Режим відкачування повинен характеризуватись максимальною величиною довжини ходу s, відповідною даному ВК, мінімальною площею 
(теж діаметром 
), а число ходів п визначається із рівняння подачі, причому у всіх випадках треба прагнути до збільшення коефіцієнта подачі 
У даний час використовують дві методики.
Вибір насосного обладнання і початкового режиму відкачування за допомогою діаграм Адоніна і таблиць. Цей розрахунок найбільш простий і використовується при оперативному розв'язуванні задач. При побудові діаграм прийнято: коефіцієнт наповнення 
= 0,85; густина рідини 
= 900 кг/м3; занурення насоса під динамічний рівень 
= 0, гирловий тиск 
= 0. Діаграма дає залежність подачі Q від глибини спуску насоса (рис. 12.5). Цю залежність можна записати
(12.107)
де 
- глибина спуску насоса, м; Н - глибина свердловини, м; 
- пластовий тиск, Па; Q -дебіт свердловини (щодо рідини), м*/с; 
- коефіцієнт продуктивності свердловини, м3/(с·Па); 
-густина рідини, кг/м3; 
- занурення насоса під динамічний рівень, м.
Занурення насоса 
визначають з використанням формули (12.6) або приймають з урахуванням гідравлічного опору у всмоктувальному клапані (див. 12.2). При нормальній роботі занурення 
становить: 20-50 м (
= 0,15 - 0,5 МПа), а при наявності газу його збільшують, якщо це можливо, до 250-350 м, щовідповідає близько 30 % 
(
= 2...3 МПа). І.Т.Міщенко рекомендує приймати
= 0,5·106 + 0,3 
(1- 
), (12.108)
Рис. 12.5. Діаграма Адоніна
де 
- тиск на прийомі насоса, Па; 
- тиск насичення, Па; 
- обводненість продукції.
Для врахування тисків 
і 
можна обчислити приріст розрахункової глибини спуску насоса,м
(12.109)
де 
- середня маса 1 м штангової колони, кг.
Із діаграми знаходять тип ВК і діаметр насоса. Далі приймають 
для знайденого верстата-качалки, а для одержання заданого Q число ходів п уточнюють із пропорції
(12.110)
де 
— максимальне число ходів знайденого ВК; 
- максимальна подача, яка відповідає верхній межі поля насоса даного діаметра, м3/добу.
Потім вибирають тип насоса і групу посадки залежно від подачі, висоти підйому і в'язкості рідини, обводненості, вмісту газу і піску (див. 12.1).
Діаметр НКТ беруть з таблиці залежно від типу і діаметра насоса (див.табл. 12.14), а конструкцію колони штанг - від діаметра і глибини спуску насоса (див. 12.3).
Для ускладнених умов експлуатації додатково підбирають газові або пісочні якори чи інші захисні пристрої.
Вибір штангової насосної установки і режиму відкачування з використанням кривих розподілу тиску. Ця методика дає змогу більш повно врахувати умови відкачування, зокрема наявність вільного газу, її застосування доцільне для оптимізації роботи установки.
При проектуванні експлуатації свердловини також вибирають типорозміри ВК і електродвигун, тип і діаметр свердловинного насоса, конструкцію колони труб, розраховують глибину спуску насоса, режим відкачування (довжину ходу і число подвійних ходів), конструкцію штангової колони.
Для ускладнених умов експлуатації теж підбирають додаткове обладнання (газові та пісочні якорі, обважнений низ штангової колони, компенсатори ваги штанг, шкребки і т.д.).
Для кожного варіанта компоновки обладнання і режиму його роботи тиск розраховують на прийомі та на виході насоса, коефіцієнт сепарації на прийомі насоса і втрати тиску в клапанах, коефіцієнт наповнення насоса і подачі установки,
Рис. 12.6. Криві розподілу тиску, газового числа і витратного газовмісту, які побудовані для проектування експлуатації свердловини штанговою насосною установкою
|
екстремальні навантаження і зведені напруження у штангах, максимальний крутильний момент на валу редуктора, енергетичні показники.
Вихідні дані для розрахунків повинні охоплювати інформацію, що включає: конструкцію свердловини (глибина, внутрішній діаметр експлуатаційної колони, інтервал перфорації, викривлення свердловини); характеристику пласта (дебіт рідини і газу, обводненість продукції, пластовий і вибійний тиски, коефіцієнт продуктивності, термограму, причини обмеження дебіту); фізико-хімічну, як правило, у вигляді графічної чи аналітичної залежності від тиску, характеристику нафти (склад, густина і в'язкість у пластових і поверхневих умовах, об'ємний коефіцієнт, тиск насичення газом, газовміст, температура насичення парафіном, його вміст і властивості, наявність механічних домішок, поверхневий натяг), газу (склад, густина і в'язкість при пластових і поверхневих умовах, коефіцієнт надстисливості, газовий фактор) і води (мінералізація, густина і в'язкість при пластових і поверхневих умовах, об'ємний коефіцієнт, кородуюча здатність); гирловий тиск. Послідовність розрахунків наступна.
1. Будують (рис.12.6) криву розподілу тиску p(z), газового числа 
і витратного газовмісту 
по стовбуру свердловини (відповідно криві 1,2,3) в обсадній колоні за принципом "знизу вверх" від вибою до глибини, де тиск дорівнює мінімально допустимому на прийомі насоса (з урахуванням гідравлічних втрат у всмоктувальному клапані) або розхідний газовміст досягає максимального допустимого значення 
Величину р(г) розраховують за однією з методик з врахуванням виділення газу (див. 9.4). Газове число 
обчислюється за формулою (12.13). Газовміст 
визначається на кожному інтервалі зміни тиску від глибини, де 
, за формулою
(12.111)
Рекомендується приймати 
=0,75, при перевищенні якого в процесі відкачування плунжер при ході вниз вдаряється до рідини, що призводить до різкого зростання обривів штанг.
2. Вибирають глибину спуску насоса 
Можна вибрати декілька варіантів 
а оптимальну довжину пізніше прийняти кінцево за мінімумом зведених економічних витрат. На вибір глибини може вплинути глибина відкладення парафіну, солей, різна кривизна стовбура свердловини і т.п.
Для вибраної глибини 
одержують із рис. 12.6 значення 
, 
на прийомі насоса.
3. Для орієнтовної оцінки за діаграмою Адоніна і таблицями (див.вище) приймають параметри установки і режим відкачування (верстат-качалку, 
, s, n, діаметр НКТ і конструкцію штангової колони).
Вибирають тип і групу посадки насоса, вирішують питання необхідності застосування газових і пісочних якорів. Із діаграми Адоніна маємо, що кожному діаметру насоса відповідає певне поле взаємозв'язку 
Тому можна розглянути декілька варіантів щодо діаметрів насоса і аналогічно 
взяти пізніше діаметр.
4. Для тиску на прийомі насоса визначають об'ємну витрату рідини 
, вільного газу 
, коефіцієнт сеперації газу 
трубне газове число 
новий тиск насичення, 
у трубах з використанням відповідних формул (див. 12.2).
5. Будують криві розподілу тиску 
від гирлового тиску 
за принципом "зверху вниз" для заданого дебіту, визначених діаметрів НКТ і штанг (кільцевий потік), трубного газового числа 
(крива 4). Зазначимо, що в інтервалі між 
і, 
рухається газорідинна суміш, а нижче - негазована рідина.
При 
знаходять тиск на викиді насоса у трубах 
Середня густина суміші у НКТ 
6. Визначають максимальний перепад тиску при русі продукції через всмоктувальний 
і нагнітальний 
клапани насоса, тиск у циліндрі відповідно при всмоктуванні 
і нагнітанні 
а також перепад тиску, що створюється насосом, з використанням формул (12.23), (12.25)—(12.27).
7. Визначають об'єм витікання через зазор плунжерної пари за формулою (12.28) чи (12.29), коефіцієнти витікань 
за формулою (12.30), наповнення циліндра 
за формулою (12.31), усадки 
за формулою (12.32) і подачу насоса 
, що забезпечує заданий дебіт, м3/с:
(12.112)
Знаючи діаметр насоса 
, знаходять необхідну швидкість відкачування, м/хв
(12.113)
Тоді підбирають довжину ходу плунжера 
і число ходів п (більше 
і менше п), враховуючи результати визначення за пунктом 3 з використанням діаграми Адоніна і ув'язуючи з параметрами стандартних верстатів-качалок і насосів.
8. При необхідності уточнюють конструкцію штангової колони, користуючись таблицями.
Визначають стискну силу 
за формулою (12.70), тобто вагу обважнюючого низу 
за формулою (12.76).
9. Знаходять втрати ходу плунжера внаслідок гідростатичного навантаження 
критерій динамічної подібності 
і довжину ходу сальникового штоку 
із формули (12.66).
Для подальших розрахунків приймають ближчу стандартну довжину ходу 
уточненого у пункті 7 верстата-качалки.
Тоді для збереження попередньої швидкості відкачування визначають уточнене число коливань п, довжину ходу плунжера 
за формулою (12.66), коефіцієнт деформацій 
та коефіцієнт подачі установки 
за формулою (12.93).
10. Шукають екстремальні навантаження 
і 
, які діють у точці підвісу штанг, за формулами (12.55) і (12.70).
11. Знаходять сили тертя 
які виникають при роботі насосної установки, та роблять висновок про необхідність їх врахування (див. 12.3).
12. Визначають зведене напруження у штангах 
і перевіряють виконання умови міцності (12.83). Якщо умова не виконується, то або зберігають вибрану конструкцію колони, але вибирають штанги з вищою міцністю 
, або підбирають штангову колону із штанг тієї ж марки, але більшого діаметра.
13. Крутильний момент 
одержують за формулою Рамазанова (12.90).
14. Зіставляючи розрахункові дані 
і п з паспортними характеристиками, остаточно вибирають верстат-качалку.
15. Розраховують енергетичні показники роботи установки і вибирають електродвигун.
16. Для вибору оптимального варіанту по глибині спуску і діаметру насоса розраховують ймовірну частоту підземних ремонтів, зв'язаних з ліквідацією аварій із штанговою колоною, число підземних ремонтів та економічні показники [6].
Список літератури
1. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990. - 427 с.
2. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989.- 245 с.
3. Нефтепромысловое оборудование: Справ./ Под.ред. Е.И.Бухаленко. - 2-е изд. - М.: Недра, 1990.-559с.
4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи/ И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров, В.Г.Грон, Г.И.Богомольный - М.: Недра, 1984. - 272с.
5. Середа Н.Г„ Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика: Справ. -М.: Недра, 1986. -235с.
6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти/ Под ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра, 1983. - 455 с.
7. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983. - 510 с.
8. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин/ А.И.Акульшин, В.С.Бойко, Ю.А.Зарубин, В.М.Дорошенко - М.: Недра, 1989. - 480 с.
Глава 13
