотность нефти, кг/м8 900
Из рассмотрения рис. 45 следует, во-первых, хорошая схо-
димость в определенном интервале расчетных чисел качаний
с действительными; во-вторых, четко прослеживается сущест-
венное отклонение фактических усилий от расчетных именно
в зоне резонанса второй гармоники. Отсюда следует, что пре-
дел применимости формул А. С. Вирновского находится
вблизи резонанса второй гармоники. Этого и следовало ожи-
дать, так как в формулах А. С. Вирновского вынужденные ко-
лебания учтены приближенно по элементарной теории насос-
ной установки (15).
Основываясь на обширных экспериментах в стендовых
скважинах и принимая во внимание теоретической резонанс вто-
рой гармоники вынужденных колебаний свободной штанги,
было предложено следующее выражение для предела приме-
нимости формул А. С. Вирновского:
37 500 , с /л о\
^пред — £ 1 (48)
где L — глубина спуска насоса, м; пПред— предельное число
качаний в минуту.
В этом выражении приближенно учитывается предрезонан-
сное повышение усилий при длине хода точки подвеса ме-
ньше 3 м.
Изложенные здесь методы расчета усилий в точке подвеса
штанг (а следовательно, и Оприв, и Л4кр), а также производи-
тельности насосной установки, основанные на теории подобия
и проверенные на обширном экспериментальном материале,
представляют собой надежную основу для прогнозирования
Ю6
с достаточной для практики точностью условий откачки мало-
вязкой жидкости с любых глубин в пределах применимости
расчетных формул по числу качаний и длине хода. Но эти
пределы таковы, что они охватывают почти полностью весь
диапазон применения современной штанговой насосной уста-
новки.
Рассмотрим карточку режимов откачки для глубины спуска
32-мм насоса 3000 м, при длине хода S0=3 м, построенную по
описываемой методике (рис. 46). Как видим, при этих пара-
метрах и допустимом приведенном напряжении в штангах
12 кгс/мм2 можно получать до 30 м3/сут жидкости.
Рнс. 46. Режимы откачки для спуска насоса диаметром 32 мм на глубину
3000 м
Однако изложенные методы прогнозирования условий ра-
боты насосной установки на больших глубинах не являются
единственными. Еще в 1948 г. А. С. Вирновским, Л. И. Гу-
тенмахером и другими во ВНИИнефти была построена и ус-
пешно использована аналоговая счетная машина, дающая
возможность на электромодели воспроизводить динамограммы
работы насоса при любых условиях и решать все те задачи,
о которых говорилось выше.
Наконец, в последнее время для решения системы диффе-
ренциальных уравнений, полностью описывающей работу всей
сложной системы штанги — трубы — столб жидкости, приме-
нены способы дискретного счета на ЭВМ. (метод конечных раз-
ностей), позволяющие получить динамограммы насоса в лю-
бом сечении штанговой колонны и все параметры работы ус-
тановки при любых условиях.
Но чтобы получить вполне достоверные результаты на ана-
логовых или дискретных машинах, нужно в программу счета
заложить фактические данные о силах трения, которые могут
быть получены только из экспериментальных данных. Кроме
того, конечные результаты вычислений тоже должны сопостав-
ляться с экспериментами и корректироваться на их основе. По-
107
этому накопленные экспериментальные материалы о работе на-
сосных установок на больших глубинах и здесь имеют очень
важное значение.
Для наглядного представления о применимости теории по-
добия насосной установки для прогнозирования условий ра-
боты ее на больших глубинах рассмотрим соответствующие
Рнс. 47. Сопоставление различных
динамограмм глубинных насосов с
одинаковыми параметрами подо-
бия (насос диаметром 32 мм на
штангах 22X19 мм).
а — £.= 1602 м; 30=1.2 м; п=10,3; б —
£.=2205; So“2,l м; п=7,4
примеры на рис. 47 а, б и рис. 48 а, б. На рис- 47 сопоставлены
две динамограммы, относящиеся к разным глубинам, длинам
ходов и числам качаний, но в обоих случаях параметры подо-
бия близки между собой:
Рис. 48. Сопоставление различных
динамограмм глубинных насосов,
но с одинаковыми параметрами по-
добия (насос диаметром 32 мм на
штангах 22X19 мм).
а — £=1602 м; So«el,2 м; л=17; б — £=
=2205 м; So«2,1 м; л=12,3
-А. = 0,328, р = 0,346 (рис. 47, а);
So
— = 0,322, р = 0,346 (рис. 47, б).
So
Как видим, формы динамограмм очень сходны, хотя зна-
nl
чения третьего параметра р = — у них различны.
Аналогичное сопоставление приводится и на рис. 48 а, б,
причем
— = 0,328, р = 0,57 (рис. 48, а);
So
— = 0,322, р = 0,57 (рис. 48, 6).
So
108
Здесь тоже, несмотря на резкие различия в параметрах,
конфигурации динамограмм очень близки.
Очевидно, что при соблюдении равенства параметров подо-
бия можно получить конкретное представление о форме дина-
мограмм в порядке прогнозирования на любых глубинах и при
любых параметрах откачки, не охваченных экспериментами.
L=800n L=1000m L=1200m L=MOn
Рис. 49. Серия динамограмм, снятых на стендовой скважине.
L — глубина спуска насоса; п — число качаний
Формы динамограмм, снятых в точке подвеса штанг в глубо-
ких скважинах, часто очень сложны. Рассмотрим серию динамо-
грамм, снятых в глубокой стендовой скважине (рис. 49). Все
они отражают работу насоса без влияния газа, без практиче-
ски заметных утечек жидкости в плунжерной паре и клапанах
и т. д. Но даже при этих условиях расшифровка их нередко
затруднительна. Естественно, что при наличии утечек жидко-
сти в насосе, влиянии газа и других нарушениях нормальной
109
работы насоса расшифровка еще более усложняется. Это об-
стоятельство затрудняет контроль за работой насосов в глубо-
ких скважинах по данным наземного динамометрирования.
Применение же глубинных динамографов очень сложно. Но су-
ществует способ построения глубинных динамограмм по данным
наземного динамометрирования, например динамограммы на
нижнем конце колонны штанг у насоса. Такая глубинная дина-
мограмма имеет простую форму, легко расшифровывается и дает
четкое представление об утечках жидкости в насосе, влиянии
газа и т. д. Однако применение метода пересчета наземных дина-
мограмм на глубинные (разработан А. С. Вирновским) сопря-
жено с довольно громоздкими расчетами и не может быть реко-
мендовано для непосредственного использования на промыслах,
поскольку нужны счетно-решающие устройства, автоматически
выполняющие вычисления и выдающие готовые динамограммы
для любого сечения колонны штанг, в том числе и у самого на-
соса.
НЕПРЕРЫВНАЯ ОТКАЧКА ЖИДКОСТИ
ИЗ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН
Добыча нефти из малодебитных скважин составляет неболь-
шую долю общей добычи, но материальные затраты на их экс-
плуатацию весьма значительны. Отсюда вытекает существен-
ная значимость оптимизации процесса эксплуатации малоде-
битных насосных скважин и необходимость уделить этому
вопросу соответствующее внимание. При эксплуатации малоде-
битных насосных скважин рассматриваются три случая:
непрерывная откачка жидкости с полным заполнением ци-
линдра насоса;
непрерывная откачка с незаполнением цилиндра;
периодическая откачка с заполнением цилиндра.
Непрерывная откачка жидкости с полным заполнением
цилиндра насоса в практических условиях почти не встречается
вследствие того, что применяемые станки-качалки не могут
'обеспечить в большинстве случаев малую производительность
установки. Кроме того, часто экономически нецелесообразно
откачивать жидкость из малодебитных скважин с полным за-
полнением цилиндра. Поэтому в основном малодебитные сква-
жины эксплуатируются либо непрерывно с незаполнением ци-
линдра, либо с периодической откачкой жидкости, но с пол-
ным заполнением цилиндра.
Незаполнение цилиндра насоса жидкостью вследствие пре-
вышения подачи насоса над притоком из пласта означает, что
насосная установка работает с запасом подачи. Запас подачи
определяется следующим образом:
К = 2!^, (49)
ПО
T]n — возможный коэффициент подачи нового насоса; QT —
теоретическая подача, м3/сут; Qo — дебит скважины, м3/сут.
Значит, если, например, QT= 10 м3/сут, Q0=4 м3/сут и
па „ 0,8-10 о л ,
т)п=0,8, то л =——-----=2 . При этом насос работает с факти-
ческим коэффициентом подачи не более 0,4. Если при работе без
запаса подача насоса в течение межремонтного срока будет не-
прерывно снижаться вследствие износа его, то при наличии за-
паса она все время или часть межремонтного периода поддер-
живается постоянной. Поэтому добыча нефти из скважины во
втором случае будет больше. Могут улучшиться и другие тех-
нико-экономические показатели. Однако работа с запасом по-
дачи имеет и отрицательные стороны: возрастает износ обору-
дования, уменьшается к. п. д. установки, увеличиваются вред-
ные инерционные усилия в штангах и деталях станка-качалки
и т. д. Все эти отрицательные явления увеличиваются с увели-
чением запаса подачи насоса.
А. С. Вирновский доказал, что при квадратичном законе
изменения подачи насоса с течением времени (вследствие из-
носа его) наибольшая продолжительность периода постоянной
подачи получается при подаче с запасом установки К=2.
Соответствующие расчеты, выполненные автором, показали,
что в интервале изменения показателя степени в уравнении по-
дачи насоса от 1,5 до 3 максимальная продолжительность пе-
риода постоянной подачи получается также при запасе от 1,5
до 3.
Таким образом, для практических целей при любых усло-
виях эксплуатации можно считать, что наибольшая продолжи-
тельность периода постоянной подачи получается в интервале
значений подачи с запасом от 1,5 до 3.
На рис. 50 показана работа насоса с двойным запасом по-
дачи (при квадратичном законе подачи насоса) в сравнении
с работой насоса без запаса. Сплошная линия, состоящая из
отрезка прямой, параллельной оси абсцисс и части крутой па-
раболы, изображает цикл работы скважины с запасом подачи.
Отрезок горизонтальной прямой изображает постоянную подачу.
Если межремонтные периоды с подачей насоса без запаса
и с запасом одинаковы, то заштрихованная площадь пропор-
циональна дополнительной добыче жидкости за цикл работы
насоса, получаемой благодаря подачи с запасом (см. рис. 50).
Это и является основным преимуществом применения запаса
подачи насоса.
Очевидно, что при работе с запасом подачи всегда Т>Тзап,
где Т — полный срок службы насоса при отсутствии запаса,
т. е. при полном заполнении насоса жидкостью с самого начала
его работы.
Аналитическая методика анализа показателей работы сква-
жин с запасом подачи заключается в следующем [2]. Для каж-
111
дого режима работы с запасом подачи, а также и без запаса
расчетом определяется оптимальный межремонтный период по
смене насоса. Оптимальным считается такой межремонтный
период, при котором себестоимость добываемой нефти полу-
чается минимальной.
На рис. 51 графически представлены некоторые результаты
анализа (при квадратичном законе подачи насоса). Семейство
кривых изображает зависимость безразмерного межремонтного
Рис. 50. Цикл работы скважины с двойным запасом подачи
Q3an ~~ начальная подача насоса с запасом; Qo — фактический дебнт скважины; Г —
полная продолжительность работы насоса; гзап—полная продолжительность работы
с запасом; —межремонтный период; Tq— период работы с постоянной подачей
Рис. 51. Технико-экономические показатели откачки с запасом подачи
периода — от запаса подачи К. для некоторых часто встре-
чающихся на практике значений параметра ремонтности (по
смене насоса) — (7? — стоимость одного подземного ремонта
ВТ
в руб.; В — стоимость скважино-суток эксплуатации без расхо-
дов на подземный ремонт в руб /сут).
Из рис. 51 следует, что: 1) наибольший оптимальный меж-
ремонтный период получается при запасе подачи насоса от 1,5
до 2 (примерно при тех же значениях запаса будет и наиболь-
шая добыча нефти). Указанные значения запаса являются, та-
ким образом, оптимальными; 2) при работе без запаса (/(=])
оптимальный межремонтный период оказывается меньшим, чем
с оптимальным запасом.
Таким образом, работа скважин с запасом подачи, близким
к оптимальному, представляется наиболее выгодной со всех
точек зрения. Однако это положение верно только в отношении
сравнительно малодебитных скважин, на которых установлено
112
оборудование более мощное, чем это необходимо для эксплуа-
тации данных скважин. Теоретическая подача насосов не дол-
жна превышать 15 м3/сут. Создание оптимального запаса подачи
в насосах на малодебитных скважинах затруднительно. Очень
низкая подача насосов нецелесообразна из-за случайных, не
поддающихся учету потерь подачи, которые снижают фактиче-
ский запас. Поэтому целесообразны следующие значения ра-
ционального запаса подачи в зависимости от дебита скважин
(производительность установки должна быть не менее 5 м3/сут).
Дебит жидкости, м®/сут.....до 1 1—1,5 1,6—4 4,1—7
Рациональный запас подачи, м®/сут 5 3,5 2,5 2
Этот запас подачи тоже не всегда осуществим. Поэтому
очень малодебитные скважины целесообразно переводить на
периодическую откачку жидкости из них.
Периодическая откачка жидкости
из малодебитных скважин
Необходимым условием применения периодической откачки
жидкости является наличие резервной мощности в используе-
мом на скважине оборудовании, которое выражается через за-
пас подачи насоса.
Основной экономический критерий, по которому определяют,
подходит ли данная скважина для перевода с непрерывной на
периодическую обработку или не подходит,— это себестоимость
нефти, добываемой из скважины: при периодической откачке
она не должна быть выше, чем при непрерывной откачке при
прочих неизменных условиях (параметры откачки, глубина
спуска насоса и т. д.).
Но этот основной критерий в некоторых случаях не является
достаточным или решающим.
Например, могут встретиться случаи, когда при выполнении
экономического критерия добыча нефти при переводе на перио-
дическую откачку снижается на значительную величину.
Кроме того, основной экономический критерий в очень ма-
лодебитных скважинах может и не выполняться и тем не менее
оказывается целесообразным эксплуатировать эти скважины
с периодической откачкой жидкости. Это обусловлено тем, что
либо имеется возможность использовать освобождающиеся ма-
териальные средства на других скважинах и с лихвой воспол-
нить потери по малодебитному фонду, либо экономический кри-
терий выполняется в целом для группы скважин, а для части
входящих в группу скважин он не достигается.
Таким образом, в дополнение к основному экономическому
критерию необходимо еще учитывать дебитность скважин, пе-
реводимых на периодическую откачку.
113
Цикл периодической откачки состоит из двух процессов:
процесса накопления жидкости (подъем динамического уровня
жидкости в скважине) и процесса откачки жидкости (снижение
уровня до крайнего нижнего положения). Соответственно мы
имеем период накопления жидкости и период откачки жидкости.
В процессе откачки забирается не только накопившаяся в сква-
жине за период накопления жидкость, но и та жидкость, кото-
рая поступает из пласта в скважину в течение всего периода
откачки.
Начало цикла — это начало процесса накопления жидкости,
а конец цикла — окончание процесса (периода) откачки. Зна-
чит, начало и конец цикла соответствуют самому низкому дина-
мическому уровню в скважине.
Факторы, от которых зависит, подходит ли данная скважина
для периодической откачки жидкости и насколько благоприятны
в ней условия применения этого вида откачки, можно разделить
на две группы.
1. Геолого-технические факторы — режим работы пласта и
режим фильтрации жидкости в призабойной зоне, пластовое
давление, дебит жидкости, обводненность продукции скважины,
поступление песка из пласта, парафинизация насосных труб и
стенок эксплуатационной колонны, диаметры эксплуатационной
колонны и насосных труб, наличие зумпфа в скважине и др.
2. Технико-экономические факторы — степень снижения те-
кущей добычи нефти при переводе скважины с непрерывной на
периодическую откачку, частота и стоимость подземных ремон-
тов, расходы на ремонт, уход за наземным оборудованием и
на электроэнергию.
Большинство из перечисленных выше факторов взаимосвя-
заны и поэтому деление их на две категории носит несколько
условный характер.
Большинство методов расчета параметров периодической
эксплуатации основывается на уравнении той или иной формы
индикаторной кривой, полученной при непрерывной откачке
жидкости из пласта (постоянный отбор).
Дальнейшее изложение анализа условий применения перио-
дической откачки, определение параметров и методов оптими-
зации также основывается на допущении идентичности или
близости закономерностей нестационарного притока жидкости
в скважину к стационарному.
Следует отметить, что от стороны индикаторной кривой
в сильной степени зависят условия применения периодической
откачки.
Определим, насколько существенно значение для периодиче-
ской откачки жидкости имеет форма кривой зависимости при-
тока от приведенного динамического уровня (рис. 52).
Потенциальные дебиты скважин, соответствующие нулевому
расстоянию динамического уровня от начала координат, и пла-
114
i стовые давления, соответствующие статическому уровню
(• жидкости в скважине (ЯСт), на обеих кривых одинаковы.
Начало координат считается расположенным у нижних от-
верстий перфорированной зоны скважины, а прием насоса и
динамический уровень при непрерывной откачке и в конце пе-
риода откачки при периодической откачке принимаются нахо-
дящимися тоже у нижних отверстий перфорации. При этом
скважина дает максимально возможный для нее (потенциаль-
ный) дебит.
Будем в первом приближении считать, что фактическому
среднему дебиту скважины при периодической откачке соответ-
Рис. 52. Зависимости притока жидкости от динамического уровня в скважине
Рнс. 53. Зависимость притока жидкости от динамического уровня в режиме
растворенного газа (индикаторные кривые)
ствует одинаковое для обеих индикаторных кривых местополо-
жение динамического уровня На. Однако величина этого сред-
него дебита будет существенно различной: в случае параболи-
ческой индикаторной зависимости уменьшение дебита по
сравнению с непрерывной откачкой получается равным AQi,
а при линейной зависимости — AQ2, т. е. значительно больше.
На. практике искривление индикаторной зависимости вблизи
оси дебитов может быть и значительно больше того, которое
изображено на рис. 52. Особенно это относится к случаю, когда
в эксплуатируемом пласте имеет место режим растворенного
газа. При этом режиме часть кривой притока, наиболее близ-
кая к оси дебитов, нередко становится практически перпенди-
кулярной к этой оси (рис. 53). Очевидно, если подъем дина-
мического уровня в периоды накопления жидкости не выходит
за пределы вертикальной части индикаторной кривой (точкаА),
то никаких потерь в текущей добыче при переводе скважины
с непрерывной на периодическую откачку не будет.
Рассмотренный пример наглядно показывает большое зна-
чение формы кривой притока при выборе скважин для периоди-
ческой откачки, так как степень снижения текущей добычи из
скважины является наиболее важным показателем.
115
Потерь в текущей добыче нефти не будет при переводе на
периодическую откачку, если прием насоса находится в колодце
(зумпфе) достаточно большой емкости, т. е. если в период на-
копления жидкости уровень ее находится ниже зоны перфора-
ции и приток из пласта остается постоянным.
Совершенно очевидно, что при отсутствии практически ощу-
тимого снижения дебита скважины при периодической откачке
(по сравнению с непрерывной) не возникает вопроса о целесо-
образности такого перевода, если нет каких-либо особых об-
стоятельств, как, например, сильные пескопроявления или отло-
жения парафина.
Важнейшими факторами, от которых зависит целесообраз-
ность перевода скважины на периодическую откачку, являются
дебит скважины и пластовое давление. Чем выше пластовое
давление и меньше дебит скважины, тем применение периоди-
ческой откачки целесообразнее и выгоднее по сравнению с не-
прерывной откачкой. Рассмотрим рис. 54 (для простоты рас-
суждений все кривые притока приняты линейными). На
рис. 54, а сравниваются две скважины (кривые 1 и 2) с раз-
ными потенциальными дебитами, но одинаковым пластовым
давлением, характеризуемом одинаковым статическим столбом
жидкости Нел. Если при переводе с непрерывной на периоди-
ческую откачку средние динамические уровни НЛ будут оди-
наковы в обеих скважинах, то снижение текущего дебита в пер-
вой скважине (кривая 1) будет существенно больше, чем во
второй (кривая 2), т. е. AQi>AQ2-
На рис. 54, б представлены индикаторные линии двух дру-
гих скважин, у которых дебиты (потенциальные) при непре-
рывной откачке одинаковы, а пластовые давления разные. При
одинаковых средних динамических уровнях Ня потери в теку-
щем дебите у скважины с низким пластовым давлением (кри-
вая 2) значительно больше, чем у скважины (кривая 1), у ко-
торой пластовое давление высокое, т. е. AQi<CAQ2.
Но отношение потенциального дебита к высоте статического
столба жидкости в скважине представляет собой коэффициент
продуктивности. Отсюда и из графиков, представленных на
рис. 55, следует, что чем меньше коэффициент продуктивности
скважины, тем в большей степени она подходит для периодиче-
ской откачки.
Таким образом, подбор скважины для периодической от-
качки только по одному признаку (малодебитности) неверен.
Скважина может быть малодебитной и в то же время с очень
низким пластовым давлением, следовательно, коэффициент про-
дуктивности у нее сравнительно большой и потери при периоди-
ческой откачке будут значительны, а это может быть следстви-
ем нецелесообразности перевода ее на периодическую откачку.
Следующим тоже очень важным и непременным фактором,
от которого зависит целесообразность применения периодиче-
116
ской откачки, является площадь кольцевого пространства между
эксплуатационной колонной и насосными трубами, зависящая
от разности квадратов диаметром колонны и насосных труб.
Чем больше эта площадь, тем количество накопившейся жидко-
сти за период накопления будет больше, что благоприятно ска-
зывается на периодической откачке жидкости.
Из изложенного следует, что дебит скважины при непре-
рывной откачке (считаем его потенциальным дебитом), пласто-
вое давление и площадь межтрубного сечения существенно и
Рис. 54 Индикаторные кривые НСт— Q.
° ~* ПРИ одинаковых пластовых давлениях и разных дебитах; б — при разных пластовых
давлениях и одинаковых дебитах
Рнс. 55. Зависимость продолжительности периода накопления от коэффициента
продуктивности скважины и диаметра эксплуатационной колонны.
притом разнообразно влияют на параметры периодической от-
качки. Важнейшим параметром является продолжительность
периода накопления жидкости Чем больше период накоп-
ления жидкости при заданной (допустимой, относительной) ве-
личине потерь в текущей добыче, тем более выгодна периодиче-
ская откачка, так как при этом увеличивается время простоя
оборудования, а следовательно, экономится электроэнергия и
меньше изнашивается оборудование.
Для линейной индикаторной зависимости Н—Q А. С. Вир-
новский предложил формулу для расчета времени накопления:
^нк = -^^1п(2ф-1), (49)
<7о
где FK — площадь кольца, м2; ЯСт — высота статического столба
жидкости в скважине, м; q0 — дебит при непрерывной откачке,
м3/ч; tBK — время накопления, ч; <p=Qnep/Qo (Qnep— дебит при
периодической откачке, м3/сут).
Из формулы (49) видно, что продолжительность времени
накопления прямо пропорциональна площади кольца в эксплуа-
117
тационной колонне и высоте статического столба жидкости
(пластовому давлению) и обратно пропорциональна дебиту
скважины. Но отношение qolHci: при линейном законе фильтра-
ции есть не что иное, как коэффициент продуктивности сква-
жины. Значит, время накопления тем больше, чем меньше этот
коэффициент.
Зададимся определенным значением <р = 0,9 и построим гра-
фик по формуле (49), сделав в ней замену (см. рис. 55):
где 7<Пр — коэффициент продуктивности, м3/ч • м.
При выборе скважин для периодической откачки важное
значение имеет обводненность, причем не степень обводненно-
сти, а характер изменения процентного содержания воды при
изменении отбора жидкости. Здесь могут иметь место три
случая.
1. Процентное содержание воды в продукции скважины при
изменении отбора жидкости остается постоянным. Это очень
распространенная категория скважин. Постоянство процентного
содержания воды является следствием того, что нефть и вода
поступают из одного пласта, т. е. притоки воды и нефти имеют
одинаковое пластовое давление [2]. Очевидно, что в скважинах
этой категории относительные снижения добычи жидкости и
нефти при периодической откачке будут одинаковы. Следова-
тельно, здесь обводненность продукции скважины не приводит
к погрешностям при предварительной оценке результатов пере-
вода скважины на периодическую откачку.
2. Статический напор нефтяного притока (пропластика)
больше, чем водяного’: ЯСт. н>^ст. в (рис. 56,а). Если при не-
прерывной откачке жидкости динамический столб Яд=0 и об-
водненность продукции составляет 50% (поскольку дебиты
воды и нефти одинаковы), то при периодической откачке, когда
мы имеем /7д#=0, дебит жидкости уменьшится, но уменьшится
и процентное содержание воды в добываемой жидкости. Отсюда
следует, что относительные потери в текущем дебите нефти бу-
дут меньше, чем относительное уменьшение отбора жидкости
при переводе таких скважин с непрерывной на периодическую
откачку. Следовательно, эта категория скважин больше всего
подходит для периодической откачки.
3. Напор водяного притока больше, чем нефтяного:
Нет. в>Яст.н (рис. 56,6). В этом случае при уменьшении отбора
жидкости (вместо Яд=0 получится Нд=/=0) процентное содер-
жание воды будет увеличиваться, а значит, относительные по-
тери в текущей добыче нефти будут больше ожидаемых и по-
этому эти скважины могут оказаться неподходящими для перио-
дической откачки.
118
Такой анализ поведения обводненных скважин в основном
имеет качественное значение, так как он выполнен для простей-
ших условий — для линейной зависимости между притоком и
забойным давлением обеих жидкостей, причем линейный закон
остается неизменным при любых депрессиях. В действитель-
ности поведение скважин может быть значительно сложнее и
его трудно предсказать. На практике могут быть случаи, когда
при переводе скважины с непрерывной на периодическую от-
качку фактический дебит нефти окажется значительно ниже
ожидаемого и скважину придется вновь перевести на непрерыв-
ную откачку.
Рис. 56. Индикаторные кривые Нет—Q.
° ^ст. и>^ст. в' ® ^ст. н<^ст.в
Необходимо еще сравнить условия работы подземного обо-
рудования при периодической и непрерывной откачке при об-
водненности продукции скважины.
При непрерывной откачке малодебитных скважин расход
жидкости в подъемных трубах очень небольшой. Как показали
исследования А. Я- Литвинова, при столь малых расходах в на-
сосных трубах имеет место следующая структура потока:
в воду включены глобулы нефти. Таким образом, в процессе
непрерывной откачки малодебитных скважин вода все время
омывает штанги и внутреннюю поверхность труб. Это способ-
ствует утечкам воды через неплотности в соединениях труб,
коррозии труб и штанг и снижению усталостной прочности
штанг.
Иная картина наблюдается при периодической откачке. Во
время откачки накопившейся жидкости в насосных трубах обра-
зуется каждый раз столб чистой нефти, который, двигаясь вверх,
обильно смачивает поверхности труб и штанг, что уменьшает
все вредные последствия воздействия пластовой воды на под-
земное оборудование. Кроме того, возможность засасывания
насосом воздуха из межтрубного пространства (при оптимиза-
ции процесса периодической откачки) многократно уменьшается
119
по сравнению с непрерывной откачкой, что соответственно
уменьшает интенсивность коррозии.
Следующим природным фактором, влияющим на выбор
скважин для периодической откачки, является поступление
песка из пласта в скважину и образование песочных пробок
на забое, а также осадков в насосных трубах, приводящих
к тяжелым неполадкам.
Если следовать обычным представлениям о проявлениях
песка в насосных скважинах, то можно сделать заключение, что
в «песочных» скважинах в периоды накопления жидкости будет
оседать песок как на забое, так и в насосных трубах, а отсюда
следует, что при периодической откачке жидкости неполадок
с песком будет значительно больше, чем при непрерывной от-
качке.
На самом деле процесс периодической откачки «песочных»
скважин выглядит сложнее и не обязательно приводит к увели-
чению неполадок от песка. Это объясняется тем, что в период
накопления жидкости приток из пласта в скважину и движение
потока в ее стволе не прекращаются, а лишь изменяются
в сравнительно небольшой степени. В работе [2] показано, что
даже при значительном уменьшении притока, вследствие зако-
нов стесненного осаждения песка в жидкости, осадок в сква-
жине не может образоваться до тех пор, пока движение жидко-
сти из пласта в скважину и в эксплуатационной колонне почти
полностью не прекратится. Между тем интервал изменения ско-
рости потока при периодической откачке сравнительно невелик
и поэтому, с теоретической точки зрения, трудно ожидать, что
при периодической откачке частота пробкообразования па забое
возрастет по сравнению с непрерывной откачкой.
В насосных трубах в период накопления жидкости движение
потока совсем прекращается и таким образом нет препятствий
для осаждения песка. Но в период откачки накопившейся
жидкости скорость потока в насосных трубах в несколько раз
больше, чем при непрерывной откачке из той же скважины.
Кроме того, в обводненных скважинах в период накопления в
верхней части столба жидкости собирается нефть. Эта нефть в
период откачки расположится в нижней части насосной колонны.
Отсюда следует, что в нижней части насосных труб не может
образоваться такая высокая концентрация песка в жидкости,
как при непрерывной откачке (из-за более высокой скорости
потока), а оседание песка затруднено (в обводненных скважи-
нах) тем, что вода в нижней части насосных труб практически
отсутствует. Значит, с теоретической точки зрения, условия
в насосных трубах для образования осадка песка над насосом
в период накопления жидкости неблагоприятны. Поэтому ожи-
дать увеличения неполадок насоса из-за песка при переводе
скважин с непрерывной на периодическую откачку можно лишь
когда период накопления очень длительный.
120
Если исходить из данных обширной практики периодической
откачки песочных скважин на месторождениях Узбекистана и
Краснодарского края, то действительно неполадки от пескопро-
явлений не увеличиваются, а в Узбекистане неполадки даже
снизились при переводе на периодическую откачку.
Рассмотрим еще один природный фактор — это отложения
парафина в насосных трубах. По мнению некоторых практиков,
отложения парафина усиливаются после перевода скважины на
периодическую откачку. Однако отложения парафина не дол-
жны препятствовать выбору скважин для периодической от-
качки. Если отложения парафина достаточно интенсивны, то не
представляет никакого труда перевести скважину обратно на
непрерывную откачку.
Следует иметь в виду, что при непрерывной откачке предо-
хранительные покрытия внутренней поверхности труб могут
быстро разрушаться от воздействия движущихся штанг. При
периодической откачке эти покрытия будут служить в несколько
раз дольше в соответствии с сокращением времени работы обо-
рудования.
Самыми важными из технико-экономических факторов яв-
ляются относительная и абсолютная величины снижения теку-
щего дебита скважины при переводе ее с непрерывной на
периодическую откачку. Относительное снижение дебита выра-
жают^ отношением среднего дебита, получаемого при периоди-
ческой откачке, к дебиту при непрерывной откачке:
_Опер_
Qo ’
где Qnep — дебит при периодической откачке, м3/сут; Qo — дебит
при непрерывной откачке, м3/сут.
Большое значение имеет запас подачи насосной установки,
выраженный формулой (периодическая откачка вообще непри-
менима).
— 1'Дп^т
~ Qo ’
гДе Лп— фактический коэффициент подачи нового насоса; Qt —
теоретическая подача насоса, м3/сут; Qo — фактический дебит
жидкости при непрерывной откачке с запасной подачи, м3/сут.
Периодическую откачку обычно применяют, начиная от
величины запаса подачи /(=2. Наиболее часто встречаются зна-
чения запаса подачи насоса Л=3-=-5. Практически, чем больше
запас подачи, тем меньше дебит скважины. Отсюда следует, что
чем> больше К., тем более подходит скважина для периодиче-
ской откачки.
Следующий технико-экономический фактор, влияющий на
выбор скважин для периодической откачки,— это частота и
стоимость смены насоса в данной скважине. Чем' больше
121
частота ремонтов и стоимость каждого ремонта, тем в большей
степени скважина подходит для периодической откачки. В са-
мом деле, поскольку при переводе на периодическую откачку
оборудование значительную часть времени простаивает (напри-
мер, 50 или даже 80% всего календарного времени эксплуата-
ции) , то соответственно снизится износ насоса.
Частота и стоимость предупредительных смен насосов может
быть выражена [2, 4] посредством безразмерного параметра ре-
монтности /?/5173; где — стоимость одного ремонта (в руб.);
Bi—все расходы на скважино-сутки эксплуатации при непре-
рывной откачке жидкости из данной скважины, исключая стои-
мость подземного ремонта (в руб/сут); Т3 — полный срок ра-
боты скважины до прекращения подачи из-за износа насоса
(в сут).
Чем больше параметр ремонтности, тем более скважина
подходит для периодической откачки. Величина параметра ре-
монтности обычно варьирует в пределах от 0,02 до 0,15.
Рассмотрим еще один экономический фактор, от которого
зависит выгодность применения периодической откачки. Он
представляет собой отношение всех расходов на скважино-сутки
(кроме стоимости предупредительных подземных ремонтов)
при простое оборудования на накопление жидкости и при не-
прерывной откачке: B2[Bi, где В2— стоимость скважино-суток
эксплуатации при простое оборудования для накопления
жидкости (в руб/сут); Вх— то же, при работе оборудо-
вания или при непрерывной откачке той же скважины
(в руб/сут).
Величина В21ВХ обычно варьирует в пределах 0,85—0,98.
При этом амортизация оборудования начисляется независимо
от того, сколько времени в сутки работает это оборудование.
Так что фактическая экономичность периодической откачки
всегда будет несколько выше расчетной, поскольку амортизация
считается одинаковой при определении обеих величин Вх и В2,
а фактически оборудование в периоды накопления жидкости
физически не изнашивается.
Разница между величинами Вх и В2 образуется за счет того,
что при простое скважины для накопления жидкости электро-
энергия не расходуется, все виды ремонта наземного оборудо-
вания и ухода за ним отпадают, исключаются все вынужденные
ремонты подземного оборудования (обрывы и отвороты штанг,
протирание труб и прочее).
Еще один технико-экономический фактор — это продолжи-
тельность межремонтного периода (в основном подразумевается
смена изношенного насоса). Будем применять эту величину для
удобства тоже в безразмерной форме tKIT3, где tM — межре-
монтный период при непрерывной работе скважины (в сут);
Т3 — полный срок службы насоса до прекращения подачи
вследствие износа (в сут).
122
Величина tKIT3 изменяется в пределах 0<—<1. Последний
Та
параметр, влияющий на процесс периодической откачки,— это
показатель степени в уравнении подачи глубинного насоса. Об-
щий вид уравнения подачи:
Q = Q0-Wm, (50)
где Q — текущая подача жидкости, м3/сут; Qo — начальная по-
дача при спуске нового насоса, м3/сут; b — коэффициент (раз-
мерный); t — текущее время, сут; т — показатель степени па-
раболы.
Показатель т на практике варьирует в довольно широких
пределах от 1 до 3. Однако чаще всего величина т равна
двум.
Методика выбора скважин для периодической откачки
по экономическому критерию
Очевидно, что экономическим критерием, которым нужно ру-
ководствоваться при рассмотрении вопросов целесообразности
применения периодической откачки, является себестоимость
нефти как синтезирующий экономический показатель. Отсюда
следует, что нужно искать или исследовать зависимость вида:
-£г, К. т), (51)
где Спер — себестоимость добываемой жидкости при периодиче-
ской откачке, руб/м3.
Переменные, входящие в уравнение (51), являются безраз-
мерными величинами и само уравнение может служить крите-
риальным для рассматриваемой задачи.
Далее также очевидно, что себестоимость жидкости при пе-
риодической откачке нужно сравнивать с себестоимостью ее при
непрерывной откачке
Примем за основной критерий целесообразности перевода
скважин с непрерывной на периодическую откачку следующее
положение: при периодической откачке себестоимость добывае-
мой жидкости должна быть не выше, чем при непрерывной от-
качке из этой скважины, т. е.
бпер -р-1
б нп
Из всех переменных, перечисленных в критериальных урав-
нениях (51) и (52), только <р и tM/Ts можно менять по нашему
усмотрению, а все остальные величины задаются условиями
эксплуатации, техническими и экономическими обстоятель-
123
ствами добычи нефти. Влияние величины <р на себестоимость
Спер вполне очевидно — с увеличением <р потери в текущей до-
быче снижаются, а следовательно, снижается и себестоимость.
С увеличением межремонтного периода tM/T3 растут из-
держки при периодической откачке и снижается в некоторых
случаях добыча жидкости при непрерывной откачке. Увеличение
числа ремонтов приводит к росту расходов на ремонты.
Поэтому следует определять оптимальные межремонтные
периоды при обоих видах откачки: периодической и непрерыв-
ной, соответствующие минимуму себестоимости добываемой
жидкости и в том, и в другом случае. Подставляя эти опти-
мальные значения в формулы для себестоимости, получают наи-
меньшие значения себестоимости как при периодической, так
и при непрерывной откачке. После этого можно сравнить эти
два значения себестоимости и решить вопрос о целесообразности
перевода данной скважины (или группы однородных скважин
с осредненными параметрами) с непрерывной откачки на пе-
риодическую. Иногда приходится решать и обратную задачу,
когда перевод на периодическую откачку был сделан ранее без
достаточных оснований.
Поскольку число факторов, от которых зависит себестои-
мость, достаточно велико, расчет и последующее сравнение се-
бестоимостей сопряжено с громоздкими вычислениями. Для
удобства практического использования и некоторого обобщения
используют диаграммы сравнения себестоимости нефти при пе-
риодической и непрерывной откачке в зависимости от основных
факторов, которые перечислялись выше, но только при одном
значении показателя /и=2. Это значение т близко к наиболее
часто встречающимся на практике. Кроме того, как показали
тщательные сравнения, диаграммы для ш = 3 практически не
отличаются от диаграмм для tn=2, а диаграммы для /п=1,5
отличаются от них незначительно.
Для определения эффективности периодической откачки
жидкости целесообразно применять и более простой метод,
пользуясь формулой
где Со — постоянные расходы в калькуляции себестоимости
нефти (амортизационные отчисления, расходы на перекачку,
подготовку нефти и т. д.), которые имеют место как при работе
оборудования, так и при остановках для накопления жидкости,
руб/м3; С™ — себестоимость нефти при непрерывной откачке,
руб/м3; а — коэффициент, показывающий кратность увеличения
межремонтного периода (по смене насоса) при переводе сква-
жины с непрерывной на периодическую откачку,
а (1 +т)<р
Кт + <р
(54)
124
Если показатель степени в уравнении подачи насоса т=2
(квадратическая парабола, всюду принятая нами в этой книге),
то
Зф
а —-----—
2К + ф
(55)
Можно подставить значение а из формулы (55) в формулу
(53) и после несложных преобразований получить:
_£!!£₽_ = . -1 (2К + ф—Зф2)-^-+з]. (56)
Снп 2К + ф L Снп J ' ’
Выводы
1. При периодической откачке жидкости большое значение
имеет характер зависимости между притоком жидкости в сква-
жину и забойным давлением (или местоположением приведен-
ного динамического уровня), причем именно та часть кривой,
которая прилегает к оси дебитов, т- е. соответствует большим
относительным депрессиям. Чем круче эта часть кривой и ближе
к перпендикуляру, к оси дебитов, тем меньше (при одинаковых
условиях) потери в текущей добыче по сравнению с потерями
при непрерывной откачке. Особенно благоприятные условия,
т. е. незначительные потери в добыче или отсутствие потерь при
периодической откачке, имеют место при режиме растворенного
газа в эксплуатируемом пласте или при любом режиме, но при
наличии в скважине зумпфа достаточной емкости. При этом и
экономичность периодической откачки получается наибольшей.
2. Для периодической откачки лучше подходят те скважины
(меньшие потери в добыче и высокая экономичность), малоде-
битность которых обусловлена низкой проницаемостью пласта.
3. Чем больше площадь сечения кольца между насосными
и обсадными трубами, тем благоприятнее условия для приме-
нения периодической откачки. Эксплуатационные колонны
с внутренним диаметром 125 мм и особенно 100 мм даже при
прочих благоприятных условиях сильно ухудшают показатели
периодической откачки.
4. Степень обводненности продукции скважины не играет
решающей роли при выборе скважины для перевода ее на
периодическую откачку. Но если после перевода процентное со-
держание воды в продукции скважины повысится, периодиче-
ская откачка может оказаться невыгодной и скважину следует
переводить обратно на непрерывную откачку.
5. Пескопроявления или отложения парафина в насосном
подъемнике не являются препятствием к выбору скважин для
периодической откачки. Окончательное решение о целесообраз-
ности продолжения периодической эксплуатации скважин рас-
сматриваемых характеристик может быть сделано только на
основе опыта эксплуатации.
125
6. Чем больше запас подачи насосной установки, меньше
относительное и абсолютное снижение дебита при периодиче-
ской откачке по сравнению с непрерывной и больше частота и
стоимость подземных ремонтов, тем более скважина подходи!
для периодической откачки.
7. Переход с непрерывной на периодическую откачку не
только удлиняет срок службы всего эксплуатационного обору-
дования, но и улучшает условия работы станка-качалки благо-
даря возможности значительно лучшего его уравновешивания.
При этом улучшается коэффициент мощности в электросети.
8. Фактическая экономическая эффективность периодиче-
ской откачки всегда несколько выше расчетной, так как амор-
тизационные расходы начисляются независимо от того, работает
или простаивает (для накопления жидкости) насосная уста-
новка.
9. Выбор скважин для периодической откачки должен осно-
вываться на том принципе, что себестоимость нефти при перио-
дической откачке не должна быть большей, чем при непрерыв-
ной откачке этих скважин. Этот принцип может быть применен
и к отдельным скважинам и к целой группе скважин. В послед-
нем случае имеется в виду средняя себестоимость совокупной
добычи жидкости по этой группе, а по некоторым скважинам
себестоимость при периодической откачке может быть и не-
сколько выше по сравнению с себестоимостью непрерывной от-
качки.
Минимальный коэффициент снижения дебита
Как говорилось ранее, в основу методики выбора скважин
для периодической откачки положен тот принцип, что себестои-
мость нефти при периодической откачке должна быть не выше,
чем при непрерывной.
Для расчета режима работы скважин при периодической
откачке существенно заранее знать минимально допустимое зна-
чение коэффициента <р. За минимально допустимое значение
<Рпред будем принимать такое его значение, при котором себе-
стоимость нефти при непрерывной и периодической откачке по-
лучается одинаковой. Его можно определить либо по номо-
грамме, либо рассчитать по формуле
ФпРед = 0,5(3-2-^---2К) +
\ Ьнп /
0,25 (З—2-^-
\ Сип
)2 f
+2К
Снп
(57)*
* Эта формула относится к случаю, когда кривая подачн насоса — квад-
ратичная парабола (т=2).
126
где Со — постоянные расходы в калькуляции себестоимости
нефти (амортизационные отчисления, расходы на перекачку,
подготовку нефти и т. д.) и все другие расходы, которые имеют
$есто как при работе оборудования, так и при остановках для
накопления жидкости, руб/м3; Сип — себестоимость нефти При
непрерывной откачке, руб/м3; /С — запас подачи насосной уста-
новки.
Из формулы (57) видно, что минимально допустимое значе-
ние коэффициента снижения дебита (<рпред) зависит только от
двух величин: К и Со/Снп> которые берут по промысловым дан-
ным. Величину фпред определяют по диаграмме, рассчитанной
по формуле (57). По диаграмме допустимое снижение дебита
в наиболее часто встречающемся интервале значений запаса
подачи насосной установки (К=34-6) составляет от 2 до 16%
в зависимости от параметра Со/Снп-
Оптимальная продолжительность
периода накопления жидкости
Рассмотрим общий случай, когда при периодической откачке
дебит скважины меньше, чем при непрерывной откачке.
А. С. Вирновским и О. С. Татейшвили предложены две фор-
мулы, выведенные аналитическим способом: одна для индика-
торной кривой в виде квадратичной параболы с вершиной на
оси уровней (рнс. 57, кривая I), а вторая для линейного закона
притока жидкости из пласта в скважину (рис. 57, прямая II).
Продолжительность периода накопления при квадратичном
законе
*HK = 4FK^-(l-q>), (58)
Qo
где tBK — время накопления, ч; FK — площадь сечения кольце-
вого пространства в колонне, м2; ЯСт — расстояние от статиче-
ского уровня до приема насоса, м; qo — дебит скважины при не-
прерывной откачке, м3/ч; <р — коэффициент снижения дебита
при периодической откачке по сравнению с непрерывной (<р=
= Qnep/Qo, Qnep — дебит при периодической откачке, м3/сут;
Qo — дебит при непрерывной откачке, м3/сут).
Рассмотрим пример: Гк=0,013 м2; Яст=100 м; ?о=0,05 м3/ч (считаем
для простоты расчетов скважину чисто нефтяной) или Qo=l>2 м3/сут; фпред=
=0,95. Подставляем эти данные в формулу (58):
, 0,013-100 „ п _е. е „
/нк = 4---:----(1 — 0,95) = 5,2 ч или
0,05
ton ~ 5 ч.
Запускаем скважину с автоматом, с программным временем накопле-
ния 5 ч и через сутки тщательно замеряем 2—3 раза ее дебит, который дол-
жен быть равным
QnpeR” Фофпред—1,2 • 0,95 1,15 м3/сут.
127
Если фактический дебит достаточно близок к расчетному, то это озна-
чает, что формула (58) соответствует условиям притока жидкости из пласта
в данной залежи.
Рассмотрим еще один пример: <рпРёд=0,95; <7О=0,05 м3/ч; Ек=0,013 м2;
7/ст = Ю м. Как видим, скважина такая же малодебитная, как и в предыду-
щем примере, и отличается только пластовым давлением.
Подставляя данные второй скважины в формулу (58), получим
/нк = 4 °’-013'-- (1 — 0,95) = 0,52 ч,
0,05
т. е. период накопления составляет всего полчаса.
Рассмотрены две очень малодебитные скважины с одинаковым дебитом,
различающиеся только пластовым давлением: у первой пластовое давление
составляет (при плотности нефти 0,9 г/см3) 9 кгс/см2, а у второй — всего
Рис. 57. Различные индикаторные
мости
зависи-
0,9 кгс/см2. Это различие в пластовых давлениях привело к тому, что у вто-
рой скважины продолжительность максимально допустимого периода накоп-
ления оказалась в 10 раз меньше, чем у первой, и составила всего полчаса.
Поэтому перевод второй скважины на периодическую откачку, несмотря на
ее малодебитность, нецелесообразен по техническим причинам, т. е. из-за
слишком частых остановок — пусков, отрицательно влияющих на контакт-
ные устройства и электродвигатель.
Из приведенных примеров видно, что наиболее подходящими
для периодической откачки являются такие скважины, у кото-
рых малодебитность обусловлена не истощением пластовой
энергии давления, а низкой проницаемостью пласта.
А. С. Вирновским и О. С. Татейшвили была выведена также
формула для расчета времени накопления при прямолинейном
законе притока жидкости в скважину (рис. 57, прямая II):
/нк = _Лк^.1П(2ф-1). (59)
Яо
ИЛИ
/нк = —^1п(2ф-1), (60)
А пр
где Кпр — коэффициент продуктивности скважины, м3/м • ч.
Значения величины 1п(2ф—1) в зависимости от ф следую-
щие.
ф..................... 0,80 0,82 0,84 0,86 0,88
1п(2ф— 1).............—0,48 —0,44 —0,38 —0,32 —0,27
128
Продолжение
ф............................. 0,90 0,92 0,94 0,96 0,98
ln(2<p—1).....................—0,22 —0,17 —0,12 —0,08 —0,04
Формула (60) позволяет использовать коэффициент продук-
тивности, так как индикаторная зависимость прямолинейна на
всем своем протяжении.
Предположим, что в первом из разобранных примеров
можно принять наличие линейной индикаторной зависимости,
а все данные по скважине такими же, т. е. <Рпред=0,95; FK=
= 0,013 м2; Яст= 100 м; ^о = О,О5 м3/ч. Тогда по формуле (59)
, 0,013*100 । —г* о i\ ос
'нк = ——— In (0,95-2— 1) = 2,6 ч.
Между тем в первом примере мы получили /вк=5,2 ч. Как
видим, /т; при прямолинейной зависимости получилось вдвое
меньше, чем при параболической. Следовательно, если мы осу-
ществим /нк = 2,6 ч, то фактическое значение (считая, что сква-
жина на самом деле имеет параболическую индикаторную кри-
вую) коэффициента снижения <р будет больше 0,95, т. е. мы
потеряем меньшее количество жидкости.
Рассмотрим расчет времени накопления применительно
к индикаторной кривой параболического типа, но с вершиной
параболы, расположенной на оси дебитов (см. рис. 57, кри-
вая III). Эта кривая является теоретической индикаторной за-
висимостью для скважин, эксплуатирующих пласты с чисто гра-
витационным режимом. Кроме того, часть этой кривой, при-
легающая к оси дебитов, как показывает опыт, близка
к характерным индикаторным зависимостям при режиме рас-
творенного газа или при смешанном режиме.
Пользуясь методикой А. С. Вирновского, мы получили сле-
дующую формулу для расчета времени накопления для рассмат-
риваемой индикаторной кривой
*ик = Arth J/2(l-<p). (61)
Чо
Значение гиперболического арктангенса берем непосред-
ственно по графику этой функции (рис. 58).
Рассчитаем время накопления для первого примера:
= 0,013-100 0 32 = 8 2 ч
0,05
Таким образом, по трем формулам у нас получились очень
разные результаты для скважин, различающихся только фор-
мой (см. рис. 57) индикаторной зависимости:
для кривой / по формуле (58)...................5,2 ч
для прямой II по формуле (59)...................2,6 ч
для кривой III по формуле (60)...................8,3 ч
129
На практике могут представиться два случая. Если по дан-
ным исследования скважин известна форма индикаторной за-
висимости, то из трех рассмотренных формул выбирается наи-
более подходящая к фактической кривой. Если же исследования
на приток жидкости отсутствуют, то используют пробы. Расчет
ведется сначала по формуле (58). Если в ряде скважин данной
залежи расчет по этой формуле дает сильно завышенные зна-
чения /Нк, т. е. фактическое ф меньше фПред, надо в дальнейшем
применить формулу линейной зависимости (59). Если же, на-
оборот, расчет по формуле (58) дает заниженные значения /нк.
т. е. фактическое ф получается заметно больше фпред, надо при-
менять формулу (61).
Рис. 58. Зависимость ArthV2()—<р) от <р
Наконец, надо еще иметь 6 виду следующее. Если время на-
копления (фактическое при фпред) получается большим, необ-
ходимо сократить его, чтобы повысить коэффициент ф и, следо-
вательно, увеличить экономичность периодической откачки, так
как в примерах мы пользовались самым малым допустимым
значением этого важного показателя. Но сокращать время на-
копления можно до некоторого практически допустимого пре-
дела с тем, чтобы электродвигатель и контакты переключающих
устройств работали достаточно долгое время без ремонта.
Рассмотренный порядок работ может быть первым шагом
к оптимизации процесса периодической откачки жидкости.
Согласно исследованиям, выполненным М. Н. Писариком,
С. А. Алехиным, Ю. Б. Симоновым и другими, при режиме рас-
творенного газа в эксплуатируемом пласте создаются благо-
приятные условия для периодической откачки жидкости.
На основании этих исследований была разработана и ши-
роко применена методика определения такой продолжитель-
ности периода накопления, при которой либо совсем нет потерь
в текущей добыче жидкости, либо потери минимальны по
сравнению с непрерывной откачкой. На рис. 53 показана ха-
рактерная зависимость притока от забойного давления, постро-
енная на основе исследования скважины методом восстановле-
ния забойного давления после откачки жидкости до приема
насоса. На этом рисунке показан перелом в точке А, ниже ко-
130
торой расположен вертикальный участок. Очевидно, что при
изменении уровня в пределах вертикального участка дебит
скважины не меняется и остается равным дебиту при непрерыв-
ной откачке. При некотором наклоне этой линии в ту или дру-
гую сторону к оси дебитов дебит при периодической откачке
будет несколько меньше или больше, чем при непрерывной,
работе.
Форма индикаторной кривой сохраняется для скважин раз-
личных месторождений с развитым режимом растворенного
газа [30]. Но протяженность вертикального (или близкого к вер-
тикали) участка может быть различной в разных залежах.
Для скважин рассматриваемой категории режим их работы
при периодической откачке должен быть таким, чтобы повыше-
ние уровня в период накопления жидкости не выходило за пре-
делы вертикального участка, но в то же время желательно ис-
пользовать всю длину этого участка с целью увеличения про-
должительности накопления жидкости. Если оба эти условия
будут выполнены, то скважина будет работать с оптимальным
или очень близким к оптимальному режимом. Значит, задача
заключается в том, чтобы заранее по расчету определить такую
продолжительность периода накопления жидкости, при которой
приведенный уровень жидкости в скважине поднимался бы при
каждом цикле периодической откачки к точке А (см. рис. 53).
Исходя из этого, М. Н. Писарик предложил расчетную фор-
мулу [30]:
/нк = 0,28 v'(P^~Po> г (62)
1g
*\с
где V — объем межтрубного пространства высотой в 1 м, л;
Qo — дебит скважины при непрерывной откачке, м3/сут; рПл —
пластовое давление, кгс/см2; р0 — давление у приема насоса
в конце периода откачки, кгс/см2; ф— коэффициент совершен-
ства скважины; 7?к — радиус контура питания скважины, м;
Rc — радиус скважины, м.
Формула (62) — обобщенная и предлагается для любых ме-
сторождений с развитым режимом растворенного газа.
Рассмотрим пример с применением формулы (62). Имеем скважину с де-
битом чистой нефти Qo=1,2 м3/сут; У=11,3 л; рпл=10 кгс/см2; р0=1 кгс/см2,
/?к = Ю0 м; /?с=0,1 м; ф=1. Время накопления
/нк= 0,28-НА .О.О-П = 8>5 ч.
1,2 , 100
Предполагаем, что коэффициент ф равен 1 (из-за сложности вычисле-
ния). Это создаст некоторый запас в величине периода накопления. Разу-
меется, и данная методика расчета /нк носит приближенный характер. По-
этому рассчитанное по формуле (62) значение /нк следует контролировать
131
замерами дебита скважины. Замеренный дебит должен быть очень близким
к дебиту при непрерывной откачке. При значительном уменьшении дебита при
периодической откачке (по сравнению с непрерывной) время простоя надо
сократить. Предельное допустимое снижение дебита и здесь нужно опреде-
лять величиной фпред-
Опыт массового перевода малодебитных скважин на'перио-
дическую откачку в Узбекистане (при наличии развитого ре-
жима растворенного газа в пластах) показал, что в среднем
по всем скважинам снижения дебита не произошло. В то же
время газовый фактор уменьшился в среднем по этим скважи-
нам на 20%, что привело к повышению конечного коэффициента
нефтеотдачи. Была установлена также закономерность измене-
ния дебита попутного газа, позволившая разработать автомат
для периодической откачки оригинальной конструкции.
Рассмотрим случай, когда периодическая откачка возможна
без снижения текущей добычи при наличии в скважине зумпфа
определенной емкости [21]. Здесь же будут изложены лишь
основные положения, относящиеся к использованию зумпфа
В качестве накопителя жидкости.
Насос спускают в колодец (зумпф) так, чтобы его прием
находился вблизи забоя (предполагается, что забой чистый).
Время накопления жидкости определяют по формуле
/нк= —, (63)
Qo
где h — расстояние от нижних отверстий перфорации до приема насоса, м.
Пример, /к=0,013 м2; й=10 м; ?о=0,05 м3/ч:
, 0,013-10 ос
<нк = ——— = 2,6 ч.
0,05
Очевидно, что при продолжительности периода накопления в 2,6 ч и по-
следующей откачке накопившейся жидкости потерь в текущей добыче из дан-
ной скважины не будет.
Расчет длительности периода откачки
В период откачки забирается не только накопившаяся за
время накопления жидкость, но и та, которая поступает в сква-
жину из пласта в процессе откачки.
Впервые А. С. Вирновский вывел простую формулу для рас-
чета продолжительности откачки, которая пригодна (это очень
важно) при любом законе притока жидкости из пласта в сква-
жину (линейном, квадратичном, с вертикальным участком
и т. д.):
(64)
К
Чтобы правильно рассчитать по этой формуле время откачки
tor, надо знать фактические данные: длительность периода на-
132
копления жидкости в данной скважине £Як. значения <р и запас
подачи насоса К. Последний определяется делением подачи
насоса при полном заполнении цилиндра жидкостью на дебит
скважины при непрерывной откачке.
Пример. В рассмотренном примере (нк=5,2 ч при <р=0,95 (дебит
скважины составлял 0,05 м3/ч чистой нефти). Положим, что на этой сква-
жине фактический запас подачи насосной установки К=4. Тогда по фор-
муле (64)
0 95
(ОТ = 5,2---!---= 1,6 ч млм 1 ч 36 мин.
4—0,95
Рис. 59. Диаграмма для определения продолжительности периода откачки
Таким образом, в разбираемом примере цикл работы скважины с пе-
риодической откачкой жидкости будет составлять:
Т = (11к + /от = 5,2 + 1,6 = 6,8 ч.
В течение суток будем иметь 24 : 6,8=3,5 цикла.
Одиако надо иметь в виду, что по мере износа насоса (в основном плун-
жерной пары) подача его уменьшается, а следовательно, снижается и вели-
чина фактического текущего запаса подачи насоса. Поэтому, как следует из
формулы (64), продолжительность периода откачкй возрастает. При неизмен-
ном периоде откачки потери в добыче жидкости будут возрастать выше
пределов, принятых по величине коэффициента <р. Продолжительность (от
может возрасти во много раз, вплоть до полного исчерпания запаса подачи
насоса, т. е. до момента, когда фактический запас станет равным 1.
Таким образом, расчет по формуле (64) имеет практическое
значение при работе нового насоса, так как определить по этой
формуле (от при заметно изношенном насосе нельзя. Тем не ме-
нее иногда оценка продолжительности периода откачки нужна,
ее определяют по графику (рис. 59).
133
Причины, препятствующие
установлению оптимального режима
работы скважин с периодической откачкой
Течь в соединениях насосных труб, вредное влияние свобод-
ного газа на работу насоса и возможное влияние на работу на-
соса растворенного в нефти газа — все эти причины препят-
ствуют установлению оптимального режима работы сква-
жины.
Представим себе, что в скважине жидкость откачана до
приема насоса, станок-качалка остановлен автоматом и начался
период накопления жидкости. Если при этом в трубах имеются
заметные утечки, то уровень жидкости в затрубном простран-
стве будет повышаться не только за счет притока жидкости из
пласта, но и за счет стекания жидкости по поверхности труб
из резьбовых соединений. В то же время уровень жидкости
в насосных трубах будет снижаться, т. е. трубы будут частично
опорожняться. Допустим, что расход жидкости из насосных труб
в момент нахождения уровня у приема насоса равен количеству
притекающей изпласта жидкости (в единицу времени). В этом
случае за время остановки станка-качалки объем жидкости,
накопившейся в межтрубном пространстве скважины, будет на-
половину состоять из жидкости, вытекшей из труб. Отсюда сле-
дует, что дебит скважины существенно снизится по сравнению
с ожидаемым.
В период откачки жидкости (этот период при наличии течи
в трубах удлинится по сравнению с расчетным его значением)
в зависимости от величины текущего запаса подачи потерь при
эксплуатации скважины может и не быть.
Таким образом, наличие утечек в трубах нарушает весь про-
цесс периодической откачки и неизбежно ведет к потерям добы-
ваемой жидкости, даже если утечки значительно меньше, чем
в рассмотренном примере. При этом надо иметь в виду, что на-
личие утечек при непрерывной откачке жидкости может и не
сказываться непосредственно на дебите скважины, приводя
лишь к сокращению межремонтного периода. При периодиче-
ской же откачке более или менее значительная течь в трубах
непосредственно влияет на добычу жидкости и поэтому течь
должна быть ликвидирована.
Вредное влияние свободного газа на работу насоса может
быть незначительным или даже совсем отсутствовать при непре-
рывной откачке, но резко сказаться при переводе скважины
на периодическую откачку. Это объясняется тем, что условия
сепарации газа от жидкости в межтрубном пространстве при
периодической откачке существенно ухудшаются по сравнению
с условиями при непрерывной откачке.
Свободный газ, снижая подачу насоса, увеличивает тем са-
мым период откачки в соответствии с формулой (64). Поэтому
134
снижается экономический эффект от применения периодической
откачки.
Влияние свободного газа в период откачки накопившейся
жидкости легко обнаруживается динамометрированием. Рас-
смотрим серии снятых на скважинах с периодической откачкой
динамограмм (рис. 60), в которых полностью отсутствовало
влияние газа. Характерно то, что полное заполнение цилиндра
жидкостью имеет место вплоть до снижения уровня до приема
насоса. В конце периода откачки жидкости в течение несколь-
ких качаний балансира наполнение уменьшается с полного до
такого, которое соответствует непрерывной откачке этой сква-
жины. Это нормальное (при работе нового насоса) положение
Рис. 60. Динамограммы глубинного иасоса при периодической откачке при
полном отсутствии влияния свободного газа
а — непрерывная откачка; б — откачка накопившейся жидкости: в — конец процесса от-
качки накопившейся жидкости
и его надо всегда добиваться. Теперь рассмотрим серию дина-
мограмм по скважине (рис. 61), в которой с самого начала от-
качки накопившейся жидкости существенно не заполнен ци-
линдр насоса из-за влияния газа, что удлиняет период откачки
и, следовательно, резко снижает экономический эффект от при-
менения периодической откачки.
Важнейшее правило рационального ведения периодической
откачки: процесс откачки накопившейся и вновь притекающей
жидкости следует проводить так, чтобы в конце периода от-
качки уровень жидкости находился у приема насоса либо поло-
жение его точно соответствовало тому, которое имело место
при непрерывной откачке. Но при этом погружение насоса под
уровень жидкости может снизиться настолько, что начнет вы-
деляться растворенный в нефти газ и переходить в свободное
135
состояние. Газ заполнит часть объема цилиндра насоса и тем
самым снизит его подачу, а следовательно, увеличит длитель-
ность периода откачки. Выделение газа из раствора обусловлено
наличием сопротивлений движению жидкости в приемном кла-
пане, а также в защитных приспособлениях на приеме насоса.
Влияние на работу насоса растворенного газа сказывается
только к концу периода откачки в отличие от влияния свобод-
ного газа, движущегося по колонне вместе с жидкостью, кото-
рое проявляется с самого начала откачки или вскоре после на-
чала откачки. Если в момент начала выделения более или менее
ощутимого количества газа уровень жидкости в скважине ока-
зывается близким к приему насоса, то растворённый газ мало
влияет на процесс периодической откачки. Если же погружение
Рис. 61. Дииамограммы глубинного насоса при периоди-
ческой откачке с влиянием свободного газа.
а — начало периода откачки; б — снято через 2 ч 10 мнн после
начала откачки; в — снято через 4 ч 10 мин; г — конец периода
откачкн (5 ч 10 мин после начала откачкн)
в жидкость в этот момент составляет заметную долю от погру-
жения при начале откачки жидкости, то это влияние может
быть ощутимым в зависимости еще от типа автомата, управ-
ляющего пуском—остановкой скважины. При применении авто-
мата, действующего в зависимости от заполнения цилиндра на-
соса жидкостью, откачка прекратится раньше времени. На это
впервые обратил внимание М. Н. Писарик, обнаруживший на
промыслах Андижана остановки станков-качалок автоматом
при уменьшении уровня жидкости до приема насоса. При ис-
пользовании автомата АПЭ-ПА продолжительность периода
откачки будет увеличиваться вплоть до необходимого для сни-
жения уровня жидкости до приема насоса.
Выводы
1. Перед переводом скважины с непрерывной на периодиче-
скую откачку должно быть полностью устранено (или сведено
до незначительной величины) влияние свободного газа на ра-
боту насоса при откачке жидкости, накопившейся в скважине
за период ее остановки.
2. Недопустимы утечки жидкости из насосных труб. При об-
наружении утечки она должна быть ликвидирована до перевода
скважины на периодическую откачку.
136
3. Себестоимость нефти, получаемой при периодической от-
качке, не должна быть выше себестоимости ее при непрерывной
откачке тех же скважин.
4. Наименьшая приемлемая продолжительность периода на-
копления должна быть такой, чтобы суточное число циклов
периодической откачки было оптимальным, обеспечивающим до-
статочно длительную работу контактных устройств и электромо-
торов без ремонта.
С целью повышения экономичности периодической откачки
надо во всех случаях, кроме случаев эксплуатации пластов
с развитым режимом растворенного газа или с зумпфами зна-
чительной емкости, стремиться вести периодическую откачку
с наименьшим допустимым значением продолжительности пе-
риода накопления жидкости.
Разумеется, наименьшая допустимая продолжительность пе-
риода накопления должна зависеть от дебита нефти: в более
дебитных по нефти скважинах она меньше, чем в менее дебит-
ных и особенно в очень малодебитных.
5. Период откачки должен начинаться в момент окончания
заданного периода накопления и заканчиваться в момент сни-
жения приведенного динамического уровня жидкости в сква-
жине до приема насоса, получения «эталонной» динамограммы
или снижения подачи до такой, какая была при непрерывной
откачке («эталонной» называется динамограмма, характерная
для установившейся работы скважины при непрерывной от-
качке).
6. Необходимо определить предельное допустимое значение
коэффициента снижения дебита скважины при периодической
откачке фпред. Этот коэффициент можно рассчитать либо для
каждой отдельной скважины, либо брать среднее значение его
для группы близких по характеристике скважин.
7. Для предварительного расчета режима периодической от-
качки необходимо знать режим пласта и пластовое давление.
Расчетные значения периодов накопления и откачки корректи-
руются на основе замеров дебита скважин и данных динамо-
метрирования.
Следует иметь в виду, что расчет по формуле А. С. Вирнов-
ского для линейного закона фильтрации касается наиболее
неблагоприятных условий для применения периодической от-
качки. Поэтому, если расчет по этой формуле дает удовлетвори-
тельные результаты, т. е. не очень малую продолжительность
периода накопления, то скважина заведомо подходит для пе-
риодической откачки.
Наиболее благоприятные условия для периодической откачки
жидкости создаются при режиме растворенного газа в пласте:
потери в текущей добыче либо незначительны, либо их совсем
нет. То же относится и к случаю, когда в скважине предусмот-
рен зумпф достаточной глубины.
137
БОРЬБА С ВРЕДНЫМ ВЛИЯНИЕМ ГАЗА НА РАБОТУ НАСОСА
И ОТКАЧКА ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ
Движение газожидкостной смеси
от забоя до устья скважины
Рассмотрим установившееся движение жидкости и газа от
забоя до устья при раббте насосной скважины, полагая, что газ
начинает выделяться из нефти уже в призабойной зоне.
От забоя и до какой-то высоты в межтрубном пространстве
находится движущийся столб жидкости с газом. Выше этого
столба располагается столб газонефтяной пены. В обоих столбах
пузыри газа обладают некоторой скоростью относительного дви-
жения (всплывания), но величина этой скорости в пене значи-
тельно меньше, чем в столбе газожидкостной смеси, что имеет
существенное практическое значение для борьбы с газом.
Пена начинает образовываться на свободной поверхности
жидкости (в начале работы насоса), затем пенораздел некото-
рое время опускается и устанавливается либо выше приема
насоса, либо вблизи от него. В первом случае пена не оказывает
никакого влияния на работу насоса, а во втором — она может
попадать в насос и снижать его коэффициент наполнения.
Борьба с газом, засасываемым с пеной в насос, сложна из-за
малой скорости всплывания газовых пузырей, т. е. почти пол-
ного отсутствия сепарации газа от жидкости.
Рассмотрим движение газожидкостной смеси в скважине.
Положим, что газовый фактор в данной скважине составляет
100 м3/м3, а погружение насоса под приведенный динамический
уровень равно 40 м. Пренебрегая растворимостью газа, полу-
чаем, что расходное газосодержание у приема насоса составляет
25 м3/м3. Далее предположим, что относительного движения
газовых пузырей нет (пузыри не всплывают) и, кроме того,
равномерно распределены в жидкости. В этих условиях весь
выделившийся из раствора свободный газ должен попасть в на-
сос и коэффициент наполнения насоса, как показывает элемен-
тарный расчет, будет равен всего 0,04. Между тем из практики
известно, что нередко скважины даже с более высоким газовым
фактором, чем 100 м3/м3, с небольшим погружением насоса, но
при наличии на приеме простого дырчатого фильтра работают
с коэффициентом наполнения значительно большим 0,04. Объяс-
няется это тем, что основная масса или даже весь газ проходит
мимо приема насоса вследствие большой скорости всплывания
пузырей газа в жидкости. В этом и заключается процесс грави-
тационной сепарации газа.
Если основная масса газовых пузырей проходит мимо
приема насоса, все же влияние газа на работу насоса может
быть весьма значительным. Положим, что 90% газовых пузы-
рей проходит мимо приема насоса (сепарируется) и только
138
10% попадает в насос. Газосодержание у приема насоса было
равно 25 м3/м3, значит с каждым кубическим метром жидкости
в насос засасывается 20-0,1=2,5 м3 газа. Отсюда коэффициент
наполнения насоса составит
т]н =--------0,29.
1+2,5
Таким образом, несмотря на то, что 90% газа сепарируется
перед входом жидкости в прием, все же газ резко снижает по-
дачу насоса. Поэтому главной задачей борьбы с газом посред-
ством тех или иных мероприятий является стремление исклю-
чить влияние именно той части газа, которая не сепарируется
простым фильтром.
Выше уже говорилось о том, что скорость всплывания газо-
вых пузырей в пене незначительная и газосодержание велико.
Поэтому, если пенораздел устанавливается у приема насоса,
газ из пены почти не сепарируется и пена периодически заса-
сывается в насос, существенно снижая его коэффициент напол-
нения. Поэтому следует проводить мероприятия, которые обес-
печивали бы нахождение пенораздела. всегда выше приема на-
соса или разрушение пены.
При каждом ходе плунжера вниз свободный газ, находя-
щийся в цилиндре, сжимается и выталкивается вместе с жидко-
стью в насосные трубы. При этом обычно лишь небольшая часть
газа растворяется в нефти, но растворение продолжается в на-
сосных трубах и здесь уже нередко весь газ переходит в рас-
твор (на некоторой высоте над насосом). В верхней части
колонны насосных труб газ вновь выходит из раствора; жидко-
стной столб постепенно «разгазируется», иногда значительно.
Это приводит к перерыву в подаче продукции, а иногда к перио-
дическим фонтанным выбросам жидкости из верхней части
насосной колонны. Но все же основная масса газа выделяется
через межтрубное пространство, поэтому здесь нередко обра-
зуется большой столб пены и временами тоже происходят вы-
бросы жидкости. Если же при большом газовом факторе или
небольшой высоте подъема жидкости межтрубное пространство
закрыто, наблюдается периодическое фонтанирование через на-
сос, причем в этом случае коэффициент подачи его может быть
равным и даже больше 1.
Вредное влияние газа на работу насоса приводит к сниже-
нию текущей добычи нефти и повышению себестоимости нефти.
При откачке жидкости и газа может быть и такой случай,
когда влияние газа не приводит к снижению текущей добычи
продукции, но скважина работает с пониженным коэффициен-
том наполнения насоса. При этом повышенная подача насоса
приводит к снижению межремонтных сроков работы всех
звеньев оборудования (насос, штанги, станок-качалка) по срав-
нению с теми сроками, которые были бы при коэффициенте
139
наполнения без влияния газа. Отсюда дополнительные расходы
на смену насосов, ликвидацию обрывов штанг, ремонт станка-
качалки.
Влияние свободного газа на работу насоса
Для элементарного анализа сущности этого влияния сделаем
следующие допущения:
а) засасываемая насосом смесь жидкости и газа совершенно
однородна, т. е. газовые пузыри достаточно малого и одинако-
вого размера равномерно распределены в смеси;
б) скорость всплывания пузырей равна нулю;
в) засасываемая жидкость — нефть.
При этих условиях однородность смеси не нарушается в те-
чение всего процесса прохождения ее через насос.
При ходе плунжера вверх газонефтяная смесь заполнит весь
объем цилиндра под плунжером, включая и вредное простран-
ство, т. е. объем цилиндра, остающийся под плунжером при его
крайнем нижнем положении. Часть рабочего объема цилиндра,
заполненная газом, составляет потерю подачи насоса (рабочий
объем определяется произведением площади сечения плунжера
на длину его хода).
С момента начала движения плунжера вниз при закрытом
приемном клапане смесь, заполняющая цилиндр, сжимается до
давления, соответствующего высоте подъема жидкости. В про-
цессе сжатия смеси (до открытия нагнетательного клапана)
объемы пузырей газа уменьшаются и газ частично растворяется
в нефти. К концу хода вниз во вредном пространстве остается
газ в сжатом и в растворенном состояниях. При следующем
ходе плунжера вверх оставшийся во вредном пространстве газ
начнет расширяться и выделяться из раствора до тех пор, пока
давление под плунжером не уменьшится до давления всасывания
и откроется приемньш клапан. Но пока откроется приемный
клапан, плунжер пройдет некоторую часть длины его хода и
при этом в цилиндр не поступит новая порция смеси из сква-
жины. Значит эта часть хода плунжера будет потеряна и по-
дача насоса соответственно уменьшится.
Итак, уменьшение подачи насоса под влиянием свободного
газа при условиях, принятых выше, заключается в следующем.
1. Попадающий в цилиндр газ занимает часть рабочего
объема цилиндра и тем самым снижает подачу жидкости
насосом.
2. Содержащийся во вредном пространстве газ, расширяясь
и выходя из раствора, также уменьшает подачу насоса.
Оба вида потерь суммируются и коэффициент наполнения
насоса можно определить по формуле, которая приведена
в окончательном виде:
цн=1— Я(т+1),
(65)
140
где R — газосодержание смеси, засасываемой насосом; т — от-
носительная величин^вредного пространства насоса (т = VB/VS) ;
Ув — объем вредного пространства, Vs — объем, описываемый
плунжером за один ход; т)н — коэффициент наполнения насоса.
Из формулы (65) видно, что коэффициент наполнения увели-
чивается с уменьшением газосодержания смеси R и вредного
пространства VB, а также с увеличением длины хода, т. е. вели-
чины Vs. Газосодержание можно уменьшить либо сепарацией
газа у приема насоса, либо увеличением глубины погружения
насоса под динамический уровень. Уменьшение вредного про-
странства достигается низкой посадкой плунжера в насосе при
его спуске, а также применением специальных конструкций на-
сосов. Относительную величину вредного пространства т можно
уменьшить применением максимальной длины хода станка-ка-
чалки.
Таково действие £аза на работу насоса, если выполняются
ранее поставленные условия. В действительности в реальной
газожидкостной смеси газовые пузыри всегда имеют хотя бы
небольшую скорость всплывания; только в нефтяной пене эта
скорость практически равна нулю. Чем больше скорость всплы-
вания пузырей газа, тем сильнее влияние газа на работу на-
соса отличается от описанного. Так, к началу хода плунжера
вниз и в процессе его хода вниз вследствие всплывания пузы-
рей из зоны вредного пространства там всегда будет меньше
газа, чем это принято при выводе формулы (65). Поэтому сте-
пень влияния вредного пространства в формуле (65) завышена
и характеризует предельный случай, когда всплывания нет. Мо-
жет получиться и так, что все пузыри поднимутся из зоны вред-
ного пространства в начале хода вниз и тогда само понятие
«вредного пространства» полностью теряет смысл. Для этого
случая в формуле (65) надо положить т = 0 и тогда
(66)
т. е. коэффициент наполнения .насоса зависит только от газосо-
держания всасываемой смеси.
Под влиянием свободного газа может произойти срыв по-
дачи насоса. Сущность срыва подачи состоит в том, что насос
перестает засасывать из скважины газожидкостную смесь или
пену, так как рабочая часть цилиндра целиком заполняется
газом. При ходе плунжера вниз газ сжимается, а при ходе
вверх — расширяется. Давление газа в цилиндре при ходе
вверх не становится ниже давления всасывания и поэтому при-
емный клапан не может открыться. Срыв подачи может проис-
ходить только от действия газа, оставшегося во вредном про-
странстве подачи. Точно так же, если вредное пространство
полностью дегазируется к началу хода вниз, то срыва не может
быть. Это обстоятельство очень важно для практики, так как
оно означает, что при отсутствии влияния вредного простран-
141
ства работа насоса устойчива при любом даже самом низком
коэффициенте наполнения.
Срыв подачи не может продолжаться очень долго, за исклю-
чением случая, когда межтрубное пространство закрыто. В на-
сосе имеется всегда хотя бы небольшая утечка жидкости через
зазор плунжерной пары, а иногда и в нагнетательном клапане.
Кроме того, за период срыва подачи приток жидкости в сква-
жину продолжается, вследствие чего давление у приема насоса
возрастает, а пенораздел перемещается выше приема насоса.
Это способствует возобновлению подачи на некоторое время —
до нового срыва. Длительность срыва может быть различной
в зависимости от условий эксплуатации и режима откачки —
от нескольких до десятков минут.
Мероприятия по борьбе с вредным влиянием газа
Из формулы (65) следует, что главное мероприятие по
борьбе с вредным влиянием газа — это уменьшение газосодер-
жания 7? в жидкости, засасываемой насосом.
Уменьшить газосодержание в жидкости можно двумя пу-
тями: сепарацией газа от жидкости перед входом смеси в прием
насоса и отводом этого газа либо увеличением погружения на-
соса под динамический уровень. Второй путь связан с дополни-
тельным задалживанием оборудования — штанг, труб, примене-
нием станков-качалок большей грузоподъемности и увеличе-
нием ремонтности всего оборудования. Поэтому надо стре-
миться к тому, чтобы увеличивать погружение насоса только
в том случае, когда сепарацией газа не удается достичь удовле-
творительных результатов. Однако при небольшом увеличении
погружения с целью ухода от зоны пенораздела оно более эф-
фективно и целесообразно, чем сепарация газа.
Таким образом, мероприятия по устранению влияния вред-
ного пространства являются второстепенными. Они сводятся
к надлежащему монтажу плунжера в насосе при спуско-подъем-
ных операциях и применению длинных ходов. Последнее меро-
приятие осуществляется и независимо от борьбы с газом в целях
оптимизации режима откачки, так как при этом создаются бла-
гоприятные условия для работы штанг и удлинения срока
службы насоса.
В скважинных газовых сепараторах (газовых якорях) ис-
пользуют либо гравитационный, либо инерционный принципы,
причем последний в газовых якорях нашел пока что небольшое
применение.
Гравитационный принцип сепарации газа у приема скважин-
ного насоса состоит в следующем. Так как плотности газа и
жидкости различны, то погруженные в жидкость пузыри газа
выталкиваются из жидкости вверх под действием силы Архи-
142
Rp пни Лозникает скорость всплывания пузырей в жидкости.
ОтношАнииКОрОСТИ 3аВИСИТ От следующих параметров.
*• У Т Я ПЛОТНОСти газа к плотности жидкости- Чем
3TOMV ппи °nn°JuОШеНИе’ Тем СК°РОСТЬ всплывания больше. По-
„п na-1L/HP0411X одинаковых параметрах (размеры пузырь-
значитрпкы Ь ™K°CTH И пУзь,Рек газа, погруженный на
чем погп1/ж Ю ,ГЛУбинУ в жидкость, будет всплывать медленнее,
чем погруженный на небольшую глубину.
постг аЛЛпЧИНЫ И Формы пузырей. Чем больше пузырь, тем ско-
рость его всплывания больше.
всппм^яЯ^н°СТИ Жидкости- Гидравлические сопротивления при
прян я И ПРН ПР°ЧИХ одинаковых параметрах в сильной сте-
ков ОТ вязкости жидкости. При очень высокой вяз-
бытг, по/, Рость всплывания особенно малых пузырей может
оыть весьма незначительной.
топ4’л?1рСНпп Н°СТИ Движения пузырей. Это очень важный фак-
скоппг^ е„при малои вязкости жидкости и крупных пузырях
быЛ. ~ всплывания при большом газосодержании может
nvumM,?!,01'0 ра3 меньше’ чем скорость всплывания отдельного
ЭЛаЛ-г р-гвЛ°ГО Же Размера (скорость свободного всплывания),
но пл5п НеНИЯ ^условлен не только столкновением пузырей,
нии их Растанием гидравлических сопротивлений при всплыва-
спся>а^^ОТрИМ пРостейП1ий случай сепарации газа у приема на-
о коэЛгЬипирхГХ116*1 насоса открыт (рис. 62). Введем понятие
ватьсяЯ п ®нте„сепарации газа П41 которым мы будем дользо-
ший НеЙШеМ изл°жении вопросов борьбы с газом. Об-
ппо1пР7гггтФ?ИЦИеНТ сепарации равен отношению объем# газа,
объем v Л Л мимо приема насоса в единицу времени, к полному
срчриир а’ КОТО₽ЫИ проходит за то же время через полное
сечение колонны вблизи приема насоса: Р
/Г ___ (Фг)сеп
С (67)
всего~3°тсеп^РиРованный объем газа, м3/сут; Qr—-объем
Ня пЛ’ ^/сУт’Кс-коэффициент сепарации
постгп Лпйо 2 изображены линии потока жидкости при условии
во впемеи Я Всеи жидкости в насос только снизу и равномерной
это непппи^ подаче иасоса. В применении к штанговому насосу
считать ₽ит/ п° упРощает описание процесса. Кроме того, будем
кости OuJf ПУЗЫРЬКИ Газа Равномерно распределены в жид-
жинЛ n 1 ИДН°’ ЧТ° пУзь,Рьки, движущиеся вблизи ос« сква-
Хьную яТ/^НТУРа СеЧеНИЯ пРиемной трубы, имеют верти-
скопостей дпппЮТНуЮ СКОР°СТЬ- представляющую собой сумму
входа в п всплывания, и смеси во время движения, вплоть до
сое неяяпЕ^еМ насоса- Эти пузырьки неизбежно попадут в на-
имо от расхода жидкости (дебита скважинвО- По-
143
этому для открытого приема насоса предельный коэффициент
сепарации при дебите жидкости
КС=1-^Е,
FK
(68)
где Fnp — площадь сечения входа в прием (по средней линии
толщины стенки трубы); FK — площадь просвета эксплуатацион-
ной колонны.
Формула (68) показывает, что коэффициент сепарации От-
крытого приема насоса никогда не может быть равен единице,
т. е. часть газа всегда попадает в насос.
Рис. 62. Схема засасывания газа к открытому
приему глубинного насоса
Рнс. 63. Опыты В. Ф. Троицкого по определе-
нию коэффициента сепарации открытого прие-
ма насоса
У пузырьков, находящихся за пределами зоны контура от-
верстия приема, при подходе к приему возникает горизонтальная
составляющая абсолютной скорости, способствующая засасыва-
нию их в насос. При прочих одинаковых условиях эта состав-
ляющая тем больше, чем больше расход жидкости.
В. Ф. Троицкий провел опыты на лабораторной установке
с колонной внутренним диаметром 150 мм и натуральными раз-
мерами приемных труб (рис. 63). Опытные кривые соединены
пунктиром с расчетными точками на оси ординат (С?ж=0) по
формуле (68). На основании этих опытов можно сделать сле-
дующие выводы.
Во-первых, коэффициент сепарации открытого приема по
формуле (68) является максимально возможным. При увеличе-
нии расхода жидкости (при неизменном расходе газа) коэффи-
циент сепарации открытого приема уменьшается. С другой сто-
роны, очень важно то обстоятельство, что даже при открытом,
незащищенном приеме насоса основная масса газа сепари-
руется и не попадает в насос. Таким образом, как это впервые
было показано в работах И. Г. Белова [14], коэффициент сепа-
рации межтрубного (между насосом и эксплуатационной колон-
ной) пространства может быть очень высоким.
144
Во-вторых, открытые приемы меньшего диаметра имеют бо-
лее высокие коэффициенты сепарации, а значит, обеспечивают
и более высокие коэффициенты наполнения насоса.
Однако сепарация газа у открытого приема насоса, рассмот-
ренная выше, основывалась на предположении, что пузырьки
газа имеют определенную скорость всплывания. Очевидно, что
чем больше скорость всплывания, тем сепарация лучше. Но на
практике бывают случаи, когда вследствие высокой вязкости
нефти или очень малых размеров пузырьков газа скорость
всплывания их незначительна. В таких случаях гравитационная
сепарация практически почти или совсем отсутствует не только
у открытого приема, но и при наличии любых сепарирующих
устройств на приеме насоса.
Разберем теорию сепарации, разработанную И. Г. Беловым,
на работе простого газового якоря (рис. 64). Поток газожид-
костной смеси, поднимающийся по эксплуатационной колонне,
поворачивает на 180° и входит в корпус якоря. При повороте
потока многие газовые пузырьки, всплывая в жидкости, подни-
маются за пределы потока в зону неподвижной жидкости
(в межтрубном пространстве), т. е. сепарируются, а поток
со значительно меньшим содержанием газа или совсем дегази-
рованный движется вниз к входу во всасывающую трубку. По
всасывающей трубке поток направляется в насос. Пузырьки,
которые не отсепарировались при повороте потока, попадут
в насос. В этом и заключается основной процесс гравитацион-
ной сепарации газа. И. Г. Белов делит процесс сепарации на
две части: 1) сепарация газа в затрубном пространстве
(в кольце между эксплуатационной колонной и корпусом якоря
при повороте потока .на 90°); 2) сепарация в самом газовом
якоре (при дальнейшем повороте потока еще на 90° в кольце
между корпусом якоря и всасывающей трубкой).
Кинематика первого этапа сепарации по И. Г. Белову вы-
глядит так. При движении потока смеси к входу в якорь по
эксплуатационной колонне абсолютная скорость каждого пу-
зырька складывается из скорости движения жидкости и ско-
рости всплывания его в жидкости w (рис. 65). Так движутся
пузырьки до сечения а—а, расположенного на некотором рас-
стоянии от нижней границы фильтра (входных отверстий)
якоря. Выше сечения а—а картина меняется, так как вся
жидкость должна войти в якорь через отверстия в корпусе
якоря. Поэтому частицы жидкости описывают некоторые криво-
линейные траектории, постепенно меняя вертикальное движение
на горизонтальное. Путь через нижние отверстия корпуса пред-
ставляет меньшие сопротивления и поэтому расход жидкости
через нижний ряд отверстий будет наибольшим по сравнению
с расходами через расположенные выше ряды. Наконец, где-то
в сечении б—б начинается зона практически неподвижной
жидкости. Значит в пределах зоны — а—б вертикальные состав-
145
ляющие скоростей частиц жидкости будут уменьшаться снизу
вверх, а горизонтальные — от стенки корпуса якоря к стенке
эксплуатационной колонны, В то же время пузырьки газа будут
иметь вертикальную составляющую скорости абсолютного дви-
жения, равную алгебраической сумме скоростей всплывания и ,
вертикальной составляющей скорости движения в данной точке,
т. е. w + Ув. Горизонтальная составляющая скорости пузырька
будет совпадать с горизонтальной составляющей скорости
Рис. 64. Схема действия простого (однокорпусного) гравитационного якоря.
I — корпус якоря; 2 — всасывающая трубка; I — гидравлическая длина якоря
Рис. 65. Кинематика процесса сепарации газа в м'ежтрубном пространстве.
1 — эксплуатационная колонна; 2 — корпус якоря; 3 — всасывающая трубка
частиц жидкости в этой же точке, т. -е. vr. Величина vr есть ско-
рость увлечения пузырька в якорь. Истинная скорость абсолют-
ного движения пузырька будет геометрической суммой этих ско-
ростей; она меняется в продолжение всего движения пузырька
в зоне а—б. Пузырьки газа описывают криволинейные траекто-
рии, но отличные от траекторий частиц жидкости. В зависи-
мости от соотношения вертикальной и горизонтальной состав-
ляющих скоростей пузырьков
(vB + w) (параметр и. р Белова). (69)
vr
они будут либо увлекаться в отверстия корпуса, либо прохо-
дить мимо них, т, е. отделяться от жидкости. Отсюда следует,
что сепарация газа в межтрубном пространстве будет тем
лучше, чем больше вертикальная и меньше горизонтальная со-
ставляющие скорости пузырька.
146
Второй этап сепарации, газа происходит уже внутри корпуса
якоря после прохождения пузырьков через отверстия фильтра.
В момент, когда пузырёк проходит через отверстия, вертикаль-
ная составляющая скорости жидкости ов=0, а в последующем
движении она уже направлена вниз, а не вверх, как это было
в межтрубном пространстве. Так как через верхние отверстия
жидкость движется медленнее, то вертикальная составляющая
скорости пузырьков (ш — vB) после прохождения их через от-
верстия может увлечь пузырьки в область меньших скоростей
потока жидкости и обеспечить всплывание к «потолку» якоря.
Однако кинематика сепарационного процесса в самом якоре
при повороте потока от 90 до 180° существенно отличается от
сепарации в межтрубном пространстве по следующей причине.
Здесь вертикальная составляющая скорости пузырька, способ-
ствующая его сепарации, выражается разностью (w — ив), а не
суммой этих величин, как в межтрубном пространстве. Поэтому
в зоне поворота потока вниз вместо параметра И. Г. Белова
(69) будем иметь отношение
№ - , (70)
«г
которое всегда меньше отношения (69). Отсюда следует, что
сепарация в якоре менее эффективна, чем в межтрубном про-
странстве.
В корпусе якоря ниже зоны поворота потока могут нахо-
диться при равномерном движении потока только такие пу-
зырьки, у которых скорость направлена вниз либо равна нулю.
Значит, при равномерном движении потока в корпусе якоря
после поворота потока на 180° сепарация практически отсут-
ствует и все пузырьки, попавшие в эту зону, будут неизбежно
втянуты во всасывающую трубку и далее в насос. Но поток
жидкости при работе штангового насоса прерывистый. Поэтому
во время хода плунжера вниз часть пузырьков, попавших в зону
ниже поворота потока, может успеть подняться вверх (ов=0 и
ог=0) под влиянием скорости всплывания w и, следовательно,
отсепарироваться. Впрочем доля отсепарированного в якоре
газа от всего газосодержания ничтожна.
Таким образом, часть газа сепарируется от жидкости в меж-
трубном пространстве до входа потока в корпус якоря. Другая,
меньшая часть газа, сепарируется в якоре, в зоне его фильтра
и, наконец, часть газа может быть увлечена потоком вниз по
корпусу и далее в насос. Раньше считалось, что сепарация газа
происходит в основном в корпусе якоря при движении потока
вертикально вниз. Однако И. Г. Белов доказал эксперимен-
тально и теоретически, что в корпусе якоря, в пространстве
ниже нижних отверстий фильтра, сепарация ничтожна.
Кинематическая схема сепарационного процесса по И. Г. Бе-
лову— приближенная, но в общих чертах правильно описывает
147
весь процесс. В ней принято, что газожидкостная смесь дви-
жется равномерно и весь расход смеси поступает снизу. На са-
мом деле, ввиду прерывистости подачи насоса, т. е. отсутствия
движения смеси при ходе плунжера вниз, половина всего рас-
хода смеси поступает к якорю сверху из столба, расположен-
ного выше фильтра якоря.
Рассмотрим простейшую схему движения смеси и газовых
пузырей при повороте потока в якорь при условии поступления
жидкости одновременно снизу и сверху,
а также при условии симметричности
обоих потоков. По формуле (69) эффек-
тивность сепарации при прочих одина-
ковых условиях определяется отноше-
нием вертикальной и горизонтальной
составляющих скорости пузырьков. В не-
который момент времени для двух оди-
наковых пузырьков, равноотстоящих от
стены корпуса якоря, из которых один а
находится в потоке, идущем снизу, а
другой б в потоке, поступающем сверху,
можно написать:
Рис. 66. Кинематическая
схема сепарации газа
в межтрубном простран-
стве при одновременном
поступлении жидкости к
приему насоса сверху н
снизу
'в_.
t'r
, W — VB
для пузырьков б ------------------.
t>r
До момента, когда полная скорость
потока приобретает горизонтальное
правление, справедливо неравенство
W -f- t>„ W —— t>B
для пузырьков а .
на-
(71)
/О. Щ
иг
которое характеризует процесс сепарации и показывает, что
условия сепарации при поступлении жидкости сверху ухуд-
шаются по сравнению с сепарацией при поступлении смеси
к якорю снизу. Степень снижения эффективности сепарации зна-
чительна, так как основная масса газа сепарируется в затруб-
ном пространстве и меньшая доля в самом якоре. Сепарацию
в самом якоре в первом приближении считаем не зависящей
от направления потоков смеси.
Ухудшение эффективности сепарации при поступлении газо-
жидкостной смеси сверху имеет существенное практическое зна-
чение, особенно в следующих случаях.
1. При периодической откачке жидкости из скважины. При
откачке накопившейся в скважине жидкости почти весь расход
ее будет поступать к якорю сверху. Значит, эффективность се-
парации при этом будет заниженной, а это часто приводит
к тому, что подача насоса снижается и период откачки суще-
ственно удлиняется, что может резко снизить выгодность перио-
148
дической откачки. Отсюда необходимость применения при пе-
риодической откачке эффективных газовых якорей, рассчитан-
ных на приток сверху.
2. При сравнительно длительной остановке, например при
динамометрировании скважины, особенно работающей с. неза-
полненном цилиндра жидкостью. После пуска насоса в ход
первое время основная масса газожидкостной смеси может по-
ступать сверху из накопившегося столба и газ может заметно
влиять на работу насоса.
Выше мы анализировали ход сепарации у незащищенного
приема насоса и сепарационный процесс, происходящий в про-
стом (однокорпусном) газовом якоре. Очевидно, что сепарация
у простого дырчатого фильтра на приеме насоса по своей эффек-
тивности занимает промежуточное положение между незащи-
щенным приемом и однокорпусным якорем. Простой дырчатый
фильтр сепарирует газ в межтрубном пространстве так же, как
и однокорпусный якорь, но внутри фильтра сепарации нет. Сле-
довательно, по возрастающей эффективности сепарации выше-
перечисленные устройства располагаются так: открытый прием,
дырчатый фильтр, однокорпусный якорь. Фильтр меньшего
диаметра, очевидно, более эффективен, чём большего. Преде-
лом уменьшения диаметра служит чрезмерное возрастание гид-
равлических сопротивлений в нем.
В работе [2] показано, что для сравнительной качественной
оценки эффективности гравитационной сепарации можно поль-
зоваться параметрами
-^м - или г (72)
И) W
где осм — средняя скорость смеси в межтрубном пространстве
или в корпусе якоря; w — скорость всплывания газовых пузы-
рей. Чем меньше параметры (72), тем больше коэффициент
сепарации. Объясняется это тем, что при увеличении или умень-
шении Осм или vm соответственно изменяется горизонтальная
составляющая скорости потока, увлекающая пузыри газа
в якорь и далее в насос.
Сепарация газа у приема насоса нужна для того, чтобы по-
лучить достаточно высокий коэффициент наполнения насоса.
Разумеется, если коэффициент сепарации близок к единице,
то цель достигнута. Однако иногда по величине коэффициента
сепарации трудно судйть о коэффициенте наполнения насоса —
первый может быть очень высоким, а второй — недостаточным.
Выведем формальную зависимость коэффициента наполнения
насоса от коэффициента сепарации газа и газосодержания
смеси (газового фактора, приведенного к давлению у приема).
Коэффициент наполнения насоса можно выразить так:
Qx + (Сг)н
(73)
149
где Qrn — объем жидкости, подаваемой насосом, м3/сут; (Qr)n—
объем газа, попавшего в насос, м3/сут.
Общий расход газа при давлении погружения (?г=Гфж
(Г — газосодержание при давлении погружения). Количество
газа, попавшего в насос (0г)н=(1 — Ac)Qr- Подставляя значе-
ние Qr и (Qr)H в (73), получаем
1
Г)н =------------------------------.
1+(1~Кс)Г
(74)
Рис. 67. Зависимость коэффициента
наполнения насоса т] от коэффициен-
та сепарации Кс и газосодержания у
приема насоса Г
Рис. 68. Однокорпусный гравитаци-
онный якорь.
1 — корпус якоря; 2 — всасывающая труб-
ка; /ф— длина фильтра; 1Г— гидравличе-
ская длина якоря
По формуле (74) построена диаграмма (рис. 67), из которой
видно, что при высоком коэффициенте сепарации (если газосо-
держание значительно) коэффициент наполнения насоса может
быть довольно низким. Так, даже при газосодержании Г=3
и Кс=0,8 коэффициент наполнения насоса получается равным
всего 0,6.
Однокорпусный якорь
Основные конструктивные элементы однокорпусного якоря,
влияющие на его эффективность, т. е. коэффициент сепарации
Кс, следующие: диаметр якоря, длина фильтровой части /ф и
гидравлическая длина /г (рис. 68). Последняя представляет со-
бой расстояние от нижнего ряда отверстий фильтра до нижнего
конца всасывающей трубки.
150
Автором и В. Ф. Троицким было выполнено несколько цик-
лов экспериментов на специальной лабораторной установке
с целью определения рациональной конструкции якоря [2]. Ре-
зультаты исследований следующие.
1. По экспериментальной зависимости коэффициента сепара-
ции от диаметра якоря следует (рис. 69, а), что с увеличением
диаметра якоря коэффициент сепарации Кс увеличивается. При
Рис. 69. Экспериментальная зависимость коэффициента сепарации однокорпус-
ного якоря от расхода жидкости при постоянном расходе газа.
а — прн диаметре якоря (в мм): / — 60, 2— 89, 3—114; б—при гидравлической длине
(в см): 1 — 35, 2 — 5, 3 — 0; в — при фильтре: / — коротком (5 рядов отверстий), 2 —
нормальном (10 рядов); 3 — длинном (30 рядов)
этом наиболее важное значение имеют участки кривых, соответ-
ствующие Кс^1. Именно в этой области проявляется преиму-
щество якоря с наибольшим испытывавшимся диаметром, соот-
ветствующим в натуре диаметру стандартной насосной трубы
наружного диаметра 114 мм в колонне внутреннего диаметра
150 мм. Но увеличение диаметра якоря уменьшает сечение
межтрубного пространства и это должно было бы ухудшить
в этом пространстве сепарацию. Однако сужение межтрубного
пространства приводит к тому, что пузырьки газа, сталкиваясь,
укрупняются (коалесцируют) и скорость всплывания их возра-
стает. Этим и объясняется возрастание коэффициента сепарации
при увеличении диаметра якоря.' Вероятно, существует опти-
мальный диаметр якоря для конкретных условий (расхода
смеси, газосодержания и т. д.). Обычно на практике в колонне
151
с внутренним диаметром 150 мм применяют якори с наружным
диаметром до 114 мм.
2. Вследствие прерывистости движения потока некотс/рое ко-
личество пузырьков газа, попавших в корпус якоря ниже зоны
поворота потока на 180°, может в период хода плунжера вниз
отсепарироваться, т. е. подняться вверх из этой зоны. Учитывая
это обстоятельство, в работе [2] показано, что для сепарации
и этих пузырей гидравлическая длина /г однокорпусного якоря
должна быть не более 0,5 м.
При равномерном потоке даже при очень малой /г (рис. 69, б)
коэффициент сепарации почти такой же, как и при большой гид-
равлической длине. Только при /г=0 эффективность якоря за-
метно снижается.
Третий конструктивный элемент однокорпусного якоря —
длина его фильтровой части. Короткий фильтр сильно пони-
жает коэффициент сепарации, а очень длинный не дает суще-
ственного выигрыша (рис. 69, в). Это явление имеет следующее
объяснение. При очень коротком фильтре возрастает горизон-
тальная составляющая средней скорости потока, увлекающая
пузыри газа в якорь. При значительном удлинении фильтра
через верхние ряды отверстий расход жидкости ничтожен и по-
этому влияние их на горизонтальную составляющую скорости
потока почти не ощущается.
Можно рекомендовать для якорей с наружным диаметром
89 мм и более длину фильтра /ф=20-=-25 см. Диаметр отверстий
следует брать не более 1 см и коэффициент просвета фильтра,
т. е. отношение суммарной площади отверстий ко всей поверх-
ности корпуса, занятой фильтром, не менее 0,3.
Внутренний диаметр всасывающей трубки для небольших
дебитов (до 10—15 м3/сут) можно брать равным 19 мм, а для
больших дебитов — 25 мм.
Непременным дополнением однокорпусного и многокорпус-
ного якорей является песочный карман, т. е. удлинение корпуса1
якоря ниже конца всасывающей трубки. Если в скважине нет
песка, то достаточен карман из половины трубы, а в «песочных»
скважинах — одна-две трубы.
Многосекционные и тарельчатые якори
Эффективность сепарации газа, т. е. величина коэффициента
сепарации тем больше, чем меньше параметр — или —.
w w
Отсюда следует целесообразность уменьшения vM и увеличения
скорости всплывания пузырей w.
Для уменьшения vm, т. е. скорости потока в межтрубном
пространстве у входа в якорь и в самом якоре, А. М. Пирвер-
дяном и А. С. Вирновским было предложено разделить расход
жидкости на части. Это практически осуществляется в много-
секционных якорях.
152
Многосекционный якорь представляет собой систему не-
скольких параллельно работающих простых однокорпусных
якорей с одной всасывающей трубкой. Первоначально эти якори
рассчитывались так, что весь расход жидкости распределялся
между корпусами равномерно, т. е. если дебит скважины со-
ставляет 10 м3/сут, то в четырехкорпусном якоре расход
жидкости через каждый корпус равен 2,5 м3/сут. Соответственно
в 4 раза снижается скорость и параметр v^Jw, что резко по-
вышает коэффициент сепарации газа по сравнению с однокор-
пусным якорем. И. Г. Беловым было предложено неравномер-
ное распределение расхода жидкости по корпусам, так как наи-
больший коэффициент сепарации секционного якоря можно
получить, если параметр (69)
(ш + t?B)
t’r
для всех секций будет одинаковым. Это положение было под-
тверждено прямыми экспериментами. Впоследствии автором
неравномерный закон распределения был уточнен, а также было
выведено правило распределения при поступлении жидкости
к якорю сверху или снизу и сверху одновременно.
В многосекционных якорях любых конструкций заданный
расход всей жидкости по секциям (в частном случае по корпу-
сам) распределяется путем сверления на всасывающей трубке
в каждой секции определенного количества отверстий данного
диаметра —по расчету. Фильтры же всех корпусов у многокор-
пусных якорей одинаковые и такие же, как у однокорпусного
якоря. Гидравлическая длина каждого однокорпусного якоря
в целях сокращения всей длины якоря принимается равной
200 мм. На рис. 70 представлены схемы четырехкорпусного
89-мм якоря. Недостатками одной из конструкций такого якоря
являются: некоторая сложность в изготовлении и недостаточная
надежность резьбовых ниппельных соединений из-за отклонений
внутреннего диаметра труб от номинала . Группой бакинских
специалистов в последнее время предложена более простая кон-
струкция (рис. 70, б). Корпусную часть якоря выполняют из
целого патрубка с насверленными на нем фильтрами, а вместо
металлических ниппелей применяют ниппели из нефтестойкой
резины с впрессованными в них муфтами для соединения всасы-
вающих трубок. Таким образом, эта модификация многокорпус-
ного якоря более проста и, самое главное, значительно прочнее
представленной на рис. 70, а.
В якоре (см. рис. 70, б) распределение расхода жидкости
принято следующее (приток жидкости считается снизу): первый
корпус сверху — 16%, второй — 21%, третий — 27 %, четвер-
тый — 36 %. Исходя из этого распределения расхода жидкости
и задаваясь дебитом нефти 10 м3/сут, кинематической вязкостью
0,1 см2/с, диаметром отверстий на всасывающей трубке 5 мм,
153
диаметром трубки 19 мм, получено с некоторым округлением
следующее число отверстий по корпусам на всасывающей
трубке: первый корпус сверху — 3, второй — 7, третий — 11 и
четвертый — открытый конец всасывающей трубки с внутрен-
ним диаметром 19 мм. В зависимости от дебита жидкости, вяз-
кости. распределения расходов или числа корпусов (секций)
Рис. 70. Четырехкорпусный якорь.
а — обычная конструкция: 1 — соединитель-
ный ниппель к насосу, 2 — первый корпус,
3 — всасывающая трубка, 4 — ниппель.
5 — песочный карман, 6 — заглушка; б —
модифицированная конструкция
предусмотрены и числа отвер-
стий. Кроме того, диаметр вса-
сывающей трубки для дебита,
например, 20 м3/сут не менее
25 мм. При сравнительно вы-
соких дебитах жидкости сум-
марные гидравлические сопро-
тивления в якоре надо рассчи-
тывать, они не должны быть
такими, чтобы вызвать значи-
тельное выделение газа из рас-
твора, что может ухудшить ко-
эффициент наполнения насоса.
Следует отметить, что че-
тырехкорпусный 89-мм якорь
нашел широкое применение на
промыслах и показал очень
высокую эффективность по
сравнению с другими якорями,
применявшимися до его внед-
рения [2, 14].
На основе разделения рас-
хода жидкости на несколько
частей предложены и успешно
применяются не только много-
корпусные, но и другие кон-
струкции якорей.
Вторым направлением в по-
вышении эффективности гра-
витационной сепарации газа
у приема насоса являются ме-
роприятия по увеличению ско-
рости всплывания газовых пу-
зырей w с тем, чтобы умень-
шить параметр v}1Jw, от кото-
рого зависит коэффициент
сепарации Кс- В связи с этим
рассмотрим конструкцию и дей-
ствие якоря-зонта, предложен-
ного В. В. Сазоновым и В. Ф.
Троицким (рис. 71). В нем ис-
пользуется поворот потока на
154
180° и коалесценция пузырей газа, вследствие чего повышается
скорость их всплывания. Колонна перекрывается манжетой 1 и
газожидкостной поток направляется по корпусу якоря 2, имею-
щему значительно меньший по сравнению с колонной диаметр.
Далее через фильтр поток поворачивает на 90° и входит в коль-
цевое пространство между корпусом и колонной, играющей
Рис. 71. Односекционный якорь-зонт.
1 — манжета; 2 — корпус; 3 — всасываю-
щая трубка; 4 — фильтр
Рис. 72. Односекционный якорь-зонт.
1 — муфта насосной трубы; 2 — заглушка;
3 — фильтр; 4 — корпус; 5 — всасывающая
трубка; 6 — трубчатый угольник; 7 — упор-
ная гайка, 8, 10 — манжеты; 9 — контр-
гайки
роль полости якоря. В кольцевом пространстве поток движется
вниз к отверстию всасывающей трубки. Газ сепарируется при
повороте потока как в корпусе, так и в затрубном простран-
стве. Сепарация в затрубном пространстве существенно об-
легчена малой скоростью нисходящего -движения жидкости.
Коалесценция пузырьков газа, способствующая сепарации, про-
исходит в некоторой степени уже под манжетой и в большей
степени в самом корпусе благодаря интенсивному завихрению
потока и стесненному движению пузырей.
В якоре-зонте роль затрубного пространства выполняет кор-
пус якоря, а роль корпуса якоря — затрубное пространство. По-
этому сечение затрубного пространства очень сужено, а сечение
155
корпуса — расширено. Такая конструкция аналогична конструк-
ции простого однокорпусного якоря, но большого диаметра.
Однако эффективность якоря-зонта намного превышает эффек-
тивность однокорпусного якоря диаметром 89 мм в колонне
одинакового диаметра.
Применяют якори-зонты конструкции, представленной на
рис. 72, а также двухсекционные якори-зонты, в которых общий
расход жидкости разделяется на две неравные части.
Многокорпусный якорь в скважинах, дающих вместе с жид-
костью песок, часто выходит из строя вследствие забивания
песком всасывающих отверстий, несмотря на то, что перед от-
верстиями имеются конусы с углом расположения образующей
больше угла естественного откоса рыхлого песка. Однако это
эффективно при небольшом содержании песка в жидкости.
Якорь-зонт тоже может привести к серьезным неполадкам из-за
песка: песок, осаждающийся на манжетах, не только забивает
входные отверстия во всасывающую трубку, но может закли-
нить якорь в колонне.
Для полного исключения указанных выше неполадок в сква-
жинах, содержащих в продукции песок, был разработан тарель-
чатый якорь1. В однотарельчатом якоре (рис. 73) пузыри газа
под тарелкой укрупняются (коалесцируют), а сепарация газа
происходит при обтекании тарелки и движении смеси горизон-
тально над тарелкой к отверстиям во всасывающей трубке. На
лабораторной установке были проведены различные экспери-
менты по исследованию влияния числа и диаметра тарелок и
расстояния между ними на коэффициент сепарации. В резуль-
тате был разработан многосекционный (восьмитарельчатый)
якорь, показавший при массовом внедрении на промыслах вы-
сокую сепарационную эффективность (рис. 74).
В этом якоре всасывающая трубка выполнена сквозной, без
дна, что исключает накопление в ней песка. Для того чтобы
в трубку не могли попасть и газовые пузыри, вход в нее защи-
щен обращенной вниз воронкой. Всасывающая трубка удлинена
на 400 мм ниже тарелок для того, чтобы количество всасывае-
мой через открытый конец жидкости было небольшим: по рас-
чету длина трубки 400 мм обеспечивает расход, не превышаю-
щий 5% всего расхода через якорь. Диаметр тарелок 70 мм. Для
придания якорю прочности и обтекаемой формы тарелки арми-
рованы металлическими стержнями.
Распределение расхода в тарельчатом якоре рассчитывают
в основном так же, как и в многокорпусном. Отличие состоит
в том, что по секциям распределяется 95% заданного расхода,
а 5% приходится на открытый конец трубки. Дополнительная
длина последней рассчитывается по обычным формулам гид-
* Якорь разработан В. Ф. Троицким. В. В. Сазоновым. К. С. Кадымовой
и автором."
156
равлики. Закон распределения расхода по секциям в рассмат-
риваемом варианте якоря, предназначенном для дебита 5 м3/сут
нефти с вязкостью 0,1 см2/с, следующий: первая (сверху) сек-
ция— 6,5%, вторая — 7,5%, третья—10%, четвертая—12%,
пятая—14%, шестая—12,5%, седьмая—15,5% и восьмая—-
17%. Считается, что в пять верхних секций жидкость поступает
Рис. 73. Однотарельчатый якорь
Рис. 74. Восьмитарельчатый якорь.
1 — обсадная колонна; 2 — тарелка; 3 —
всасывающая трубка; 4 предохранитель-
ная воронка
сверху, а в три нижние — снизу. Диаметр всасывающих отвер-
стий равен 3 мм, но и при этом в первой секции получается одно
отверстие, что нерационально со многих точек зрения. Поэтому
в первой. секции было сделано два отверстия. Во второй и
третьей секциях числа отверстий получились дробными и их
пришлось округлять. В конечном итоге было сделано: в первой,
второй и третьей секциях по два отверстия, в четвертой — 3, пя-
той— 5, шестой — 6, седьмой—11 и восьмой — 19.
Надо иметь в виду, что при длительной работе этого якоря
возможно разъедание отверстий песком, что нарушит заданное
157
распределение расходов жидкости и снизит эффективность
якоря. Во избежание этого желательно применять в отверстиях
фильеры из твердого сплава.
Использование зумпфа скважины как сепаратора газа
С точки зрения теории сепарации газа у приема насоса
зумпф нужно рассматривать как газовый якорь большого диа-
метра с длинным фильтром, по которому распределен поток
входящей в якорь жидкости (это зона перфорации скважины).
В этом сепараторе затрубного пространства условно не будет.
Рассмотрим три основных случая работы якоря-зумпфа.
1. Приток газа и жидкости распределен более или менее
равномерно по поверхности зоны перфорации скважин. При
этом скорости смеси при входе в колонну-якорь, повороте струй
и нисходящем движении потока очень малы по сравнению со
скоростями в обычных (подвесных) якорях. Это обеспечивает
высокую сепарационную способность якоря-зумпфа несмотря
на «отсутствие» межтрубного пространства.
2. Более эффективной будет сепарация в условиях, когда
приток свободного газа сосредоточен в верхней части перфора-
ционной зоны скважины. При этом скорости нисходящего потока
смеси будут еще меньше, чем в первом случае.
3. Если приток газа сосредоточен в основном в нижней части
перфорационной зоны скважины (газовый пропласток), то
эффективность зумпфа сильно снижается, что происходит и
в подвесных якорях при притоке жидкости только сверху. В та-
ких условиях якорь-зумпф может оказаться менее эффективным,
чем подвесной якорь на приеме насоса, расположенном выше
зумпфа.
Но в большинстве случаев зумпф обладает высокой сепара-
ционной способностью, разумеется, при условии выделения газа
из раствора в призабойной зоне.
Использование зумпфа целесообразно только в том случае,
если динамический столб жидкости в скважине невелик. В про-
тивном случае задалживание значительного количества труб и
штанг для увеличения погружения приема насоса с целью ис-
пользования зумпфа как якоря не оправдывается.
Сравнение эффективности
различных сепарационных устройств,
основанных на гравитационном принципе
Природные и эксплуатационные условия, от которых зависит
процесс сепарации газа, разнообразны и поэтому эффектив-
ность одних и тех же устройств может быть различной в разных
условиях. Поэтому эффективность разных устройств следует
сравнивать в строго одинаковых условиях и в первую очередь
158
на специальных лабораторных установках, воспроизводящих
скважинные условия. При испытании таких моделей (рис. 75)
считали, что самым важным показателем эффективности того
или иного сепарационного устройства является протяженность
части кривой при Кс=1 и очень близкого к ней участка. Как
видим, самый высокий показатель получается у якоря-зонта,
особенно двухсекционного. Четырехкорпусный и восьмитарель-
Рнс. 75. Экспериментальное сравнение
эффективности различных гравитаци-
онных якорей, работающих в газо-
жидкостной смеси.
/ — двухсекционный 60-мм якорь-зонт;
2 — простой якорь-зонт; 3 — тарельчатый
89-мм якорь; 4 — четырехкорпусный 89-мм
якорь; 5 — однокорпусный 89 мм якорь; 6 —
открытый прием насоса
Рис. 76. Винтовой газовый якорь.
1 — прием глубинного насоса; 2 — клапан;
3 — трубка; 4 — корпус газового якоря;
5 — вннт; 6 — стержень винта; 7 — фильтр
чатый якори по эффективности близки между собой. Однако
восьмикорпусный якорь, если бы он испытывался в этой серии
экспериментов, несомненно, показал бы лучшие результаты по
сравнению с восьмитарельчатым.
Конечно, представленная выше сравнительная эффектив-
ность разных устройств носит в основном качественный харак-
тер, так как в резко отличных от эксперимента условиях кривые
несколько изменятся.
При оценках сравнительной эффективности различных яко-
рей, основанных на гравитационном принципе, надо иметь в виду
следующие два граничных случая. Если условия сепарации
благоприятные (маловязкая жидкость, крупные пузыри газа,
малый дебит жидкости и т. д.), то практически весь газ сепа-
159
рируется в межтрубном пространстве и разнообразные сепари-
рующие устройства, начиная от простого дырчатого фильтра и
кончая якорем-зонтом, оказываются одинаково эффективными,
работая с коэффициентом сепарации, близким к единице. При
очень неблагоприятных условиях сепарации (высокая вязкость
жидкости, малые размеры пузырьков, значительный дебит сква-
жины) основная масса газа или практически весь газ увле-
кается в насос и любые гравитационные сепараторы оказы-
ваются недостаточно или совсем неэффективными.
При интенсивном пенообразовании в скважине различные
якори располагаются по эффективности в той же последова-
тельности, как и по условиям сепарации, но ход кривых совсем
иной —с возрастанием расхода жидкости коэффициент сепа-
рации тоже возрастает, что объясняется разрушением пены
с увеличением скорости ее прохождения через фильтр якоря,
корпус и т. д. [2].
Инерционный принцип сепарации газа у приема насоса.
Винтовой газовый якорь
При сравнительно большой величине параметра vK<!w гра-
витационный принцип сепарации газа может оказаться неэф-
фективным. Большая величина этого параметра обусловли-
вается большой скоростью v>K из-за высокого дебита скважины,
малой скоростью всплывания пузырей w вследствие очень не-
больших их размеров либо высокой вязкости нефти. В таких
условиях используют винтовые якори, основанные на инерцион-
ном принципе.
Винтовой газовый якорь (рис. 76) разработан группой ба-
кинских специалистов под руководством А. М. Пирвердяна.
В корпусе такого якоря 4 расположен винт 5, а над ним —
трубка 3, выводящая газ в кольцевое пространство скважины.
Клапан 2 предотвращает поступление жидкости и газа сверху
из скважины в трубку. Смесь газа и жидкости, поступая в якорь
через отверстия, совершает винтовое движение, направляемое
поверхностью винта. Под действием центробежной силы ча-
стицы жидкости перемещаются к стенке корпуса якоря, а пу-
зырьки газа — к боковой поверхности стержня 6 винта. Дви-
гаясь далее вверх, газ попадает в газовыпускную трубку.
В работе [28] показано, что с возрастанием расхода смеси
через якорь коэффициент сепарации его должен возрастать. Од-
нако испытания винтового якоря, выполненные авторами якоря
на специальном стенде, показали, что коэффициент сепарации
его, в отличие от коэффициента сепарации гравитационных яко-
рей, изменяется немонотонно и соответствующие кривые имеют
выпуклый характер. Это объясняется следующим. На стенде
определяют общий коэффициент сепарации якоря, в который
входят коэффициенты сепарации затрубного пространства и се-
160
парации самого якоря. Коэффициент сепарации затрубного
(вернее, межтрубного) пространства с увеличением расхода
жидкости снижается, а коэффициент сепарации самого якоря
возрастает, что и приводит к появлению максимума на кривых.
На рис. 77 показаны для сравнения экспериментальные кривые
коэффициента сепарации 89-мм четырехкорпусного гравитацион-
ного якоря. Как видим, винтовой якорь, особенно диаметром
46 мм, в определенных условиях даже более эффективен, чем
многокорпусный. Винтовой якорь меньшего диаметра (46 мм)
имеет более высокий коэффициент сепарации по сравнению
с 76-мм якорем этого же типа. Это объясняется тем, что в пер-
вом скорость потока больше, а следовательно, больше и центро-
бежные силы, определяющие процесс сепарации. Отсюда сле-
Рис. 77. Экспериментальное сравнение сепара-
ционной способности гравитационных и инер- 0,85
ционных газовых якорей.
1 — четырехкорпусный 89-мм якорь; 2 — 46-мм винто-
вой якорь для вставных насосов; 3 — 76-мм винтовой 0,80
газовый якорь
дует важный для практики вывод: винтовой якорь ввиду его
малбго диаметра целесообразно применять в качестве вставного
якоря вместе с вставным насосом. Это его существенное преиму-
щество, так как тем самым отпадает необходимость в подъе-
ме труб для контроля состояния якоря в процессе эксплуата-
ции скважины — якорь поднимается вместе с вставным на-
сосом.
С увеличением вязкости откачиваемой жидкости эффектив-
ность винтового якоря, как и гравитационных якорей, тоже сни-
жается— высокая вязкость тормозит движение пузырьков газа
к оси винта.
Увеличение глубины погружения насоса
под динамический уровень в скважине
Если подвесные якори, основанные как на гравитационном,
так и на инерционном принципе, не дают удовлетворительных
результатов, прибегают к увеличению погружения насоса под
динамический уровень. Обычно это связано с задалживанием
значительного числа труб и штанг и существенным повышением
ремонтности всех звеньев насосной установки, так как глубина
необходимого погружения сообразуется с давлением насыще-
ния и определяется величиной газового фактора. Коэффи-
161
Циент наполнения насоса, достаточно близкий к единице, можно
получить, если прием насоса будет находиться вблизи зоны на-
чала выделения газа из раствора. График зависимости коэффи-
циента наполнения от глубины погружения приема насоса
(рис. 78) построен по промысловым данным и достаточно хо-
рошо характеризует эту зависимость.
Применяя погружной якорь (рис. 79), можно обойтись не-
сколько меньшим погружением. Действие его заключается
в следующем. Входные отверстия (фильтр якоря) располага-
ются недалеко от приведенного динамического уровня. Поэтому
Рис. 78. Зависимость коэффициента наполне-
ния от глубины погружения приема под дина-
мический уровень по промысловым данным.
р — давление на приеме
Рис. 79. Погружной якорь
в поднимающейся по межтрубному пространству газожидкост-
ной смеси могут образоваться в результате коалесценции пу-
зыри газа значительной величины. Эти пузыри частично отсе-
парируются при повороте потока в якорь. В результате при
дальнейшем движении газожидкостной смеси вниз по корпусу
якоря давление насыщения соответственно снизится, так как
газа стало меньше. Значит, и требуемое погружение насоса под
уровень тоже уменьшится. Таким образом, эффект от примене-
ния погружного якоря обусловлен гравитационной сепарацией
части свободного газа. Конечно, если доля отсепарированного
газа от всего газосодержания очень мала (коэффициент сепа-
рации низкий), то эффективность якоря может оказаться на-
столько низкой, что применение его станет нецелесообразным.
Дело в том, что погружной якорь требует дополнительного за-
далживания значительного числа насосных труб большого диа-
метра (обычно труб диаметром 114 мм) [2, 29].
162
Фонтанные проявления в насосных скважинах
Иногда малодебитные фонтанные скважины, или скважины
с фонтанными проявлениями, эксплуатируют штанговыми на-
сосами. Естественно, что при этом возникают трудности, обус-
ловленные низкой подачей насоса из-за сильного влияния газа.
Как показывает опыт, в скважинах с фонтанными проявлениями
целесообразно не сепарировать газ у приема насоса, а исполь-
зовать его энергию на подъем жидкости наряду с энергией, со-
общаемой жидкости насосом. Такие мероприятия состоят в сле-
дующем.
1. Межтрубное пространство на устье скважины герметично
закрывается.
2. Глубина спуска насоса должна быть такой, чтобы погру-
жение под приведенный (к плотности дегазированной нефти)
динамический уровень составляло не менее 30% глубины спуска.
3. Под насосом спускают хвостовик из труб диаметром 62 мм.
По возможности конец хвостовика должен находиться недалеко
от зоны выделения газа из раствора, если газ выделяется
в стволе скважины. Если же газ выделяется уже в пласте, то
это происходит вблизи перфорационной зоны скважины. Однако
при значительной глубине скважины приходится отступать от
этого правила, так как на кожух невставного насоса действуют
чрезмерные нагрузки.
4. Теоретическая подача насоса по возможности должна
быть рассчитана на откачку не только жидкости (ожидаемый
дебит скважины), но и всего свободного газа в объеме, соответ-
ствующем давлению у приема насоса.
Пример. Положим, что ожидаемый дебит жидкости составляет
10 м3/сут, газовый фактор по жидкости 150 м3/м3. Ожидаемое давление на
приеме насоса составляет приблизительно 40 кгс/см2. Считая коэффициент
растворимости газа в нефти (если скважина чисто нефтяная) 0,6 м3-см2/кгс.
получаем, что свободного газа у приема насоса будет
150-0,6-40 „ , „ ,
--------------• =3,1 м3/м3.
40
Следовательно, теоретическая подача насоса составляет
10+3,1 • 10=41 м3/сут.
Рассчитанная таким способом подача насоса может с течением времени
оказаться недостаточной и должна быть увеличена в соответствии с изме-
нением параметров пласта.
В соответствии с необходимой подачей насоса подбирают и режим от-
качки, т. е. диаметр насоса, число качаний и длину хода.
В некоторых случаях скважина переходит на периодическое фонтаниро-
вание, при этом коэффициент наполнения иасоса получается значительно
выше, чем в нашем примере (в нашем примере он равен 0,25). Это наиболее
благоприятный результат, к которому надо стремиться.
V,6* 163
Закономерности движения песка в жидкости
Осаждение песка в неподвижной жидкости. Следует разли-
чать свободное осаждение песчинок в жидкости от стесненного
их осаждения. Если осаждение единичной песчинки происходит
в сосуде, сечение которого во много раз больше размеров песчи-
нок, то мы имеет свободное осаждение. Если же сечение сосуда
больше поперечника песчинки только в 2—3 раза, то это уже
стесненное осаждение со скоростью меньшей, чем при свобод-
ном осаждении (песчинка занимает заметную часть просвета
сосуда и поэтому скорость обтекания жидкостью песчинки воз-
растает; соответственно возрастает и сила сопротивления дви-
жению песчинки.). Стесненное движение песчинки происходит
и тогда, когда в сосуде с большим просветом осаждается группа
зерен песка, находящихся на небольшом расстоянии друг от
друга. Стеснение будет тем большим, чем гуще расположены
песчинки. Здесь сечение потока, обтекающего зерна, тоже
уменьшается, сопротивление движению песчинок возрастает и
скорость осаждения группы зерен уменьшается по сравнению
со скоростью осаждения единичной песчинки, входящей в эту
группу. Именно этот случай стесненного осаждения имеет ос-
новное значение в технологии добычи нефти, так как диаметры
эксплуатационных труб велики по сравнению с размерами зерен
нефтяного песка, а сгущенное движение зерен наблюдается
очень часто.
Скорость осаждения песка в неподвижной жидкости зависит
от разности плотностей вещества песка и жидкости, вязкости
жидкости, величины и формы зерен, степени шероховатости по-
верхности зерен и физических свойств жидкости на границе
с поверхностью песчинок. Но так как зерна естественного песка
имеют весьма разнообразную неправильную форму, различную
шероховатость и т. д., то расчет скоростей свободного осажде-
ния песка основывается на опытных данных по определению
средних скоростей осаждения различных фракций песка, каж-
дой в отдельности. При этом отдельные песчинки, составляю-
щие фракцию, приобретающую среднюю скорость, могут осаж-
даться со скоростями, заметно отличающимися от средней.
Чтобы рассчитать скорость свободного осаждения при Re^
^1, следует пользоваться теоретической формулой Стокса для
осаждения шариков и опытным коэффициентом для песка, рав-
ным 1,17 [2]:
w = — g Р*-Р1 (75)
18 К vpj п
где g— ускорение свободного падения, см/с2; pi — плотность
жидкости, г/см3; ри — плотность вещества песка, г/см3; у—кине-
матическая вязкость жидкости, см2/с; dn — диаметр песчинки,
см; w — искомая скорость свободного осаждения, см/с.
164
Формула Стокса выведена для ламинарного режима обтека-
ния жидкостью песчинки. Для переходной области от ламинар-
ного к турбулентному обтеканию по методике Д. М. Минца
построен график (рис. 80). График составлен для песка плот-
ностью вещества 2,6 г/см3 и размером до 0,6 мм. Этим графи-
ком предлагается пользоваться в практических расчетах.
Скорость стесненного осаждения зависит от тех же факто-
ров, что и скорость свободного осаждения, и еще от концентра-
ции песка в жидкости. Чем больше его концентрация в жидкости,
тем меньше скорость осаждения. Скорость стесненного осажде-
ния может во много раз уменьшиться по сравнению со скоростью
свободного осаждения того же самого песка.
Рис. 80. Зависимость скорости свобод-
ного осаждения w зереи песка от раз-
мера зерен dn и вязкости жидкости v
Вынос песка вертикальным потоком жидкости. Как и при
осаждении в неподвижной жидкости, вынос песка может про-
исходить при свободном и стесненном движении зерен. Если
при выносе песчинки на движение ее не оказывают влияния
другие песчинки или стенки трубы, имеем свободный вынос.
Чтобы осуществить вынос в этом случае, нужно выполнить ус-
ловие: vm>w, где — скорость восходящего потока жидкости;
W— скорость свободного осаждения песчинки. При OHt<w пе-
счинка спускается на дно сосуда или, если она находилась на
дне, она не поднимается потоком.
При стесненном движении песка скорость потока, необхо-
димая для выноса массы зерен, будет всегда меньше той ско-
рости, которая достаточна для свободного выноса каждой от-
дельной песчинки, входящей в эту массу. Чем больше концент-
рация песка, тем меньше потребная скорость для выноса.
Рассмотрим общий случай установившегося процесса выноса
песка вертикальным потоком жидкости как наиболее важный.
Установившееся движение смеси жидкости с песком характери-
зуется тем, что на всем пути выноса расходная концентрация
песка одинакова во всех сечениях потока.
Расходная концентрация песка — это отношение расхода
песка к расходу смеси в любом сечении потока. Обычно при до-
быче нефти ее определяют по анализу проб жидкости из струи,
6 Заказ № 2517
165
подаваемой скважиной. Расходная объемная концентрация
= <76>
Уж + 9п
где QiK — расход жидкости, м3/сут; qn — расход песка, м3/сут.
Истинная концентрация — это содержание песка в некото-
ром объеме движущейся (или покоящейся) жидкости, опреде-
ляемая расчетным путем или по пробам смеси, взятым глубин-
ным пробоотборником. Истинную концентрацию будем обозна-
чать через ах.
Очевидно, что расходная концентрация — это безразмерная
кинематическая величина, а истинная концентрация — безраз-
мерная геометрическая величина и их отождествление недопу-
стимо.
При установившемся процессе выноса песка уравнение вы-
носа имеет следующий вид [2]:
«3—1,28а|—0,28 (Кибр4-мбр
-1)ах + 0,28КЫбр«0, (77)
где К=а0/\—ct0; «бр — безразмерная скорость потока; ucP^v-,K/w,
т. е. отношение скорости потока к скорости свободного осажде-
ния песчинок в неподвижной'жидкости.
Решая уравнение (77), определяем истинную концентрацию
песка ах в функции «бр- Важно помнить, что рассматриваемое
уравнение описывает вынос одной фракции песка со средней
скоростью свободного осаждения w. Для натурального нефтя-
ного песка уравнение должно быть другим, намного более
сложным.
Пользуясь уравнением (77), построим диаграмму выноса
песка, т. е. график зависимости истинной концентрации от рас-
ходной концентрации а0 и безразмерной скорости потока Пбр-
Выбранные для построения графика значения этих параметров
соответствуют потребностям технологии добычи нефти
(рис. 81, а).
С уменьшением скорости восходящего потока жидкости, т. е.
с уменьшением «бр, истинная концентрация песка ах непрерывно
возрастает при прочих одинаковых условиях (размеры зерен
песка; вязкость жидкости и т. д.) До определенных значений
«бр (примерно до Пбр=2,5) темп роста невелик, а затем он резко
увеличивается, особенно при приближении скорости восходя-
щего потока к скорости свободного осаждения песка, т. е. при
«бР= (vm/w)—*1 и далее, когда «бр <1-
Даже при весьма небольшой расходной концентрации песка,
например, при ао=О,1% истинная концентрация может достичь
высоких значений, в десятки раз больше расходной.
Процесс выноса песка характеризуется не только указан-
ными выше особенностями. Наиболее важную роль играют яв-
ления образования осадка песка при прекращении восходящего
потока жидкости. Подавляющее число неполадок из-за песка
166
в добыче нефти (пробки на забое, заклинивание насоса) проис-
ходит вследствие осаждения песка при перерывах в отборе
жидкости. Поэтому рассмотрим кратко процесс стесненного
осаждения песка, причем опять-таки одной фракции.
В работе [2] выведена элементарная формула для расчета
относительной высоты осадка песка:
Рис. 81. Зависимость истинной концентрации от безразмерной скорости потока.
а — диаграмма выноса песка; б — диаграмма образования осадка
где т — пористость песочной пробки; Н — высота осадка
(пробки); L — высота столба смеси жидкости с песком.
По формуле (78) рассчитаны кривые зависимости (рис. 81,6)
безразмерной высоты песочной пробки H/L от пбр и ссо, хотя а0
прямо не входит в формулу (78), но по его значениям опреде-
ляется из уравнения (77). Как и следовало ожидать, образо-
вание осадка (пробки) повторяет качественно те же особен-
ности, которые отмечаются на рис. 81, а. Так, даже при расход-
ной концентрации песка ао=О,1%, относительная высота пробки
может составить, например 4%, что при высоте столба от забоя
до приема, равной 300 м, дает высоту пробки в 12 м.
Изложенный элементарный анализ выноса песка и образо-
вания пробки и построенные на этой основе диаграммы пол-
ностью характеризуют эти процессы. Но из формул (77) и (78)
и диаграмм (см. рис. 81, а, б) видно, что эти процессы опреде-
ляются в конечном итоге только двумя величинами: расходной
концентрацией песка в потоке ао и ucp=vm/w, представляющей
собой отношение скорости потока чистой жидкости к скорости
свободного осаждения песка в этой жидкости. Поэтому будем
считать величины ао и Пбр параметрами выноса и осадкообра-
зования песка.
Кривые на диаграммах (см. рис. 81 а, б) изменяются по оп-
ределенному закону: медленное нарастание истинной концент-
рации песка аж и мощности пробки HIL при уменьшении ибр до
некоторого значения, а затем резкий рост концентрации и
пробки при дальнейшем уменьшении Пбр- Отсюда возникает не-
обходимость разделения режимов выноса песка на две области;
область режимов полного выноса и область режимов неполного
выноса. Граница между ними условно принята нами при значе-
нии для всех кривых
^ = -^- = 2,5 (79)
W
и нанесена на рис. 81, а, б пунктиром.
Термин «режим неполного выноса» надо понимать не бук-
вально, так как вынос песка будет происходить и во всей этой
области при уменьшении до критического значения, при кото-
ром песок не может находиться во взвешенном состоянии. Не-
полный вынос надо понимать в том смысле, что в потоке сильно
возрастает концентрация песка по сравнению с расходной кон-
центрацией, которая определяется на устье скважины анализом
проб ее продукции.
Изложенная выше характеристика процессов выноса песка
и пробкообразования является основой дальнейшего анализа
пескопроявлений и способов борьбы с песком. Но пока и без
особого анализа вполне очевидно основное положение, которого
необходимо придерживаться при эксплуатации скважин, содер-
жащих в своей продукции песок, не допускать на всем пути
песка от забоя до устья скважины возникновения режима непол-
ного выноса. Следовательно, надо всегда выполнять условие
>2,5. (80)
W
Интересно отметить, что в области полного выноса из двух
параметров ао и Обр определяющее значение имеет первый из
них, т. е. расходная концентрация песка, а в области неполного
выноса, наоборот, более важное значение приобретает абр.
В данных расчетах принимали песок одинаковой крупности,
т. е. состоящим из одной фракции. Это очень упростило задачу.
Но в нефтяных скважинах песок состоит из множества фрак-
ций, что усложняет картину движения песка. Однако характер
интересующих нас явлений в общем остается таким, каким он
представлен выше.
168
Для определения скорости свободного осаждения песка w,
входящей в параметр пбр, следует взять средневзвешенное зна-
чение скорости его осаждения для всех фракций. Действительно,
ведь в движущемся вертикально потоке происходит обогащение
песка крупными фракциями, а мелкие фракции быстро выно-
сятся. Поэтому средняя гидравлическая крупность песка при
установившемся движении его будет больше средней крупности,
рассчитанной по расходной концентрации. Значит, и истинная
концентрация песка будет больше со всеми вытекающими от-
сюда нежелательными для практики последствиями. Поэтому
величину w целесообразно определять для нефтяного песка,
принимая за w среднюю гидравлическую крупность наиболее
крупной фракции пластового песка, составляющей около 20%
всего песка.
Движение жидкости с песком
от забоя до устья скважины
Процесс выноса песка по колонне приобретает установив-
шийся характер в том случае, когда состав и расходная кон-
центрация его будут одинаковы на всем пути от забоя до приема
насоса. Истинная концентрация и состав песка в колонне будут
оставаться неизменными до тех пор, пока отбор жидкости и
условия выноса песка из пласта не изменятся. Содержание
крупных фракций в колонне будет завышенным по сравнению
с составом песка, поступающего из пласта.
Для иллюстрации процесса образования взвеси песка в колонне разбе-
рем пример. Положим, что скважина с колонной наружным диаметром
168 мм дает безводную нефть вязкостью 0,05 см2/с. Дебит нефти 8 м3/сут,
ее плотность 0,85 г/см3. Расходная концентрация песка 0,01 или 1%. Расчет-
ный размер песчинок dn=0,015 см. Длина перфорированной зоны скважины
10 м, а расстояние от забоя до приема насоса 1=300 м.
Скорость восходящего потока в колонне
<2ж
86 400Дк
Ож
8000000 _ .
----------= 0,52 см/с,
86400-180
где Q,k — суточный дебит скважины, см3/сут; FK — площадь просвета ко-
лонны, см2.
Для v=0,05 см2/с н dn=0,15 мм по диаграмме (см. рис. 80) устанавли-
ваем, что расчет скорости свободного осаждения нужно выполнить по фор-
муле Стокса (75):
w = 981 2,6 ~0’-88 -0,015s а 0,58 см/с.
18 , 0,05-0,85
В данном случае параметры выноса песка следующие:
“бр
£ж
w
0,52
0,58
0,9;
Од = 0,01.
Поскольку в нашем случае ож/щ<2,5, значит мы имеем режим непол-
ного выноса. По диаграмме (см. рис. 81, а) определяем, что прн ао=0,01 и
169
v>k/k'=0,9 истинная концентрация песка
т. е. здесь накапливается значительная
дет обогащен крупными фракциями.
При полном осаждении песка (см.
в колонне должна составить а* «6%,
масса песка. Состав этого песка бу-
н
рис. 81,6) — «7%. Но поскольку
£=300 м, получаем высоту пробки /7—21 м. Такая пробка при длине пер-
форационной зоны 10 м полностью сорвет работу скважины.
Наличие концентрированной смеси в скважине увеличивает
противодавление на забой, уменьшая приток жидкости в сква-
жину. При остановке скважины по той или иной причине часть
или даже вся масса накопившегося в колонне песка осаждается
на забой, т. е. образуются пробки, что нередко является самой
тяжелой неполадкой при эксплуатации песочных скважин. При
этом надо иметь в виду, что основное количество образующихся
пробок получается именно в результате осадкообразования из
столба жидкости в колонне. Это подтверждается анализом про-
мысловых данных.
Элементарный анализ показывает, что пробка выше зоны
перфорации может образоваться только в результате осажде-
ния взвешенного в колонне песка при остановке скважины. Об-
разование пробки в интервале перфорации — явление более
сложное, но и здесь полное перекрытие фильтра скважины проб-
кой возможно только при остановке скважины. Частичное пе-
рекрытие фильтра пробкой возможно и в процессе непрерывной
работы скважины.
Благоприятный фактор в отношении выноса песка по ко-
лонне — наличие попутного газа, который несколько увеличи-
вает параметр vwJw, а неблагоприятный — наличие в столбе
жидкости воды. В воде резко возрастает скорость свободного
осаждения песка и параметр Нпр уменьшается.
Движение жидкости через насос и насосные трубы носит
резко выраженный неустановившийся характер. Но при рас-
смотрении вопросов выноса Песка это движение принимается
установившимся и равномерным, происходящим со средней ско-
ростью. Последняя определяется делением дебита скважины на
площадь кольцевого сечения пространства между трубами и
штангами.
Общие закономерности движения песка в насосе и трубах
те же, что и по эксплуатационной колонне, но неполадки, вызы-
ваемые им, имеют свои существенные особенности. Из эксплуа-
тационной колонны песок попадает сначала в защитное приспо-
собление (фильтр, газовый якорь и т. д.), смонтированное на
приеме насоса. Далее песок поступает в насос и существенным
образом влияет прежде всего на работоспособность плунжерной
и клапанных пар. Песок отрицательно влияет и на резьбовые
соединения насосных труб — при малейшей негерметичности сое-
динения, особенно в обводненных скважинах, песок быстро
разъедает резьбу и через образовавшийся канал протекает
170
жидкость. Это требует проведения сложного подземного ре-
монта. Наконец, песок в откачиваемой жидкости усиленно изна-
шивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность труб, осо-
бенно в искривленных скважинах.
При движении песка по насосным трубам образуется осадок
песка и насос заклинивается, но не в процессе его работы, а при
остановке насосной установки по той или иной причине. Про-
мысловый опыт показывает, что подавляющее число заклинива-
ний плунжера происходит при остановках скважин, даже срав-
нительно кратковременных, на 10—20 мин. Объясняется это
тем, что осаждение песка начинается сразу же, как только оста-
новился насос, в отличие от условий образования пробки на
Рис. 82. Зависимость межремонтного пери-
ода скважин от величины их дебита.
(Цифры у точек — число скважин, по которым
взяты данные)
5 Ю 1S
Дебит, M3fcj/T
забое, где осаждение начинается не сразу, так как приток из
пласта продолжается некоторое время после прекращения от-
бора жидкости из скважины. Но общие закономерности осадко-
образования над насосом по существу те же, что и при образо-
вании забойных пробок. Относительная высота осадка над насо-
сом (из песка одной фракции) определяется формулой (78) и
диаграммой (см. рис. 81, б). Точно так же остается в силе гра-
ничное значение «бр=2,5 между режимами полного и неполного
выноса песка.
Остановки скважин как случайные, так и необходимые бы-
вают довольно длительными с образованием над насосом боль-
шого осадка песка. При большом осадке происходит не только
заклинивание плунжера в цилиндре насоса, но и штанг в трубах.
Явления пробкообразования в скважинах и действие песка
на подземную часть насосной установки взаимосвязаны: сни-
жение или прекращение подачи жидкости вследствие быстрого
износа рабочих пар насоса, размыва трубных соединений и т. д.
вызывает образование пробки на забое. Поэтому часто бывает
так, что первопричиной прекращения подачи жидкости является
не образование пробки на забое, а неполадки, вызываемые пес-
ком в работе подземного оборудования. Но каков бы ни был
характер пескообразований, в конечном счете неполадки из-за
песка ведут к резкому сокращению межремонтного периода
скважины.
171
С этой целью было проанализировано 57 скважин с частыми
неполадками из-за песка. Эти скважины различались между со-
бой в основном по дебиту, а остальные показатели (эксплуати-
руемый горизонт, состав песка, обводненность, подземное обо-
рудование и т. д.) весьма близки между собой. Разбив эти сква-
жины на три группы по дебиту жидкости и подсчитав число
подземных ремонтов, приходящихся в каждой группе на скважи-
но-месяц эксплуатации, построили диаграмму (рис. 82), которая
указывает на тесную связь между числом ремонтов (неполадок)
и дебитом жидкости скважин. Поскольку условия эксплуатации
всех этих скважин почти одинаковы, то зависимость от дебита
является одновременно и зависимостью от параметра «бр=
Следовательно, подтверждается основная закономерность дви-
жения песка в скважинах.
Мероприятия по борьбе с песком
Существуют три направления в борьбе с пескопроявлениями
в насосных скважинах:
а) регулирование поступления песка из пласта в скважину
и предупреждение этого появления уменьшением отбора
жидкости из скважины, установкой специальных фильтров на
забое или креплением песков в призабойной зоне химическими
реагентами;
б) обеспечение выноса всего поступающего в скважину
песка на поверхность;
в) сепарация песка у приема насоса применением различ-
ных песочных якорей и фильтров, монтируемых на приеме на-
соса.
Регулирование поступления песка из пласта. Регулирова-
нием поступления песка в скважину или предупреждением этого
поступления можно предотвратить разрушение продуктивного
пласта и резко уменьшить или совсем исключить многочислен-
ные и разнообразные неполадки, вызываемые песком при его
движении от забоя скважины до устья.
Одним из наиболее распространенных способов является ре-
гулирование отбора жидкости. Его часто применяют в связи
с тем, что он прост в эксплуатации. Однако ограничение отбора
жидкости уменьшает текущую добычу, но не всегда оказыва-
ется достаточно эффективным в отношении предупреждения пес-
копроявлений или даже только их уменьшения.
К регулированию поступления песка из пласта изменением
отбора жидкости относится и способ освоения «песочных» сква-
жин. В начале освоения осуществляется небольшой отбор
жидкости, заведомо меньший ожидаемого или назначенного де-
бита скважины. Если существенных пескопроявлений не наблю-
дается, то отбор жидкости увеличивается, но не более чем на
172
20—25%. Затем, когда работа скважины наладится, вновь увели-
чивают отбор на 20—25% и т. д. Если же при очередном
увеличении отбора возникнут серьезные пескообразования, от-
бор ограничивают, т. е. уменьшают. Увеличивать отбор жидкости
следует постепенно. Еще более важно применять «плавный за-
пуск» скважины после простоя из-за ремонта или других при-
чин. Способ этот был предложен в свое время Г. Т. Овнатано-
вым и вошел в промысловую практику.
Технические приемы изменения отбора жидкости и «плав-
ного запуска» заключаются в изменении режима откачки (число
качаний, длины хода) или в подливе чистой (без песка)
жидкости в затрубное пространство скважины.
При эксплуатации «песочных» скважин надо иметь в виду
следующее: если отбор жидкости из скважины остается более
или менее постоянным и непрерывным, то поступление песка
носит обычно временный характер. Это означает, что через не-
которое время эксплуатации вынос песка из пласта постепенно
уменьшается и становится незначительным. Однако после оче-
редной, особенно длительной остановки, пескопроявления во-
зобновляются. Поэтому надо по возможности избегать переры-
вов в эксплуатации «песочных» скважин.
Для борьбы с песком применяют забойные фильтры, а также
крепление песков в призабойной зоне смолами. Щелевые за-
бойные фильтры не нашли широкого применения в нефтяных
скважинах из-за заиливания или глинизации щелей с течением
времени. Причем срок работы фильтра до полной закупорки его
щелей небольшой, а извлечение из скважины фильтра — тяже-
лая операция.
Более широко применяют гравийные и песочные фильтры.
Предварительно уплотненный гравийный фильтр представляет
собой две концентрично расположенные трубы с прорезями для
прохода жидкости с заполненным межтрубным пространством
гравием или крупным песком. Фильтр полностью собирают на
поверхности земли и затем спускают в скважину с герметиза-
цией пакером пространства между концом внутренней трубы
фильтра и эксплуатационной колонной. Гравийный фильтр реко-
мендуется монтировать с самого начала эксплуатации скважины.
Другой вид гравийного фильтра — с уплотнением песка или
гравия на забое посредством намывания его с поверхности
земли. Эффективность его наибольшая по сравнению с другими
видами гравийных (песочных) фильтров. Такой фильтр предо-
храняет пласт от разрушения, илистые и глинистые частицы не
выносятся и фильтр успешно работает длительное время.
Наиболее эффективен способ крепления рыхлых песков
в призабойной зоне посредством различных смол. Смола должна
обладать такими свойствами, чтобы, цементируя скелет пласта,
в то же время обеспечивала достаточную, хотя и меньшую пер-
воначальной проницаемость призабойной зоны.
173
Вынос песка на поверхность. Оптимизация процесса эксплуа-
тации любой скважины, в продукции которой содержится песок,
заключается прежде всего в том, чтобы на всем протяжении
от забоя до устья должен быть установлен и поддерживаться
режим полного выноса песка (см. рис. 81, а, б).
Для ориентировочных практических подсчетов нужно, чтобы
безразмерная скорость потока везде удовлетворяла условию
«бр= —>2,5,
w
т. е. скорость восходящего потока на всем пути от забоя до
устья скважины должна не менее чем в два с половиной раза
превышать скорость свободного осаждения песка. Предлага-
ется расчетный размер частиц песка определять как среднюю
гидравлическую крупность наиболее крупной фракции пласто-
вого песка, составляющей приблизительно 20% всего объема
песка.
В соответствии с этим рассчитывают минимальный расход
(дебит) жидкости для любых размеров труб, по которым дви-
жется вертикальный поток жидкости с песком, обеспечивающий
режим полного выноса песка:
(Q»)mI„ = 0,22Fw, (81)
где F— площадь просвета труб или кольца между трубами и
штангами, см2; w — скорость свободного осаждения песка в от-
качиваемой ЖИДКОСТИ, см/с; ((2ж)т1п— искомый расход жидко-
сти, м3/сут.
Таким образом, для любой насосной скважины по ее дебиту
подбирают нужный диаметр подъемных и хвостовых труб.
Трубы меньшего, чем по формуле (81) размера применять целе-
сообразно, а большего не следует, так как это приведет к воз-
никновению режима неполного выноса. Впрочем, в малодебит-
ных скважинах выполнить это правило далеко не всегда удается
и поэтому искусственно увеличивают скорость восходящего по-
тока vm посредством подлива чистой жидкости в межтрубное
пространство скважины.
Значение скорости свободного осаждения песка w опреде-
ляют по диаграмме (см. рис. 80) или по формуле (75). Однако,
если скважина подает нефть с водой, то непосредственное опре-
деление w указанным способом затрудняется и тогда приходится
пользоваться условными приемами. Так, если обводненность
продукции скважины составляет 80% и более, то расчет ведется
на чистую воду. При обводненности до 30% расчет проводят
так, как если бы скважина подавала чистую нефть. В проме-
жутке между этими пределами нужно брать условную вязкость
смеси как средневзвешенное значение вязкостей нефти и воды.
Целесообразно для каждого месторождения, а иногда и для
целого нефтяного района, если состав песка не сильно разли-
174
чается по отдельным пластам, составить по формуле (81) таб-
лицу минимально допустимых дебитов для различных подъем-
ников (табл. 6). Первые три строки таблицы предназначены для
выбора диаметра хвостовых труб, монтируемых под насосом;
строки 4—8 — для выбора диаметра насосных труб; последняя
строка относится к 32-мм трубчатым штангам. Трубчатые
штанги с наружным диаметром 48 мм подбирают по данным
первой строки. Например, для скважины, даюшей 3 м3/сут лег-
кой нефти и 3 м3/сут воды, считается, что легкая нефть эквива-
лентна двойному количеству воды. Значит, подбираем данные
так, как если бы скважина подавала 9 м3/сут чистой воды, т. е.
выбираем насосные трубы диаметром 48 мм с 16-мм штангами
и, если необходимо, 48-мм хвостовые трубы.
Таблица 6
Минимально допустимые расходы жидкости в «песочных» скважинах
для расчетного диаметра песчинок, равного 0,025 см
Номер строки Диаметр труб, мм Диаметр штаиг. мм Площадь просвета, см2 Минимальные расходы в зависимости от вязкости жидкости, м8/сут
вода v—0,008 см2/с легкая нефть v=0»08 см2'с тяжелая нефть v=0.32 см2/с
1 48 - 10,7 7 3,5 0,85
2 60 — 20,4 13 7 1,7
3 73 .— 31,2 19,5 10 2,5
4 48 16 8,7 5,5 3 0,7
5 60 19 16,8 10,5 5,5 1,4
6 73 22 27,3 17 9 2,2
7 89 22 40,4 25 13 3,3
8 114 22 78 49 25 6,3
9 25 — 5 3 1.6 0,4
Рассмотрим мероприятия по осуществлению режима полного
выноса песка. Для уменьшения забойной пробки можно приме-
нить хвостовик либо опустить насос до зоны перфорации сква-
жины. Недостатком применения хвостовика является то, что
в нем выделяется по мере движения нефти от забоя газ и весь
этот газ попадает в насос, снижая его подачу. Недостатком
способа опускания насоса является увеличение нагрузки на
штанги и станок-качалку, но зато практически осадка на забое
не будет. Осадок песка над насосом при спуске насоса до пер-
форационной зоны может быть больше, чем при применении
хвостовика лишь при очень длительной остановке скважины.
Спуск хвостовика под насосом уменьшает величину пробки
не только вследствие снижения истинной концентрации песка
в хвостовике (по сравнению с движением жидкости по колонне),
но и вследствие уменьшения объема столба смеси, так как конец
хвостовика обычно располагается в начале перфорационной
зоны и оседающий из него песок будет образовывать в колонне
сравнительно небольшую пробку, высота которой может быть
рассчитана по формуле
«'-> тМ1—<№>
гк 1—т \ 1 — mJ
где FTp — площадь просвета хвостовика; FK — площадь просвета
колонны; Т — время остановки.
Для определения эффективности применения хвостовых труб
проанализируем ранее рассмотренный пример. При полном
осаждении песка из столба нефти высотой 300 м (расстояние
от забоя до приема насоса) в колонне диаметром 168 мм (внут-
ренний диаметр 150 мм) на забое образуется пробка высотой
21 м при длине перфорированной зоны 10 м. Это означает пол-
ный срыв эксплуатации и необходимость промывки или чистки
пробки.
А теперь предположим, что в эту скважину спущен хвостовик
наружным диаметром 60 мм. Полагая пористость пробки т=0,3
и определив по рис. 81, а ах=0,015, рассчитаем высоту пробки
при полном осаждении песка из столба, находящегося в хво-
стовике, по формуле (82):
^=_2£d.._0^L_(i----2^300 = 0,7 м.
180 1 —0,3 \ 1— 0,3 )
Таким образом, без хвостовика мы имели бы пробку высотой
21 м, а с хвостовиком всего 0,7 м.
При эксплуатации очень малодебитных «песочных» скважин
применяют малогабаритные трубные насосы диаметрами 28 и
32 мм, спускаемые на 48-мм трубах и 12-мм штангах или 16-мм
штангах, но с уменьшенным диаметром муфт. Этот способ был
предложен А. Б. Сулеймановым и применение его показало хо-
рошие результаты.
При эксплуатации очень малодебитных скважин с песком
успешно применяют трубчатые штанги, в качестве которых слу-
жат трубы диаметром 48 мм.
Установка с трубчатыми штангами значительно отличается
от обычной установки с трубным насосом в отношении воздей-
ствия песка на насос. В трубном насосе песок при осаждении из
подъемных труб легко проникает в зазор плунжерной пары и
вызывает заклинивание плунжера. В установке с трубчатыми
штангами осаждающийся песок не может попасть в зазор
между плунжером и цилиндром, но при большой высоте осадка
в трубчатых штангах может выйти из строя нагнетательный
клапан. По сравнению со вставным насосом преимущества труб-
чатых штанг заключаются только в том, что здесь невозможно
заклинивание нижних штанг при любой концентрации песка
в откачиваемой жидкости.
176
Применяя способы борьбы с песком, преследуют две цели:
уменьшение истинной концентрации песка на всем протяжении
от забоя до устья скважины и уменьшение объема смеси жид-
кости с песком для того, чтобы уменьшить возможный осадок
песка при остановке. Все эти способы имеют недостаток — при
неблагоприятных условиях возможность прихвата песком хво-
стовых труб или насоса. Истинная концентрация песка может
быть снижена с использованием перечисленных способов на-
столько, что она станет близкой к расходной концентрации, хотя
всегда будет больше расходной. Сама расходная концентрация
иногда бывает довольно высокой и тогда эффективность этих
способов в той или иной мере снижается, несмотря на большое
значение Ибр- Кроме того, в скважинах с очень малым дебитом
жидкости рассматриваемыми способами не удается достичь
нужных скоростей потока для получения минимально необхо-
димого Пбр-
Все эти проблемы успешно решаются способом регулируе-
мого подлива чистой жидкости в межтрубное пространство
песочных скважин (рис. 83), впервые разработанным и предло-
женным А. Б. Сулеймановым. Уже многие годы этот способ ши-
роко применяется на промыслах. Очевидно, что подливом жид-
кости можно достичь любой желаемой концентрации песка в по-
токе жидкости от забоя до устья и одновременно предохранить
насос или хвостовые трубы от возможного прихвата осевшим
песком. Последнее достигается тем, что башмак хвостовика или
прием насоса омываются потоком чистой жидкости, идущим
сверху.
Этот способ подлива имеет и недостатки — затрачивается
энергия на подъем подливаемой жидкости и усиливается износ
насоса и других звеньев установки. Однако эти недостатки не-
значительны по сравнению с положительным эффектом от при-
менения подлива жидкости, предотвращающего различные не-
поладки, вызываемые песком. Тем не менее надо стремиться
использовать все мероприятия, направленные на создание ре-
жима полного выноса песка и уменьшение объема его взвеси
(хвостовики, насосные трубы малого диаметра и др.), а к под-
ливу прибегать для того, чтобы уменьшить не только истинную,
но и расходную концентрации песка и предотвратить прихват
труб, а также тогда, когда хвостовик, трубы малого диаметра
и трубчатые штанги не обеспечивают режима полного выноса
песка.
Чтобы полностью использовать на практике процесс под-
лива, необходимо правильно выбрать количество подливаемой
жидкости и ее качество, а особенно обеспечить технические
средства для осуществления подлива, которые должны быть
просты, надежны.
Подливаемая жидкость не должна содержать песка и жела-
тельно, чтобы она обладала определенной вязкостью, так как
177
с повышением вязкости возможно подливать меньшее ее коли-
чество. Худшим случаем является подлив воды, но ввиду того,
что этот способ наиболее прост, он нашел широкое распростра-
нение. Во избежание отрицательного влияния воды на пласт,
желательно применять пластовую воду либо добавлять в подли-
ваемую воду ПАВ.
Рис. 83. Подлив жидкости в скважину.
1 — выкид; 2— отбор газа; 3—подлив; 4 — дозаторный насос; 5 — жидкость из емкости
Количество подливаемой жидкости приближенно опреде-
ляется следующим.
Если обводненность продукции скважины составляет около
80% или более, то расчет ведут с учетом чистой воды. По таб-
лице минимальных дебитов (см. табл. 6) определяют минималь-
ный необходимый расход воды. Искомое количество подливае-
мой воды будет равно необходимому расходу минус дебит сква-
жины.
При обводненности скважины менее 80% (но не менее 30%),
нужно объем нефти заменить на двойной объем воды.
При обводненности скважины 30% и менее расчет ведут так,
как если бы скважина подавала чистую нефть (см. табл. 6).
Конечно, приближенный способ определения количества под-
ливаемой жидкости должен корректироваться опытом: если не-
поладки из-за песка при расчетном подливе остаются значи-
тельными, надо увеличить подлив [2].
Подача насоса должна обеспечивать откачку суммарного
количества жидкости или быть несколько большей.
Необходимо обратить особое внимание на техническое обес-
печение процесса подлива, так как многие способы подлива,
применяемые на практике, не соответствуют требованиям эф-
фективного ведения этого процесса. Наилучшим способом яв-
ляется применение специальных дозаторных насосов — индиви-
дуальных или групповых.
Обеспечение выноса песка с наименьшими неполадками не
ограничивается только описанными выше способами и меро-
приятиями. Как бы мы ни снижали концентрацию песка в от-
качиваемой жидкости, все же весь поступающий из пласта песок
надо поднять на поверхность и он должен пройти через насос
и насосные трубы. Иначе говоря, нельзя полностью избежать
вредного воздействия песка на подземное оборудование; все
описанные мероприятия лишь уменьшают, но не исключают пол-
ностью вредное действие песка. Необходимо, чтобы детали на-
соса изнашивались песком как можно меньше, а небольшой
осадок песка в насосных трубах не вызывал заедания или за-
клинивания плунжера в цилиндре. Рассмотрим соответствующие
мероприятия.
1. Для повышения износостойкости рабочих пар насосов
в условиях абразивного износа их изготовляют из специальных
сталей. Наиболее износостойкой плунжерной парой является
сочетание хромированного плунжера с азотированными втул-
ками. Особенно износостойкими клапанными парами являются
пары с седлами из твердых сплавов.
2. Применение в песочных скважинах насосов I и даже IA
групп посадки. Как показали специальные исследования на из-
носных машинах, проведенные Э. М. Рустамовым и другими,
малые зазоры в плунжерной паре дают значительное увеличе-
ние срока службы ее в условиях абразивного износа (до двух
раз) по сравнению с зазорами II группы посадки. При отсутст-
вии абразива влияние малого зазора не замечается.
3. В песочных скважинах нужно применять только насосы
с плунжерами, имеющими на рабочей поверхности круговые ка-
навки. Назначение их заключается в следующем. Попавшая
в зазор песчинка нанесет повреждение поверхности, если ее
размер больше или равен зазору в данном месте. Если рабочие
поверхности сплошные, то это повреждающее действие распро-
страняется на большую длину, вызывая наплыв металла на од-
ной из трущихся деталей, что во многих случаях приводит к
179
заеданию и заклиниванию плунжера. При наличии накавок
путь, на протяжении которого происходит повреждение рабо-
чих поверхностей, значительно сокращается, песчинка «прова-
ливается» в канавку и затем, переходя в следующую канавку,
не может создать значительного наплыва металла и не заст-
ревает в зазоре. Таким образом, такие канавки предупреждают
заклинивание плунжера.
4. Применение в «песочных» скважинах плунжеров с «пес-
кобреем» в трубных насосах. Практически во всех вставных на-
сосах зазор плунжерной пары защищен от осадка иёска, обра-
зующегося при остановке скважины, в то время как в трубных
насосах осадок откладывается непосредственно над зазором.
Поэтому заедания и заклинивания вставных насосов происходят
значительно реже, чем трубных. Применение «пескобрея» не-
сколько сглаживает эту разницу, но все же различие остается
весьма существенным.
Перечисленные мероприятия могут быть эффективны только
тогда, когда сделано все необходимое для снижения концент-
рации и объема взвеси песка на всем протяжении от забоя до
устья скважины.
Сепарация песка у приема насоса. Прием насоса снабжается
специальными устройствами, отделяющими песок от жидкости
перед входом ее в насос.
Существуют два способа сепарации: применение песочных
якорей, основанных на гравитационном принципе, и использо-
вание различных фильтров.
При применении песочного якоря (рис. 84, а) жидкость
с песком движется вниз по кольцевому пространству между кор-
пусом якоря и всасывающей трубкой. Затем поток жидкости
поворачивает и входит во всасывающую трубку.
Предложил схему обращенного якоря (рис. 84, б) А. С. Вир-
новский, в котором поток жидкости движется вниз по централь-
ной трубке, а после поворота поднимается к насосу по кольце-
вому пространству. При повороте потока жидкости часть песка
выпадает из потока и осаждается в песочном кармане, которым
снабжается каждый якорь. Выпадение песчинок из потока обус-
ловлено силой тяжести и происходит при прочих одинаковых
условиях тем легче, чем меньше вязкость жидкости, больше ско-
рость осаждения. Кроме того, выпадение песчинок зависит от
сепарации газа в газовом якоре, от расположения песчинки
в сечении потока. В конечном итоге и здесь сепарация является
функцией знакомого нам параметра ож/ьу. Это означает, что
с увеличением вязкости и расхода жидкости, проходящей через
якорь, коэффициент сепарации ухудшается. При очень вязкой
жидкости он может быть равным нулю. Очевидно также, что
чем крупнее песок, тем он сепарируется лучше при прочих оди-
наковых условиях. Однако отсюда не следует, что песочный
якорь обладает в полной мере селективной способностью, т. е.
180
отделяет весь крупный песок, который, как известно, служит
причиной наиболее тяжелых неполадок. Дело в том, что вероят-
ность сепарации каждой отдельной песчинки зависит и от место-
положения ее в потоке при повороте последнего.
Коэффициент сепарации песка в песочном якоре не зависит
от концентрации песка. Это наглядно подтверждено опытами
[29].
Гидравлическая длина песочного якоря (расстояние от ниж-
них входных отверстий фильтра до конца всасывающей трубки)
Рис. 84. Песочные якори.
а — прямой; б — обращенный
_|_____I____।-----1----1
5,6 11,2 16,8 22,У 28
(1,Н3/сут
Рис. 85. Определение коэффици-
ента сепарации песочных якорей.
1 — обращенный якорь; 2 — прямой
якорь
почти не влияет на процесс сепарации по тем же причинам, как
и в газовом якоре. Поэтому рабочая часть якоря может быть
очень небольшой (0,2—0,3 м), а диаметр корпуса якоря должен
быть возможно большим.
Экспериментальными исследованиями А. М. Пирвердяна
установлено, что обращенный якорь (см. рис. 84, б) значительно
эффективнее прямого таких же габаритных размеров. С этой
целью А. М. Пирвердяном были проведены опыты с якорем на-
туральных размеров, но на воде (рис. 85). Однако при откачке
даже легкой нефти обычной вязкости у = 0,1 см2/с, коэффициент
сепарации получается очень низким — 0,3—0,4.
Применение песочных якорей не основной а подсобный спо-
соб борьбы с песком. Якори целесообразно применять в сква-
жинах, в которых поступление песка непродолжительно и об-
щее количество его невелико.
Песочные фильтры. Имеются фильтры самых разнообраз-
ных конструкций: сетчатые (металлическая сетка), щелевые,
гравийные, минералокерамические, металлокерамические и др.
181
Они не получили широкого распространения в основном из-за
быстрого заиливания или глинизации.
При применении насосных фильтров любого типа нужно
иметь в виду следующее: фильтры целесообразно помещать
в корпус с карманом для осаждения песка, т. е. применять
схему оборудования приема насоса, аналогичную схеме песоч-
ного якоря. При этом достигают две цели: во-первых, от-
фильтрованный песок осаждается в кармане и не образует
пробку на забое; во-вторых, как это показали специальные
эксперименты автора, в процессе работы фильтра без корпуса
и кармана вокруг него скапливается отфильтрованный песок,
частицы которого многократно при ходах всасывания «притя-
гиваются» к фильтру, концентрация песка в зоне фильтра си-
льно возрастает, что способствует быстрому его заиливанию.
При наличии корпуса-кармана основная масса песка осажда-
ется в кармане и концентрация его в зоне входа жидкости
в фильтр будет нормальной.
ОСОБЕННОСТИ ОТКАЧКИ ЖИДКОСТИ
ИЗ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН
Нефть и вода взаимно нерастворимы. Механические смеси
этих двух жидкостей могут быть нестойкими и стойкими эмуль-
сиями. Эмульсии различают двух видов: либо частицы воды
рассредоточены в нефти, либо, наоборот, частицы нефти на-
ходятся в воде. Для краткости первый вид будем в дальнейшем
обозначать В/Н, а второй Н/В.
Нестойкая эмульсия характеризуется следующими особен-
ностями. При движении ее по вертикальным трубам она пред-
ставляет собой двухфазный поток, т. е. относительное пере-
мещение нефти и воды обусловлено разницей в их плотностях.
В статическом состоянии эта эмульсия быстро расслаи-
вается на нефть и воду или, как принято говорить, легко раз-
бивается.
Для разбивки стойких эмульсий обычно требуется подогрев
либо применение химических реагентов. Без этого воздействия
стойкая эмульсия может сохранять свою структуру часто в те-
чение очень длительного времени, измеряемого сутками, не-
делями и более.
Стойкая эмульсия движется как однофазная жидкость вы-
сокой вязкости. Поэтому особенности откачки стойкой эмуль-
сии такие же, как и высоковязкой чистой нефти.
Подавляющее большинство насосных скважин обводнено и
при их эксплуатации почти во всех скважинах постоянно об-
разуется нестойкая эмульсия. Образование же стойкой эмуль-
сии— более редкое явление. Поэтому рассмотрим вопросы дви-
жения двухфазного потока (нефть+вода).
182
Общие теоретические закономерности движения двухфаз-
ного потока (нефть+вода) были рассмотрены в некоторых ра-
ботах. Но экспериментальные исследования движения нефте-
водяного потока (нестойкой эмульсии) в вертикальных трубах
применительно к технологии добычи нефти были выполнены
лишь в последнее время А. Я. Литвиновым и автором этой
книги.
При анализе движения двухфазного потока по вертикаль-
ным подъемникам прежде всего возникает задача нахождения
зависимости между истинной концентрацией воды в потоке
(подъемнике) от расходной концентрации ее и скорости движе-
ния потока смеси. Если концентрацию определяют по расходу
смеси, т. е. по замеру дебита нефти и воды, то получают рас-
ходную концентрацию воды в смеси (в продукции скважины).
Если же берут пробу жидкости из труб, по которым нефтево-
дяная смесь движется от забоя до устья скважины, и опреде-
ляют содержание воды в пробе, то получают истинную кон-
центрацию воды в том месте потока, где взята проба.
Когда плотности нефти и воды практически совпадают по
величине, то расходная и истинная концентрации будут почти
одинаковы. Но при более или менее значительной разнице
в плотностях истинная концентрация воды в потоке будет
всегда больше расходной (имеется в виду, что плотность
нефти меньше плотности воды). Это следует из того, что нефть
всплывает в воде и абсолютная скорость движения нефтяных
капель или струй по отношению к стенкам трубы будет всегда
больше, а время пребывания в трубах меньше, чем массы или
капель воды. Значит, в каждый данный момент (при устано-
вившемся движении) содержание воды в подъемнике будет
больше расходной концентрации ее, замеренной по расходу
в любом сечении потока. Это следует из элементарных
тических соображений и подтверждается опытом.
Расходная концентрация воды в потоке (расходное
содержание) определяют как
ф Qb Qb
Qb + Qn Ож
где QB — дебит воды, м3/сут; QH — дебит нефти, м3/сут;
дебит всей жидкости, м3/сут; рв — расходная концентрация воды
в потоке.
Истинное водосодержание воды в данном месте потока или
во всем потоке рассчитывают как
<Р.= -.....- = (84)
?В + ?И Чж
<7в~ объем воды в потоке, м3; qn— объем нефти в потоке, м3;
<7®— объем жидкости в потоке, м3;
<рв — истинное водосодержание.
теоре-
водо-
(83)
Qm —
183
Из формулы (83) следует, что расходное водосодержание—
безразмерная кинематическая величина, так как она получается
из отношения объемных скоростей воды и всей жидкости. Что же
касается истинного водосодержанпя, то оно получается из отно-
шения объема воды в потоке ко всему объему жидкости в нем
в соответствии с формулой (84) и, значит, является безразмер-
ной геометрической величиной. Поэтому недопустимо смеши-
вать эти понятия или подменять одно другим, хотя численные
значения их могут быть при определенных условиях очень близ-
кими или даже совпадать. Последний случай справедлив при
равенстве плотностей нефти и воды.
Экспериментальные исследования движения восходящего вер-
тикального потока нефтеводяной смеси (нестойкой эмульсии)
проводились на специальном стенде с подъемниками из стан-
дартных насосных труб диаметрами (наружными) 60, 73 и 89 мм,
а также с подъемником кольцевого сечения — внутреннего диа-
метра 50 мм и штангами диаметром 22 мм. Общая длина подъ-
емников составляла 14 м, из которых 6 м предназначались для
формирования потока и 9 м — для определения методом отсечки
истинной концентрации воды. В качестве рабочих жидкостей при-
меняли подсоленную воду плотностью 1,03 г/см3 и соляровое
масло плотностью 0,845 г/см3, имитирующие пластовую воду и
нефть соответственно.
Во всех случаях эксперименты показали четкую зависимость
истинного водосодержания от расходного водосодержания и ско-
рости потока (рис. 86). Представленные кривые являются ре-
зультатом осреднения экспериментальных данных. На рис. 86
показана зависимость только для подъемников сплошного сече-
ния трех указанных диаметров при развномерном движении по-
тока (прокачка смеси центробежными насосами). Таким обра-
зом, оказалось, что диаметр подъемника практически не влияет
на исследованную зависимость. Это позволяет применить полу-
ченную зависимость не только для исследованных, но и для
подъемников других диаметров.
Далее надо иметь в виду, что наши эксперименты относятся
только к наиболее распространенным легким нефтям. Для более
тяжелых нефтей, чем в наших экспериментах, кривые опустятся
и при равенстве плотностей нефти и воды они превратятся в по-
чти горизонтальные прямые, так как скорость всплывания нефти
в воде в этом случае равна нулю.
Вообще говоря, расположение кривых, отражающих рассмат-
риваемую закономерность, зависит от отношения плотностей
воды и нефти при прочих одинаковых условиях:
1,03/0,845 « 1,2.
Во всех случаях, когда это отношение незначительно отли-
чается от 1,2, график зависимости будет близок к действитель-
ности.
184
Проанализируем значение полученной закономерности для
практики добычи нефти. Прежде всего устанавливаем, что раз-
личие между истинным и расходным водосодержанием тем
больше, чем меньше скорость потока жидкости wCM и меньше
расходное водосодержание рв- Это различие становится пренеб-
режимо малым при скоростях потока более 30 см/с (для усло-
вий, близких к условиям экспериментов). Невелико оно и при
высокой обводненности продукции скважины.
Пример. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны 150 мм, рас-
стояние от приема насоса до забоя скважины составляет 1000 м и скорость
потока нефтеводяной смеси 5 см/с. Расходное водосодержание рв = 10% (по
замеру дебита при установившейся работе скважины). По кривым рис. 86
Рис. 86. Обобщенная эксперименталь-
ная зависимость истинного водосодер-
жания от расходного водосодержания
и скорости смеси в вертикальном по-
токе при равномерном движении
находим, что при этом истинное водосодержание в колонне <рв=42%, т. е.
вчетверо больше расходного водосодержания. Значит, столб жидкости в дей-
ствительности тяжелее, чем это было бы при условии отсутствия разнипы
между истинным и расходным водосодержанием, а отсюда и увеличенное
забойное давление. Приближенно рассчитаем, насколько увеличивается за-
бойное давление. Положим, что плотность пластовой воды в нашей сква-
жине составляет 1,1 г/см3, а плотность нефти 0.85 г/см3. Тогда средняя плот-
ность столба жидкости, расположенного между приемом насоса и забоем,
составит (без учета влияния попутного газа):
по расходному водосодержанию 0,85-0,9+1,1-0,1 = 0,875 г/см3;
по истинному водосодержанию 0,85-0,58+1,1-0,42= 0,955 г/см3.
Отсюда прирост забойного давления составит
(0,955— 0,875) 100= 8 кгс/см2.
Итак, мы получили увеличение забойного давления за счет значитель-
ной разницы между истинным и расходным водосодержанием в столбе жид-
кости в эксплуатационной колонне (на 8 кгс/см2), что в той или иной степени
повлияет на уменьшение притока жидкости из пласта. Чтобы исключить это
влияние, спустим под насос хвостовик из труб с внутренним диаметром
50 мм и длиной 1000 м. При этом мы получим в хвостовике увеличение ско-
рости потока в девять раз, т. е. шж=45 см/с. По рис. 86 находим (при рв =
= 10% и Wh<=45 см/с), что при этой скорости разницы между истинным и
расходным водосодержанием практически нет. Значит, забойное давление
снизится на 8 кгс/см2 с соответствующим увеличением притока жидкости при
неизменной глубине спуска насоса. Такой же результат можно получить, уве-
личив глубину спуска насоса примерно на 90 м, вместо применения хвосто-
вика длиной в 1000 м.
Ч Заказ № 2517
185
Разберем еще предельный случай, характеризуемый следующими дан-
ными. Откачивается очень малообводненная нефть, например при рв = 1—2%.
Скорость движения жидкости по эксплуатационной колонне тоже весьма
мала. Исходя из этих предпосылок, можно считать, что по истечении некото-
рого времени, когда работа скважины примет вполне установившийся харак-
тер, мы будем иметь от приема насоса до забоя столб чистой воды с плот-
ностью рв. Теперь положим, что спуском хвостовика мы настолько повысили
скорость потока, что истинная концентрация воды в нем практически совпа-
дает с расходной концентрацией и поэтому пренебрежимо мала. Иначе го-
воря, будем считать, что по хвостовику движется чистая нефть плотно-
стью ря.
Очевидно, что при принятых нами условиях, характеризующих предель-
ный (теоретический) случай, выигрыш в снижении забойного давлении от
применения хвостовика будет наибольшим. Можно применить следующее
эмпирическое правило для оценки относительного предельного снижения за-
бойного давления (в %):
Дрзаб ~ (Рв —Рн) 100,
где рв — плотность воды, г/см3; рп — плотность нефти, г/см3.
Если ра=0,8 г/см3 и рв = 1,1 г/см3, то относительное предельное сниже-
ние забойного давления с помощью хвостовика составит:
Арзаб = (1,1 — 0,8) 100 = 30%.
Таким образом, если расстояние от забоя до приема насоса равно
1000 м, то разница в забойных давлениях составит до 30 кгс/см2, а для ком-
пенсации его без спуска хвостовика потребуется увеличение погружения
приема насоса на величину до 300 м. Но мы взяли предельный случай, когда
выигрыш от спуска хвостовика максимальный и все же даже здесь ои мо-
жет быть достигнут увеличением погружения насоса, если этому не препят-
ствует загруженность станка-качалки. Чаще всего на практике обводненность
и скорости смеси выше принятых в расчете и поэтому эффективность хво-
стовика будет ниже.
Поэтому с целью снижения забойного давления более раци-
онально и экономично увеличивать глубину спуска насоса, чем
применять хвостовики, если этому не препятствует степень за-
груженности станка-качалки.
Ранее мы не учитывали влияния попутного газа на движе-
ние потока по подъемнику. Этот учет очень сложен. Но надо
полагать, что при газосодержании в потоке не более 20% влия-
ние газа сказывается в основном только на соответствующем
увеличении скорости потока.
Рассматривая движение нефтеводяной смеси по вертикаль-
ным трубам, следует упомянуть о некоторых неточностях в тер-
минологии и понятиях, встречающихся в литературе. Нередко
можно встретить упоминание о том, что вынос воды по эксплу-
атационной колонне обеспечивается только при определенной
скорости потока (например, при а>ж-10 см/с). Это неверное
представление, так как вынос воды происходит при как угодно
малой скорости потока (см. рис. 86). Накопление воды в сква-
жине происходит только в период неустановившегося движе-
ния потока, а затем водосодержание остается постоянным при
неизменности рЕ и о>ж-
186
Иногда нужно учитывать истинное водосодержание в подъ-
емнике. Так, при определении веса столба жидкости в насосных
трубах, главным образом в малодебитных скважинах и при
невысокой степени обводненности, расчет надо вести по истин-
ному водосодержанию во избежание заметной погрешности,
например, при точной обработке динамограмм насоса. В пер-
вом приближении можно воспользоваться для этой цели и
рис. 86, поскольку в большинстве случаев ошибка при этом
будет невелика.
Структуры водонефтяного потока изучали при помощи проз-
рачных вставок в подъемниках визуальным наблюдением, фо-
тографированием и определением электропроводности смеси по
специальным приборам, состоящим из источника тока, милли-
амперметра и двух электродов. При этом прослежены две ос-
новные структуры потока: капли нефти в воде (Н/В) и капли
воды в нефти (В/Н). Пунктирная линия на рис. 86 обозначает
границу существования структур Н/В— выше линии и В/Н—
ниже линии. Эта линия соединяет зафиксированные визуально,
фотографией и по амперметру точки обращения фаз при изме-
нении скорости потока с постоянным расходным водосодержа-
нием.
Для различного расходного водосодержания момент обра-
щения фаз соответствует различным скоростям потока и разным
величинам истинного водосодержания. Обращение фаз наблю-
далось при расходном водосодержании 0,1, 0,2, 0,4.
Наличие четко выраженных видов структур нефтеводяного
потока в. скважинных подъемниках имеет большое практиче-
ское значение. Надо только иметь в виду, что исследованиями
А. Я. Литвинова установлено следующее. Условия или граница
инверсии видов структуры потока, т. е. перехода вида Н/В
в вид В/Н или наоборот, в сильной степени зависят от харак-
тера движения потока смеси. При равномерном движении пе-
реход вида структуры Н/В (нефть в воде) в вид В/Н происхо-
дит при больших скоростях потока (больших дебитах смеси),
чем при неравномерном движении, т. е. пульсирующем потоке.
При штанговой насосной эксплуатации поток в насосных тру-
бах всегда пульсирующий, но степень пульсации его различна.
На рис. 87 приведена диаграмма А. Я. Литвинова, на которой
показаны кривые инверсии (перехода структуры одного вида
в структуру другого) в 60-мм подъемнике (внутренний диа-
метр 50 мм) для легких нефтей для двух случаев: кривая 1 при
равномерном движении смеси (прокачка центробежными насо-
сами) и кривая 2 при пульсирующем, резко неравномерном по-
токе.
В области дебитов и водосодержания, расположенных выше
каждой из кривых 1 и 2, мы имеем вид структуры В/Н, т. е.
капли (глобулы) воды в нефтяной среде. Значит, при работе
подъемника в этой области создаются благоприятные условия
7*
187
для работы штанг и труб, поскольку поверхности их омываются
нефтью. При этом коррозионный износ от трения штанговых
муфт о стенки труб минимален, утечки жидкости в соединениях
труб невелики и откачиваемая жидкость мало влияет на сни-
жение предела усталости штанг, условия для отложения со-
лей неблагоприятные. С другой стороны, при такой структуре
потока создаются благоприятные условия для отложения в
подъемнике парафина и смол.
В подъемнике диаметром 60 мм (см. рис. 87) основная масса
насосных скважин (кривая 2) при обводненности до 40% на-
ходится в благоприятных условиях, т. е. в области, где В/Н
(вода в нефти). Но малодебитные скважины — от 2 м3/сут при
рп=0,1 до 10 м3/сут при рв=0,4 попадают уже в область Н/В.
Надо иметь в виду, что кривая 2 показывает инверсию для
пульсирующего потока; при малом числе качаний линия инвер-
сии будет лежать несколько выше кривой 2.
Рис. 87. Зависимость критического
расхода смеси QKp от расходного во-
досодержания в зоне инверсии фаз.
1 — равномерный поток; 2 — пульсирую-
щий поток; 3 — граничное Рв выше кото-
рого при всех расходах наблюдается толь-
ко поток вида Я/В
При обводненности выше 50% при любых дебитах имеем
структуру Н/В. При этом поверхность штанг и внутренняя по-
верхность труб омывается водой, что создает условия для рез-
кого возрастания износа штанговых муфт и внутренней поверх-
ности труб, возникновения значительных утечек воды через
трубные соединения, снижения усталостной прочности штанг
(повышение обрывности штанг). На практике замечено, что
течь в соединениях труб и износ штанговых муфт и внутренней
поверхности труб в основном в скважинах, резко возрастают
при достижении обводненности продукции скважин более 50%.
Таким образом, в процессе штанговой насосной эксплуатации
по мере обводнения скважины и приближения значения рв
к 50% надо заранее принимать меры против утечек-жидкости
в соединениях труб. Имеется также возможность регулировать
в некоторых пределах инверсию посредством изменения числа
качаний (при постоянстве подачи насоса) либо изменением диа-
метра подъемника.
188
£ От структуры потока нефтеводяной смеси зависят и гидро-
динамические сопротивления в насосном подъемнике. Практика
эксплуатации показывает, что наибольшие гидродинамические
сопротивления в подъемнике получаются при расходном водо-
содержании 40—70% Это подтверждается и опытами А. Я-Лит-
винова.
ОТКАЧКА высоковязкой жидкости
Под высоковязкой жидкостью понимается очень вязкая
нефть либо стойкая эмульсия из воды и нефти, причем вяз-
кость самой нефти в этом случае может быть небольшой.
В дальнейшем изложении будем рассматривать откачку только
ньютоновской жидкости.
На динамограмме работы насоса, откачивающего высоко-
вязкую жидкость, видно влияние гидродинамических сил трения
в подземной части насосной установки, выражающееся в пол-
ном отсутствии упругих колебаний штанговой колонны и сто-
лба жидкости и перемещении экстремальных (максимальных и
минимальных за цикл действия насоса нагрузок) на середину
< ходов вверх и вниз (рис. 88).
Отрицательные последствия, вызываемые действием боль-
ших гидродинамических сопротивлений в подземной части на-
! сосной установки, сводятся к увеличению р max, снижению pmin
и к. п. д. установки. Все это приводит к возникновению излиш-
них нагрузок на все звенья насосной установки. Однако вредное
влияние высокой вязкости не всегда ограничивается перечислен-
ными явлениями. В некоторых случаях может возникнуть от-
ставание движения точки подвеса штанг от движения балан-
У сира — при ходе штанг вниз. Это отставание сопровождается
ослаблением канатной подвески и приводит к возникновению
ударов во всех звеньях установки. Поэтому наличие отставания
ведет к ограничению производительности установки, а в неко-
торых случаях при особенно высокой вязкости откачиваемой
жидкости вообще препятствует налаживанию нормальной экс-
плуатации скважины без проведения специальных мероприя-
тий.
Итак, мы вторично встречаемся с предельной подачей на-
сосной установки. В разделе, посвященном откачке больших
количеств маловязкой жидкости, отставание точки подвеса
штанг обусловливалось инерционными усилиями от массы
штанг при ходе их вниз, причем силы гидродинамических соп-
ротивлений действовали в сторону увеличения предельной по-
дачи насоса. В рассматриваемом же случае деформации штанг
от сил инерции их массы отсутствуют и предел подачи насоса
создается силами гидродинамических сопротивлений. Этот пре-
дел характеризуется наличием нулевой нагрузки в точке под-
веса штанг (касание динамограммы нулевой линии в середине
хода штанг вниз).
189
Силы гидродинамического трения в подземной части насос-
ной установки проявляются в виде рассредоточенных сил по-
длине колонн штанг и труб, местных сопротивлений при об-
текании жидкостью штанговых соединений, гидродинамиче-
ской составляющей сил трения в зазоре плунжерной пары и,
наконец, сопротивлений в клапанах, особенно в нагнетатель-
ном клапане при ходе штанг вниз.
Рис. 88. Типичная динамограмма при
откачке высоковязкой жидкости
Не рассматривая воздействие всех этих сил, надо сказать,
что гидродинамическая составляющая сил трепня в плунжер-
ной паре невелика по абсолютной величине и практически очень
мало ощутима. Поэтому в дальнейшем изложении мы исклю-
чаем ее из рассмотрения. Кстати сказать, полужидкое и сухое
трение в зазоре плунжерной пары насосов, предназначенных
для откачки очень вязких жидкостей тоже должно быть незначи-
тельным, так как для откачки вязких жидкостей применяют на-
сосы с большими зазорами.
Местные сопротивления при обтекании головок и муфт штанг
также незначительные, так как для откачки высоковязких жид-
костей применяют подъемники с возможно большей площадью
кольцевого сечения. Впрочем, при необходимости эти сопротив-
ления могут быть учтены.
Таким образом, в дальнейшем изложении будут анализиро-
ваться только основные составляющие баланса гидродинами-
ческих сил трения при откачке высоковязких жидкостей: рас-
средоточенные по длине подъемника и сосредоточенные в кла-
панах насоса.
Для расчета распределенных по длине подъемника гидро-
динамических сил трения при ходе штанг вниз воспользуемся
приближенной теоретической формулой А. М. Пирвердяна [29]:
4fe2
а
у, _ 2nyvt>L
g
(85)
вес откачиваемой
вязкость, см3/с;
где Т — сила трения, кгс; у — удельный
жидкости, кгс/см3; v — кинематическая
v — скорость движения штанг, см/с (обычно сила трения опре-
деляется для середины хода вниз, т. е. для максимальной за
цикл скорости, Птах=3,14 <//FH; q — теоретическая производи-
тельность насоса, см3/с; FH— площадь сечения плунжера, см2);
190
L — глубина
CMZC2.
спуска насоса, см; q — ускорение силы тяжести,
Inm
m2 —1
2 In m
tn
^iii
где dT — внутренний диаметр труб; dm — диаметр штанг.
Из формулы (85) следует, что гидродинамическое трение при
ходе вниз прямо пропорционально кинематической вязкости от-
качиваемой жидкости, скорости движения штанг, глубине
спуска насоса и отношению диаметра труб к диаметру штанг.
При ходе штанг вниз возникают сопротивления в нагнета-
тельных клапанах. Силу сопротивления будем определять по
формуле И. С. Степановой и А. М. Пирвердяна (44).
Представляет интерес для средних условий эксплуатации
скважин с высоковязкой нефтью оценить соотношение сопро-
тивлений двух рассматриваемых видов — в подъемнике и в наг-
нетательных клапанах. С этой целью выполним расчет по фор-
мулам (75) и (44) для следующих исходных данных: dH=
56 мм; йШт = 19 мм; £=300 м, S0=l,8 м; n=5; т=-~-=3;
Qt = 30,7 м3/сут.
30,7-10”
86 400-24,6
3,14 ~ 45 см/с.
Многочлен, заключенный в квадратные скобки в формуле
(85), обозначим через С. Для решаемого примера С=2,65.
Сопротивления в нагнетательных клапанах рассчитываем по
формуле (44). Коэффициент расхода жидкости через клапан
определяем по графику на рис. 31. Однако на этом графике
даны коэффициенты расхода только до значений Re=50.
Между тем при очень высокой вязкости откачиваемой жидкости
числа Re получаются еще меньше. Дополнительно к графику
рис. 31, по нашей просьбе, И. С. Степанова любезно предоста-
вила нам данные опытов, позволившие уверенно определить р
до значений Re=23, что при условии обсчитываемого примера
соответствует вязкости 25 Ст. Для более вязких жидкостей
ориентировочно экстраполяцией можно оценить силы сопро-
тивления в клапанах до вязкости жидкости 50 Ст.
Сопоставим силы гидродинамического трения в подъемнике
(без учета местных сопротивлений у штанговых муфт) и в наг-
нетательных клапанах — в нашем примере, соответствующем
средним условиям откачки высоковязкой жидкости (табл. 7).
Из рассмотрения табл. 7 можно сделать следующие вы-
воды.
191
1. Доля сопротивлений в клапанах значительна там, где
гидродинамические силы вообще невелики. При большой вяз-
кости откачиваемой жидкости силы трения в клапанах стано-
вятся относительно малозначащими.
Таблица 7
Сопоставления сил гидродинамического трения в трубах и клапанах
при откачке вязких жидкостей
Вязкость, Ст 7, кгс ₽кл- кгс Ркл Отношение , % Т
Одни клапан Два клапана Один клапан Два клапана
1 24 4,5 9 19 38
5 121 6 12 5 10
10 243 8 16 3 6
20 486 16 32 3 6
50 1210 30 60 4 8
Если сделать расчет для условий многодебитной скважины,
например, для случая тройной по сравнению с нашим примером
подачи (92,1 м3/сут), то доля сопротивлений в клапанах не-
сколько возрастет, но все же останется небольшой.
Таким образом, в подземной части стандартной насосной
установки при откачке высоковязких жидкостей основные гид-
родинамические силы трения возникают в насосном подъем-
нике, вызывая в некоторых случаях отставание движения точки
подвеса штанг от движения балансира. Эти силы рассредото-
чены по длине штанг и поэтому не могут вызвать продольного
изгиба штанговой колонны.
При увеличении глубины спуска более 300 м сила трения Т
соответственно возрастет, а доля сопротивлений в клапанах
в общей сумме сил трения еще снизится, так как эти сопротив-
ления не зависят от глубины спуска насоса.
2. Для обычных условий эксплуатации скважин с высоко-
вязкой жидкостью, т. е. средних дебитов и небольших глубин,
практически ощутимое влияние вязкости на работу насосной
установки сказывается, начиная с вязкости 10 Ст и более. При
высоких дебитах, например 90 м3/сут жидкости, влияние вяз-
кости скажется в довольно сильной степени уже при 5 Ст.
Рассмотрим предельную подачу насоса при откачке высоко-
g
вязкой жидкости. Заменив в формуле (75) Щпах = п~^,можно
написать
gFH
192
Предельная подача насоса будет тогда, когда гидродинами-
ческие силы сопротивления уравновесятся весом погруженных
в жидкость штанг, так как малейшее превышение сил трения
над весом штанг вызовет отставание в движении точки подвеса
штанг. В целях упрощения изложения сопротивления в нагне-
тательных клапанах не будем учитывать. Тогда исходное урав-
нение приобретает вид:
T = P'm = tL = 2n*yv<l.L С, (87)
gFH
где t' — вес 1 м штанг в жидкости, кгсДм.
Из (87) получим формулу для предельной подачи насоса:
Из формулы (88) следует, что предельная подача насоса,
обусловленная действием гидродинамического трения в насос-
ном подъемнике:
а) не зависит при прочих одинаковых условиях от глубины
спуска насоса — величина L отсутствует в формуле (88);
б) прямо пропорциональна, что очень важно для практики,
площади сечения насоса FK (это верно лишь в том случае, если
с увеличением Ен соответственно увеличивается и диаметр на-
сосных труб);
в) влияние на увеличение веса штанг, т. е. увеличение t' не
может существенно увеличить подачу насоса, так как при этом
возрастет величина С, входящая в знаменатель формулы, поэ-
тому стремление некоторых практиков повысить предельную
подачу насосов применением штанг большого диаметра ли-
шено основания;
г) при прочих одинаковых условиях увеличивается с увели-
чением диаметра насосных труб, в формуле (88) при этом ве-
личина С уменьшается.
Следует иметь в виду, что значение предельной подачи на-
соса, вычисленное по формуле (88), несколько увеличено, так
как в эту формулу не включено сопротивление в нагнетатель-
ных клапанах.
При ходе вверх из-за высокой вязкости жидкости может
существенно нарушаться нормальный цикл работы насоса, уве-
личивая значение ртах, а следовательно вызывая рост нагрузок
на все звенья насосной установки. Если не учитывать противо-
давления на устье скважины, то обычно абсолютный рост ртах
из-за высокой вязкости заметно меньше абсолютного сниже-
ния Pnnii. Однако правильнее всего рассматривать всю систему,
начиная от приема насоса и кончая выкидным трубопроводом
скважины.
Рассчитаем сопротивления в выкидном трубопроводе при
откачке высоковязкой жидкости. Для этой цели применим фор-
мулу Дарси — Вейсбаха для ламинарного режима течения.
193
С учетом максимальной скорости потока за цикл действия на-
соса эта формула может быть представлена в следующем окон-
чательном виде:
= (89)
где Q — дебит скважины, м3/сут; L — длина трубопровода, см;
DT — диаметр трубопровода, см; Ятр— потеря напора на тре-
ние, см.
Из формулы (89) следует, что потери на трение обратно
пропорциональны диаметру трубопровода в четвертой степени.
Поэтому необходимо применять при добыче очень вязких
жидкостей выкидные трубопроводы больших диаметров.
Основные мероприятия по' уменьшению влияния высокой вяз-
кости откачиваемой жидкости на работу установки — это уве-
личение диаметра насоса и соответственно труб, а также
снижение вязкости откачиваемой жидкости. Эффективность пер-
вого способа заключается в следующем. Для получения задан-
ного дебита насос увеличенного диаметра позволяет снизить
скорость движения штанг (скорость откачки S0Xn), что сущест-
венно может уменьшить силу трения в насосном подъемнике и
несколько снизить сопротивления в одном нагнетательном кла-
пане (второй нижний клапан должен быть удален). Кроме
того, при увеличении кольцевого сечения подъемника гидроди-
намические силы трения тоже уменьшаются — уменьшается
коэффициент С в формуле (85).
К мероприятиям по снижению вязкости откачиваемой жид-
кости относятся: подлив растворителя (маловязкой нефти)
в межтрубное пространство либо подогрев нефти в скважине
забойным подогревателем.
Большим преимуществом способа подлива маловязкой нефти
является то, что, регулируя количество подливаемого раствори-
теля, можно снизить вязкость смеси до любой величины, вплоть
до значения вязкости растворителя. Как показали специаль-
ные исследования, выполненные В. Ф. Силкиным, количество
подливаемой легкой нефти даже при очень высокой вязкости
откачиваемой жидкости обычно невелико (10—15% или нем-
ного более объема добываемой жидкости).
Разумеется, подлив жидкости должен быть организован
так, чтобы обеспечить надежность процесса. Внезапное прек-
ращение подлива жидкости и работа установки некоторое
время без подлива может привести к необходимости подъема
насоса и труб и налаживанию процесса заново. Как правило,
для обеспечения надежности подлива необходимо применять
специальные дозаторные насосы. При первоначальном пуске
в ход установки с подливом необходимо предварительно от-
теснить уровень вязкой нефти до приема насоса посредством
опять-таки подлива маловязкой нефти.
194
Второй способ снижения вязкости — подогрев откачиваемой
жидкости у приема насоса — едва ли может получить большое
распространение, так как для осуществления его необходимы
значительные затраты на кабель, электроэнергию, ремонт наг-
ревательных устройств. Кроме того, способ этот очень услож-
няет подъемно-спускные работы в скважине.
Следующее мероприятие по улучшению условий откачки вы-
соковязкой нефти заключается в подливе воды в межтрубное
пространство скважины. В свое время было отмечено, что при
появлении пластовой воды в продукции скважины (не менее
10%) вязкость жидкости уменьшается. Отсюда и возник на
в промыслах Кубани способ подлива воды в затрубное прост-
ранство скважин с высоковязкой нефтью, во многих случаях оп-
равдавший себя на практике. Вода и нефть взаимно нераство-
римы и поэтому дело заключается здесь не в снижении вязкости
. нефти, а в том, что образуется структура нефтеводяного (двух-
‘ фазного) потока типа нефть в воде, т. е. в водяной среде рас-
полагаются нефтяные глобулы и капли. Поэтому гидродина-
мическое трение возникает в водяной среде, обладающей очень
малой вязкостью по сравнению с потоком безводной нефти,
отсюда резкое снижение величины этого трения. Необходимое
количество подливаемой воды должно устанавливаться опыт-
ным путем в каждом конкретном случае.
При подливе воды (как и при подливе маловязкой нефти)
должно быть обеспечено постоянство назначенного количества
подливаемой воды во избежание неполадок. Кроме того, при
подливе воды в зависимости от качества воды и свойств нефти
в насосном подъемнике может возникнуть опасность образова-
ния стойкой эмульсии, вязкость которой еще выше, чем вязкость
откачиваемой нефти. Это неизбежно приведет к неполадкам и
срыву эксплуатации.
Кроме описанных мероприятий по уменьшению влияния на
работу насосной установки высокой вязкости откачиваемой
жидкости существуют специальные способы откачки высоковяз-
ких жидкостей. Так, были предложены схемы подземной части
насосной установки, в которых штанговая колонна помещена
в среду маловязкой нефти или воды. Тем самым важнейшая
составляющая гидродинамических сил трения при ходе штанг
вниз почти полностью исключается.
Рассмотрим схему, применяемую в Башкирии и Татарии
(рис. 89). В ней межтрубное пространство перекрыто пакером.
Выше пакера в насосных трубах просверлены отверстия, через
которые продукция скважины поступает в межтрубное прост-
ранство и поднимается по нему на поверхность. В насосных
трубах выше зоны отверствий и до устья скважины находится
столб легкой маловязкой нефти. Таким образом, штанги на-
ходятся в маловязкой среде, а добываемая высоковязкая жид-
кость движется по кольцевому пространству, площадь сечения
195
схемах применяют сальник,
Рис. 89. Установка для откачки вы-
соковязкой жидкости
которого больше площади кольца между штангами и насос-
ными трубами. Поэтому зависание штанг исключается и снижа-
ются усилия при ходе вверх.
Маловязкая легкая нефть непосредственно соприкасается
с тяжелой добываемой нефтью, что может привести с течением
времени к их смешению. Для предупреждения этого в других
отделяющий столб маловязкой
нефти от продукции скважины.
Недостатком рассматриваемой
схемы является то, что под паке-
ром может скапливаться попут-
ный газ, а это приводит к сниже-
нию подачи насоса. Впрочем,
имеются и беспакерные схемы
с двумя рядами труб. В такой
схеме исключается скопление
газа, но при этом увеличиваются
сопротивления в кольцевом про-
странстве, так как площадь
кольца между двумя рядами на-
сосных труб всегда меньше, чем
межтрубного пространства.
В каждом конкретном случае,
т. е. в зависимости от природных
условий на данном месторожде-
нии, применяют тот или иной спо-
соб уменьшения или исключения
влияния на работу насосной уста-
новки высокой вязкости жидко-
сти. Предпочтение должно отда-
ваться тому мероприятию, кото-
рое дает желаемые результаты
с наименьшими затратами и за-
метно не снижает надежности
работы всей установки. При этом
из всех рассмотренных мероприятий только подлив легкой нефти
(иногда и подлив воды) определенного качества может пол-
ностью исключить влияние высокой вязкости жидкости и не
только на работу насосной установки, но и при транспортиро-
вании нефти по выкидной линии и далее. Все другие мероприя-
тия лишь уменьшают влияние высокой вязкости и на работу
насосной установки.
ОПТИМАЛЬНЫЕ МЕЖРЕМОНТНЫЙ ПЕРИОД РАБОТЫ СКВАЖИНЫ
И КОЭФФИЦИЕНТ ПОДАЧИ НАСОСА
Оптимальные межремонтный период работы скважин и коэф-
фициент подачи насоса необходимо устанавливать с учетом
196
трех категорий скважин: 1 — круглосуточно работающие с пол-
ным заполнением цилиндра насоса жидкостью; II — круглосу-
точно работающие с неполным заполнением цилиндра насоса
жидкостью из-за несоответствия подачи насоса притоку жид-*
кости из пласта: III — с периодической откачкой жидкости (ма-
лодебитные) .
I категория скважин. Если в насосе и трубах после спуска
нового насоса утечки жидкости незначительны и подача насоса
не соответствует притоку жидкости из пласта, т. е. насос рабо-
тает с полным заполнением цилиндра, то изменение подачи
с течением времени можно в общем виде выразить уравнением
параболы:
Q=Qo(I~^-)’ (9°)
где Q — текущая подача, м3/сут; Qo — начальная (после очеред-
ного ремонта) подача нефти, м3/сут; t — время от начала ра-
боты скважины после очередного ремонта, сут; Т — полный пе-
риод работы скважины до прекращения подачи, сут; m — пока-
затель степени параболы, равный 2.
Если причиной прекращения подачи является износ плун-
жерной пары, то Т означает полный возможный срок службы
насоса.
Цикл работы скважины слагается из двух элементов: пре-
дупредительного подземного ремонта и последующего непре-
рывного отбора жидкости из скважины в течение определенного
промежутка времени. На рис. 90 графически изображена работа
скважины в виде повторяющихся одинаковых циклов. В дейст-
вительности циклы работы скважины, даже при неизменных
притоке жидкости к забою и режиме откачки, не одинаковы.
В работе [4] с учетом уравнения подачи насоса (90) выво-
дятся следующие приближенные формулы для определения
межремонтного периода, при котором получается максималь-
ная добыча за цикл работы скважины (/м)доб. и межремонтного
периода, при котором получается минимальная стоимость (себе-
стоимость) добываемой нефти (/м)ст:
з
(идОб = /Ё5Т^ (91)
(QCT=
где Т — полный срок работы скважины до окончательного прек-
ращения подачи насоса, сут; tp— продолжительность подзем-
ного ремонта, сут; R — стоимость предупредительного ремонта,
руб; В — все затраты на скважино-сутки эксплуатации данной
скважины, исключая стоимость ремонта R, руб/сут.
Межремонтный период, обеспечивающий минимальную себе-
стоимость, существенно больше межремонтного периода,
197
дающего максимальйую добычу нефти. Качественно это разли-
чие сохраняется при любых условиях. Из отношения (92) к (91),
найдем:
Fi+<- <9з>
(^м)ст
(^м)доб
Из (93) следует, что межремонтные периоды, соответствую-
щие максимуму добычи и минимуму себестоимости нефти, мо-
гут быть одинаковыми только при условии, когда но этот
Рис. 90. Теоретические циклы работы
скважины
Рис. 91. Обобщенный график технико-
экономических показателей предупре-
дительного подземного ремонта.
R/BT — параметр ремонтностн; /Т — вре-
мя, затрачиваемое на ремонт; QK/Qo — ко-
нечная подача; Qc/Q0 — средняя подача;
CQJB — себестоимость нефти
случай совершенно нереален. На практике величина отноше-
ния (93) обычно варьирует в пределах 1,4—2. Исходя из этого,
а также учитывая, что разница в добыче нефти между обоими
периодами невелика, мы считаем наиболее целесообразным при-
нять за оптимальный межремонтный период именно тот, при
котором получается минимальная себестоимость нефти. В со-
ответствии с этим в формулах (92) и (93) следует (/м)ст заме-
нить На (^м)опт-
В работе [4] исследуются вопросы оптимального межремонт-
ного периода в обобщенной форме. Рассмотрим обобщенный гра-
фик (рис. 91) с использованием безразмерных величин (кри-
вые безразмерной себестоимости нефти и кривые средней ее
добычи в функции безразмерного межремонтного периода tMIT;
практически удобнее пользоваться не величиной /М/Г, а безраз-
мерной конечной за межремонтный период подачей QK/Qo, где
QK — конечная подача перед очередным предупредительным ре-
монтом). Этот график позволяет определить показатели опти-
198
мального межремонтного периода для широкого диапазона ус-
ловий эксплуатации.
Из рассмотрения графика на рис. 91 следует общий вывод:
чем меньше значение параметра RIBT, тем меньше и различие
между продолжительностью оптимального межремонтного пери-
ода и межремонтного периода, соответствующего максимуму
добычи.
На рис. 92 представлена зависимость безразмерной подачи
Qk/Qo, конечной за межремонтный период, от параметра R/BT.
При R/BT^ZO,12 допустимая степень уменьшения подачи за
межремонтный период составляет не более 30%. а чаще всего
15—20% и менее. При очень высоких значениях параметра
RIBT степень допустимого уменьшения подачи приближается
к 50 % •
Переходя к вопросу определения оптимального коэффици-
ента подачи насоса при полном заполнении цилиндра жидко-
стью, условимся о значении терминов, относящихся к понятию
коэффициента подачи.
Рис. 92. Зависимость конечной за меж-
ремонтный период подачи от пара-
метра ремонтностн R/BT и показателя
степени параболы m
Начальный коэффициент подачи насоса —
коэффициент, получаемый после очередного предупредитель-
ного ремонта, при котором спускается новый или отремонтиро-
ванный насос. Начальный коэффициент подачи зависит от сте-
пени заполнения цилиндра насоса жидкостью (незаполнение
обусловлено либо несоответствием подачи насоса притоку
жидкости из пласта, либо влиянием попутного газа); потерь
подачи насоса вследствие удлинения штанг и труб, утечки
жидкости через зазор плунжерной пары, утечек в клапанах,
утечек через муфтовые соединения труб и т. д.; усадки нефти
вследствие выделения газа из раствора.
Средний коэффициент подачи насоса — среднее
значение коэффициента подачи за межремонтный период
(между предупредительными ремонтами). Его величина опре-
деляется начальным и конечным коэффициентами подачи и
формой кривой подачи.
Конечный коэффициент подачи — коэффициент
перед предупредительным подземным ремонтом.
Для определения начального коэффициента подачи можно
рассчитать потери подачи насоса от удлинения штанг труб, уте-
чек через зазор плунжерной пары и усадки нефти. Остальные
потери не поддаются расчету. Поэтому в расчет вводят
поправку, основанную на статистических данных по скважинам
залежи, либо начальный коэффициент определяют непосредст-
венно по этим данным.
Определим средний за межремонтный период оптимальный
коэффициент подачи, т. е. такой коэффициент, при котором по-
лучается добыча нефти с наименьшей себестоимостью. Уравне-
ние подачи насоса, аналогичное уравнению (90), но выражен-
ное через коэффициент подачи, имеет вид:
(tm \
1---—) (94)
Отсюда
т]ср = т1о[1—Г^- - (95)
где ц, г]о, т]ср — коэффициенты текущей, начальной, средней по-
дач соответственно.
Чтобы рассчитать оптимальный средний коэффициент по-
дачи, надо в формулу (95) вместо tM/T подставить его оптималь-
ное значение ОПт. Это значение определяют по уравне-
нию (7) из работы [4]. Проделав соответствующие вычисления
для ряда значений безразмерного параметра
—t Btp , (96)
ВТ
строим график (рис. 93).
Чтобы получить средний оптимальный коэффициент подачи,
надо знать, при каком значении текущего коэффициента по-
дачи остановить скважину для предупредительного ремонта.
Конечный коэффициент подачи цк определяют по формуле
(ЧиКит | I (м \m (Q7)
Чо \ Т /опт
Предположим, что группа скважин имеет следующие данные:
т]о = 0,75; R = 150 руб; /р=1 сут;
В = 20 руб/сут; 7=150 сут.
Т = И/ -----, (98)
V Qo — Стек
где Стек — текущая подача, м3/сут; t — время от момента пре-
дупредительного ремонта, сут.
По заданным исходным данным
К + В<р _ 150 + 20 = 0 057
ВТ ' 20-150
200
По рис. 93 находим (делая отсчет в середине между кри-
выми) :
.^ср)опт = 0>93. (т]ср)опт = 0,75 • 0,93 = 0,7;
. 'По
(Т1ср)опт = 0,8; (Т)ср)опт = 0,75 • 0,8 == 0,6.
По
Значит, для заданных условий оптимальные значения коэф-
фициентов подачи: среднего — 0,7 и конечного — 0,6. Фактиче-
ское значение т]Ср может быть меньше оптимального вследствие
снижения т]о из-за недостаточной сепарации попутного газа
Рис. 93. График для определения оп-
тимальных среднего и конечного ко-
эффициентов подачи насоса прн пол-
ном заполнении цилиндра жидкостью
(сплошными линиями показана зави-
симость (т]ср)опт/т]о; пунктирными —
(ПНопт/По)
опт • РПТ
По По
0,6\------1--------1------1—
0 0,00 0,08 O+Btp
ВТ
у приема насоса или спуска некачественного насоса, а также
вследствие несвоевременного предупредительного ремонта.
II категория скважин. Ранее говорилось о том, что опти-
мальный запас подачи находится в интервале 1,5—3, но прак-
тически для очень малодебитных скважин целесообразно брать
несколько увеличенный запас. Оптимальный межремонтный
период в скважинах, работающих с запасом подачи, определя-
ется продолжительностью постоянной подачи.
Очевидно, что для скважин рассматриваемой категории
фактический начальный, средний и конечный оптимальные ко-
эффициенты подачи одинаковы, если предупредительные под-
земные ремонты выполняются по окончании периода постоян-
ной подачи.
III категория скважин. При определении продолжительности
периодов накопления и откачки жидкости целесообразность вы-
бранного времени накопления tm проверяют по замерам де-
бита скважины. После корректировки tHK (если это необхо-
димо), длительность его должна сохраняться постоянной до
тех пор, пока не изменятся условия притока жидкости из пла-
ста в скважину, т. е. пластовое давление, дебит скважины или
обводненность ее продукции.
Длительность же периода откачки /От в общем случае не
может быть постоянной вследствие снижения с течением
201
времени фактической подачи насоса из-за износа его рабочих
пар. Поэтому по мере износа насоса период откачки должен
соответственно удлиняться.
Рассмотрим график работы насоса с запасом подачи К=2
при непрерывной откачке (рис. 94, а). Насос заменяют в мо-
мент /=(/м)нп- При этом межремонтный период (/м)пп — опти-
мальный, так как при такой длительности его мы получаем
наибольшую продолжительность работы скважины с постоян-
ной подачей (Qo) и наименьшую себестоимость добываемой из
Рис. 94. Работа насоса с запасом подачи К=2 при непрерывной откачке жид-
кости
этой скважины нефти [2]. Допустим, что эта скважина пере-
водится на периодическую откачку, причем все условия экс-
плуатации остаются без изменения. В скважину перед пере-
водом спускают новый насос, работоспособность которого точно
такая же, как и насоса, работавшего при непрерывной откачке.
По мере снижения подачи насоса период откачки должен уве-
личиваться, так как иначе не удастся откачивать жидкость так,
чтобы уровень в межтрубном пространстве снижался до приема
насоса.
В процессе периодической откачки <р= 1 (рис. 94, б) периоды
откачки при полном заполнении насоса чередуются с останов-
ками для накопления жидкости.
Календарный межремонтный период, получающийся сло-
жением всех периодов откачки и накопления, изображен в виде
отрезка (£M+6ip). где /пр— сумма простоев для накопления жид-
кости (см. рис. 94, б). Межремонтный период (величина /м),
вычисляемый по суммарному времени работы насоса, будет та-
ким же, как и при непрерывной откачке,так как ф=1 (потерь
202
добычи нет); межремонтные периоды
работы насосов одинаковы.
по времени непрерывной
Заштрихованные площади на рис. 94, а и 94, б пропорцио-
нальны суммарной добыче жидкости за межремонтный период
при непрерывной и периодической откачке соответственно
Иначе говоря, заштрихованная площадь на рис. 94, а эквива-
лентна суммарному объему поднятой на поверхность жидко-
сти непрерывно работавшим насосом за весь срок его фактиче-
ской службы. График (рис. 94, в) представляет суммированную
добычу жидкости при периодической откачке. Из сравнения
рис. 94, а и 94, в следует, что при эксплуатации одной и
той же малодебитной скважины при периодической откачке
жидкости из нее работоспособность насоса используется в го-
раздо большей степени, чем при непрерывной откачке жидко-
сти. При этом и средний за межремонтный период коэффициент
подачи насоса при периодической откачке получается значи-
тельно больше, чем при непрерывной.
Таким образом, при переводе с непрерывной на периодиче-
скую откачку малодебитных скважин, имеющих запас подачи
насоса (К>1), при неизменности всех прочих параметров
насосной установки и одинаковой работоспособности самих на-
сосов суммарное время работы установки за межремонтный пе-
риод либо равно межремонтному периоду при непрерывной от-
качке (<р=1), либо даже несколько больше (<р<1). Календар-
ный межремонтный период при периодической откаЧке всегда
существенно увеличивается. Такое положение имеет место, если
периодическая откачка ведется так, что период откачки каж-
дый раз заканчивается, как только уровень в скважине снизится
до приема насоса; длительность этого периода по мере износа
насоса возрастает вплоть до перехода на непрерывную откачку.
Рассматривая работу скважины на оптимальном режиме,
можно рассчитать отношение календарных межремонтных пе-
риодов при периодической и непрерывной откачках. Это отно-
шение выражается простой приближенной формулой:
(бл)пер 4~ ^пр __ тК + ф .
(бд)нп (1Ч~т)ф
(99)
(^м)пер + 6ip = 2/С +-ф . (100)
(Мнп Зф
Как видно из формулы (100), возрастание календарного
межремонтного периода при периодической откачке зависит
в основном от запаса подачи установки К, так как <р меняется
в сравнительно узких пределах. Чаще всего встречается на
практике запас /<=3,5 и <р=0,95. Для этого случая
(бл)пер ^пр 2 • 3,5 4~ 0,95 о Q
(^м)нп 3-0,95
203
Это означает, что после перевода такой скважины на пе-
риодическую откачку календарный межремонтный период по
смене насоса или его частей почти утроится, что и является
важнейшим преимуществом периодической откачки малоде-
битных скважин по сравнению с их непрерывной откачкой..
Очевидно, что в столько же раз сократятся обрывы и отвороты
штанг, ремонты станка-качалки и расход запасных частей
(тексропные ремни, кривошипные пальцы и т. д.). Кроме того,
повысится коэффициент мощности электросети и снизится (хотя
и не пропорционально снижению ремонтностн) расход электро-
энергии.
Для удобства быстрой оценки увеличения межремонтного
периода по формуле (100) построен график (рис. 95).
Рис. 95. График для определения кратности
увеличения межремонтого периода при пе-
реводе скважин с непрерывной на периоди-
ческую откачку
Выше говорилось о том, что оптимальный межремонтный
период по смене насоса и его деталей определяется моментом,
когда скважина переходит на непрерывную работу. Однако на
практике сложно уловить этот момент. Поэтому можно поль-
зоваться следующим приближенным правилом: предупредитель-
ный подземный ремонт надо проводить в период, когда про-
должительность откачки возрастает в 10—15 раз по сравнению
с ее начальной продолжительностью. Так, при новом насосе
/от~2 ч. Тогда насос менять надо в период, когда /от = 204-30 ч.
Если это время будет упущено, то дебит скважины снизится
по сравнению с запланированным.
МЕЖРЕМОНТНЫЙ ПЕРИОД РАБОТЫ СКВАЖИНЫ
ПРИ НЕИЗМЕННОЙ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ПЕРИОДА
ОТКАЧКИ
Нередко на практике по тем или иным причинам периоди-
ческую откачку ведут при постоянной продолжительности вре-
мени откачки, например, при постоянном /От = 8 ч или 16 ч
(в соответствии со сменностью обслуживающего персонала).
204
Такой режим работы скважин с периодической откачкой далек
от оптимального.
В самом деле, при постоянстве фактически произвольной
продолжительности периода откачки время работы насоса
уменьшается по сравнению с временем при непрерывной от-
качке. Это сравнение в конкретной форме можно выразить,
формулой [12]:
(^м)пер _ -| К ф фР (101)
(Мнп V (1 + Р) (К - 1) ’
где Р — постоянное отношение периода накопления к периоду
откачки:
Р = ^нк
(от
Пусть т=2; ф=0,9; запас подачи насоса ft=5. Скважина работает на
режиме /нк=16 ч и /От=8 ч, т. е.
Р = Л = 2.
8
Подставляя все данные в формулу (101), находим
(Мпер = / 5-0,9-0,9-2 = о 41
(*м)нп V (1+2) (5-1)
Полученный результат показывает, что в данном конкретном случае сум-
марное время работы насоса при периодической откачке (за межремонтный
период) составляет только 41% срока службы такого же насоса при непре-
рывной откачке той же скважины. Значит, насос используется при такой
периодической откачке значительно хуже, чем при непрерывной.
Для более полной характеристики рассматриваемого явления проанали-
зируем результаты нескольких расчетов по формуле (101), принимая везде
<р=0,9 и т=2:
при Р=2 и К=3
(Мпер _ о 22’
(^м)нп
при Р = 2 и Д=10
(<м)пер =052
(^м)нп
Таким образом, при режиме й>т=8 ч и /ик=16 ч приближенно получа-
ется, что срок работы насоса (по суммарному отработанному времени) при
периодической откачке составляет не более половины срока работы при не-
прерывной откачке.
Возьмем другой режим: <от = 16 ч и /нк=8 ч.
Тогда
при Р=0,5 ч и Д=3
(<м)пер о 7л.
(йи)нп
205
при Р=0,5 и К=10
((м)пер Q g
Рм)нп
Здесь отношение сроков значительно больше, ио оно тоже значительно ниже
единицы.
Теперь сравним сроки по календарным межремонтным срокам, т. е. для
периодической откачки учтем простои на накопление жидкости:
((м)пер + (пр | Г(1 + Р) (К — ф — фР) /1ЛО\
(Мпп “ \ К-1
где /Пр — суммарное время простоев скважины на накопление жидкости при
периодической откачке, сут.
Рассчитаем по формуле (102) т=2; <р=0,9; К=5. Скважина работает
иа режиме /нк = 16 ч и /от=8 ч, т. е.
Т-е’ Р=-^ = 2.
8
Подставляя все данные в формулу (102), находим
(^м)пер 4~ (пр -| (1 ~Ь 2) (5 — 0,9 0,9'2) j д2
((м)нп г 5 — 1
Полученный результат показывает, что календарный межре-
монтный период в нашем примере увеличится при указанном
выше постоянном режиме всего на 32% периода при непрерыв-
ной откачке. Между тем, если бы скважина работала на оп-
тимальном режиме, то увеличение межремонтного периода по
сравнению с периодом при непрерывной откачке составило
((м)пер 4~ (пр _ тК 4~ф ___ 2-5-|- 0,9 _____
(^м)нп (1 Ч-tn) ф (1 + 2) 0,9
т. е. 400% периода непрерывной откачки. Отсюда следует преи-
мущество оптимизации режима работы скважин с периодиче-
ской откачкой.
Оценим увеличение межремонтного календарного периода
при периодической откачке скважины при режиме (нк=8 ч и
(от = 16 ч. Расчет по формуле (102) при Р = 0,5:
0м)пер 4~ (пр I /~ (1 4~ 0.5) (5 — 0,9 — 0,9-0,5) q gg
((м)нп г 5 1
Таким образом, даже календарный межремонтный период
при периодической откачке оказывается меньшим, чем при не-
прерывной. Значит, применение периодической откачки с по-
добным режимом для увеличения межремонтного периода бес-
цельно.
Рассмотрим преимущества периодической откачки, связан-
ные с некоторой экономией в ремонте наземного оборудования
и расхода электроэнергии. Если, например (от = 8 ч, то обычно,
пока насос не износился, в течение значительного периода от-
206
качки насос откачивает только притекающую из пласта жид-
кость, так как накопившуюся за время остановки жидкость он
откачал в первые 1—2 ч работы. Таким образом, следует учи-
тывать, что период откачки постоянен, сначала он больше, чем
надо, а по мере износа насоса становится меньше необходи-
мого. Значит, при режиме постоянного времени откачки мы
имеем как бы произвольное сочетание периодической и непре-
рывной откачки.
Расчетный анализ особенностей периодической откачки с не-
изменной (постоянной) продолжительностью периода откачки
подтверждается большим статистическим материалом [6].
ОПТИМАЛЬНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ПОДАЧИ НАСОСА
ПРИ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ОТКАЧКЕ
Прежде всего рассмотрим определение среднего за межре-
монтный период коэффициента подачи при условии, что про-
цесс откачки оптимизирован. Этот коэффициент можно рассчи-
тать по формуле:
(Чср)опт---1--(103)
Чо 1 + т \ к)
где т)о — фактический начальный коэффициент подачи (при
новом насосе); (т]ср)Опт — средний за межремонтный период оп-
тимальный коэффициент подачи.
Примем как наиболее часто встречающееся на практике зна-
чение <р=0,95, а для т возьмем два значения 1,5 и 2 и построим
по формуле (103) график (рис. 96). Этот график предлагается
для приближенного определения на практике среднего опти-
мального коэффициента подачи насоса при периодической от-
качке.
Например, имеется скважина или группа однородных сква-
жин со следующими параметрами: т]О=0,75 и К=5.
Наиболее вероятный (берем отсчет в середине области между
кривыми на рис. 96) средний оптимальный коэффициент по-
дачи для нашей скважины составит:
(Чср)опт = 0>7 или )спт = 0,7-0,75 » 0,52.
Чо
Конечный период планово-предупредительным подземным
ремонтом (проводится в момент исчерпания запаса подачи на-
соса) коэффициент подачи может быть определен по формуле
(Чк)опт — Чв „ -
(Ю4)
Для нашего примера (т]к) ОПТ — 0,14.
207
При режиме работы скважины с постоянным периодом от-
качки и произвольной величиной времени накопления коэффи-
циент подачи будет все время постоянным, но значительно мень-
шим, чем при оптимальном режиме работы в соответствии
с формулой (103). Коэффициент подачи при постоянстве вре-
мени откачки можно рассчитать по формуле
Пер = По v-0+Л,
г\
(105)
где P=taK/tm.
Если считать, что Р = 8/16=0,5, <р=0,95 и К=5, то по фор-
муле (105) получим т]Ср=0,21.
Рис. 96. График для определения оп-
тимального коэффициента подачи на-
соса при периодической откачке
При непрерывной же откачке выбранной скважины коэффи-
циент подачи тоже будет постоянным в течение межремонт-
ного периода, но по величине еще ниже.
(Пср)вп = -^г- = 0,15.
О
Сопоставление трех значений среднего коэффициента по-
дачи подтверждает преимущества периодической откачки при
оптимальном режиме перед периодической откачкой при по-
стоянстве времени откачки и перед непрерывной откачкой.
Все, что говорилось выше об оптимальных межремонтном
периоде и коэффициенте подачи, основано на процессе износа
насоса. Однако на некоторых месторождениях сроки службы
насосов сравнительно велики и предупредительные ремонты оп-
ределяются сроками запарафинивания подъемников или отло-
жениями солей в них. Экономический критерий для оптималь-
ного межремонтного периода при износе насоса установить
очень трудно. Дело в том, что способы отпарафинивания, при-
меняемые на различных месторождениях, разнообразны и по
каждому из них оптимальный срок определяется не столько
степенью воздействия отложений на работу установки (повы-
шение нагрузки на штанги, снижение подачи), сколько удобст-
208
вом и эффективностью проведения самих мероприятий по дела-,
рафинизации. Поэтому на каждом месторождении оптималь-
ные сроки депарафинизации устанавливаются опытным путем.
При этом надо иметь в виду, что применяются и такие способы
депарафинизации, при которых труб и штанг не поднимают.
В скважинах, непрерывно работающих с запасом подачи,
оптимальный межремонтный период работы совпадает с концом
периода постоянной подачи. Останавливать такие скважины на
предупредительный ремонт нужно в начале снижения подачи
насоса.
В скважинах с периодической откачкой жидкости оптималь-
ный межремонтный период получается при исчерпании запаса
подачи. Останавливать такую скважину на ремонт надо в на-
чале перехода ее на непрерывную откачку. Для скважин, ра-
ботающих с полным заполнением цилиндра жидкостью, задача
по определению оптимального межремонтного периода решается
в общем виде на основе следующих упрощений: уравнения по-
дачи каждой скважины в течение планируемого периода прини-
маются неизменными: не учитываются простои скважин при
проведении ремонтов и время на передвижение подъемника от
скважины к скважине. В результате для проведения предупре-
дительного ремонта нужно ремонтные бригады последовательно
направлять на те скважины, у которых произведение величины
текущего снижения подачи на время, протекшее с момента по-
следнего ремонта, наибольшее. Это произведение называют кри-
терием ремонтности [2].
Задача на эффективное использование ремонтных средств
решалась и в более точной постановке другими авторами, т. е.
с учетом времени простоя скважин при ремонтах, времени пере-
движения подъемника и т. д. Однако эти решения можно при-
менять на практике только с использованием специальных счет-
но-решающих устройств.
В связи с этим необходимо также определить потребное
число ремонтных бригад. Потребность в ремонтных бригадах
должна складываться из числа бригад, необходимых для про-
ведения вынужденных ремонтов, и числа бригад для предупре-
дительных ремонтов. Так как вынужденные ремонты обуслов-
лены чисто случайными причинами, то оптимальное число
бригад для проведения этого вида ремонтов нужно определять
на основе теории массового обслуживания с учетом экономиче-
ского фактора. Иначе говоря, расчетом определяется такое
число бригад, при котором сумма затрат на работу бригад и
потерянную при простое скважин нефть получается наимень-
шей. Но применить такой способ непосредственно к определе-
нию потребного числа бригад для предупредительного ремонта
нельзя, так как степень снижения подачи, при которой выгодно
проводить ремонт, не является в полной мере случайной вели-
чиной.
209
Основные источники информации
для оптимизации процесса насосной добычи нефти
Управление процессом насосной добычи нефти осуществля-
ется по обычной схеме: сбор информации о ходе процесса,—
переработка этой информации, выдача на этой основе соответ-
ствующих команд. Качество и эффективность управления зави-
сят от качества и полноты информации о ходе процесса. Ин-
формация представляет собой первичную техническую докумен-
тацию различных видов. Среди этих видов документации есть
два основных, полнота и достоверность которых имеет решаю-
щее значение для целей оптимизации процесса: эксплуатацион-
ный журнал по каждой скважине и журнал динамометриро-
вания.
Эксплуатационный журнал следует вести так, чтобы в нем
полно и достоверно отражался весь ход процесса эксплуата-
ции скважины и работа руководителей эксплуатации по опти-
мизации, борьбе с неполадками, исследованию скважин и т. д.
В журнале должны содержаться, помимо общих сведений
о скважине и ее оборудовании, данные о всех замерах про-
дукции скважины с ежемесячным выведением средних значе-
ний дебита, процентного содержания воды, коэффициента по-
дачи насоса. Далее в журнале должны указываться данные
о содержании песка в добываемой жидкости, отложениях па-
рафина и солей, мощности и составе забойных пробок и осадков
песка в насосных трубах, причинах всех неполадок, следует
приводить описание подземных ремонтов, указывать марки и
размеры спущенных насосов, штанг и труб, глубины и места
обрывов штанг, данные состояния поднимаемых труб, штанг, на-
сосов и защитных приспособлений на приеме насоса, неполадок
и ремонтов всех звеньев наземного оборудования и т. д. Кроме
того, к эксплуатационному журналу обязательно прилагается
тетрадь динамограмм с указанием результатов их обработки и
заключениями.
Нужно твердо усвоить, что без этих двух видов документа-
ции эффективная работа по оптимизации процесса насосной до-
бычи нефти невозможна. Это не означает, что другие виды до-
кументации не нужны, но они либо содержат только ограничен-
ные сведения о процессе, либо являются вторичными, т. е.
основанными на первоначальной информации, содержащейся
в двух основных видах документации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Адонин А. И., Мамедов И. Я. Расчет нагрузки иа штанги с учетом
влияния «тяжелого низа».— Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1976, № 6,
с. 50—52. ’
2. Адонин А. И. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи. М., Недра,
1964.
3. Адонин А. Н., Лебедев В. В., Литвинов А. Я. Исследование движения
нефтеводяной смеси по вертикальному подъемнику.— Нефтепромысловое дело,
1974, № 8, с. 29—31.
4. Адонин А. И. Планирование предупредительного подземного ремонта.—
Нефтяное хозяйство, 1965, № 7, с. 52—56.
5. Адонин А. И. Оптимальный коэффициент подачи глубинных насосов.—
Нефтяное хозяйство, 1973, № 5, с. 30—33.
6. Адонин А. И., Лебедев В. В., Крупнов В. К. Перспективы развития пе-
риодической откачки продукции малодебитных насосиых скважин на промыс-
лах Кубаии./Труды КрНИПИнефть. М., вып. V, 1972.
7. Адонин А. И., Мамедов И. Я. К расчету нагрузок, действующих на
штанги глубинного насоса.— Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1973,
№ 1, с. 44—46.
8. Алибеков Б. И., Пирвердян А. М., Чубанов Д. В. Гидравлические ме-
тоды защиты глубинных насосов. М., Недра, 1972.
9. Аливердизаде К. С. Вопросы механики и техники длииноходового ре-
жима откачки. Баку, Азернешр, 1958.
10. Аливердизаде К. С. Балансирные индивидуальные приводы глубинно-
насосной установки. М, Гостоптехиздат, 1951.
1. Аливердизаде Т. К. О влиянии кинематики станка-качалки на крутящий
момент редуктора.— Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1971, № 9,
с. 42—45.
12. Аливердизаде Т. К. Влияние кинематики стаика-качалки на экстре-
мум нагрузок в точке подвеса штанг.— Азербайджанское нефтяное хозяйство,
1971, № 5, с. 40—43.
13. Белов И. Г. Исследование работы глубинных иасосов динамографом.
М., Гостоптехиздат, 1960.
14. Белов И. Г. Экспериментальное исследование работы газовых якорей./
Труды АзНИИ ДН. Баку, вып. II, 1955.
15. Вирновский А. С. Теория и практика глубинноиасосной добычи нефти./
Труды ВНИИ. М., вып. VII, 1971.
16. Грайфер В. И., Ишемгужин С. Б., Яковенко Г. А. Оптимизация до-
бычи нефти глубинными насосами. Казань. Таткнигоиздат, 1973.
17. Грузинов Я- А. Методика расчета штанговых колонн иа выносли-
вость. Баку, Азернешр, 1965.
18. Инструкция по эксплуатации насосных штаиг./И. Л. Фаерман
Ш. Н. Алиев, Д. И. Джабарзаде и др. М., Недра, 1968.
19. Иоаким Г. Добыча нефти и газа. М., Недра, 1966.
20. Кадымова К. С., Мовламов Ш. С. Изучение видов трения в подземной
части глубиннонасосной установки.— Азербайджанское нефтяное хозяйство,
1973, № 3, с. 41—43.
21. Карапетов К. А., Балакиров Ю. А., Кроль В. С. Рациональная экс-
плуатация малодебитных нефтяных скважин. М., Недра, 1966.
22. Касьянов В. М. Аналитический метод контроля работы глубинных
штанговых иасосов. Сб. статей ВНИИОЭНГ. М., ВНИИОЭНГ, 1973.
23. Круман Б. Б. О конструкции колонн насосных штанг.— Нефтяное хо-
зяйство, 1975, № 2, с. 55—58.
211
24. Круман Б. Б. Практика эксплуатации и исследования глубиннонасос-
ных скважин. М., Недра, 1964.
25. Минигазимов М. П., Залялиев М. А. Глубинный насос со штанговой
колонной, имеющей повышенную плавучесть.— Машины и нефтяное оборудо-
вание, 1973, № 5, с. 6—8.
26. Мовламов Ш. С. О влиянии упругости откачиваемой жидкости на из-
менение усилия в точке подвеса штанг.—Труды АзНИПИиефти. Баку, вып.
27, 1973.
27. Пирвердян А. М., Адонин А. Н. Вопросы гидравлики и работоспособ-
ности глубинного насоса. Баку, Азнефтеиздат, 1955.
28. Пирвердян А. М., Гусейнов О. X., Листенгартен Л Б. Исследование
работы винтового газового сепаратора у приема глубинного насоса.—• Нефте-
промысловое дело, 1968, № 2, с. 21—23.
29. Пирвердян А. М. Гидромеханика глубинноиасосной эксплуатации. М.,
Недра, 1965. 191 с.
30. Писарик М. Н. Особенности периодической работы скважин, эксплуа-
тирующих пласты с режимом растворенного газа.— Нефтепромысловое дело,
1973, № 5, с. 12—16.
31. Рабинович А. М. Практика уравновешивания редукторных станков-
качалок. Баку. Азнефтеиздат, 1954.
32. Рабинович А. М. Анализ методов расчета уравновешивания станков-
качалок.— Труды АзИНМАШа, Баку, вып. I, 1956.
33. Сердюк В. И., Адонин А. Н. Исследование силы трения в плунжерной
паре штангового насоса.— Машины и нефтяное оборудование, 1972, № 7,
с. 34—38.
34. Справочная книга по добыче нефти. Под ред Ш. К. Гиматудииова.
М.. Недра, 1975.
35. Справочник по добыче нефти. Т. II. Под ред. И. М. Муравьева. М.,
Гостоптехиздат, 1959.
36. Степанова И. С. Определение потерь напора в клапанах глубинных
насосов.— Нефтепромысловое дело, 1969, № 1, с. 30—32.
37. Теория и практика применения глубинных насосов с гидравлическим
затвором/А. X. Мирзаджанзаде, А. М. Хасаев, Ю. В. Зайцев и др. М., Недра,
1968.
38. Фаерман И. Л. Штанги для глубинных насосов. Баку. Азнефтеиздат,
1955.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Лредисловие . . . . ..........................3
? л’а в а I. Элементы механики глубинионасосиой установки 5
Силы, действующие в подземной части насосной установки .... 5
Простейший теоретический и реальный циклы работы глубинного на-
соса и его динамограмма........................................ 7
Расчет максимальной и минимальной нагрузок в точке подвеса штанг 16
лава II. Работоспособность насосного оборудования ..................21
Станки-качалки . .... 21
Клиноремеиная передача ....................................... 38
Преимущества и недостатки стаиков-качалок с обращенной кинема-
тической схемой .... 39
Насосные штанги и трубы . . 41
Глубинные насосы ........................................ .... 52
Глава III. Выбор насосного оборудования и первоначального режима
откачки ... ................... . .70
Диаграммы и таблицы для выбора насосного оборудования 70
Основные требования при выборе колонны штаиг . 73
Минимально необходимое погружение приема насоса под динами-
ческий уровень.................................................76
Приемы выбора оборудования и режима откачки . ... 78
Глава IV. Особенности эксплуатации скважин различных категорий 83
Классификация насосных скважин.................................83
Особенности откачки жидкости из многодебитных скважин нормаль-
ной характеристики малой и средней глубины . . .... 86
Особенности откачки жидкости из глубоких скважин нормальной
характеристики ...................... .92
Непрерывная откачка жидкости из малодебитных скважин . . . .110
Борьба с вредным влиянием газа на работу иасоса и откачка гази-
рованной жидкости.......................... . ...............138
Особенности откачки жидкости из обводненных скважин 182
Откачка высоковязкой жидкости................................189
Оптимальные межремонтный период работы скважины и коэффи-
циент подачи насоса ... . ........ . 196
Межремонтный период работы скважины при неизменной продол-
жительности периода откачки ................................. 204
Оптимальный коэффициент подачи насоса при периодической откачке 207
Список литературы . . ........................... 211