3.3. Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и насосных штанг
Насосно-компрессорные трубы (НКТ), как и бурильные, бывают с гладкими и высаженными концами. Сведения о диаметрах и толщине стенки НКТ приведены в таблице 3.
Таблица 6
Трубы маркируются у муфтового конца. На клейме указывается условный диаметр и толщина стенки (в мм), товарный знак завода, группа прочности, месяц и год выпуска.
Для уменьшения собственного веса труб при необходимости их спуска на большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ с малым диаметром внизу и большим вверху.
Насосные штанги предназначаются для соединения плунжера штангового насоса с приводом насосной установки (СКН) и сообщают плунжеру возвратно-поступательное движение. Они представляют собой стальные стержни круглого сечения.
Насосные штанги выпускаются четырех номинальных размеров по диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы штанг имеют утолщенные головки квадратного сечения, чем обеспечивается удобство их захвата специальными ключами при свинчивании и развинчивании колонны штанг. Штанги соединяются штанговыми муфтами (рис.5).
Насосная штанга и соединительная муфта
Рис.5
3.4. Технологический режим работы усшн при постоянной откачке жидкости ббббббббббббббббббббббббббббббббббббббббб
Выбор технологического режима работы скважин относится к числу наиболее важных решений, принимаемых при проектировании и в процессе их эксплуатации. Технологический режим работы наряду с типом скважин (вертикальная или горизонтальная) предопределяет их число и, следовательно, наземную обвязку, а в конечном счете — капиталовложения в освоение месторождения при заданном отборе из залежи. Трудно найти такие проблемы при проектировании, которые бы имели столь многовариантное и сугубо субъективное решение, как технологический режим.
Для обоснования режима работы проектных скважин необходимо учесть: географические и метеорологические условия района расположения месторождения, тип, форму, размеры и режим залежи, глубину и последовательность залегания пластов, емкостные и фильтрационные свойства пористой среды, наличие гидродинамической связи между пропластками, параметр анизотропии по пропласткам, составы и свойства газа, конденсата, нефти и воды, параметры водоносного бассейна, тип воды (подошвенная или контурная), конструкцию скважины, обвязку скважин, наличие многолетней мерзлоты в разрезе, устойчивость коллекторов, трещиноватость, направление трещин, изменение свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов от давления, фазовое состояние и т.д.
При эксплуатации штанговых насосных установок возникает ряд проблем, связанных с обеспечением, с одной стороны, максимального дебита скважин, а с другой – достаточной надежности в работе оборудования.
Один и тот же дебит скважины в общем случае можно обеспечить множеством различных режимов работы насосного оборудования. Среди этого множества существует и оптимальная область, индивидуальная для каждой конкретной скважины. Задача выбора насосного оборудования и режима откачки сводится к максимизации дебита скважины.
Расчет максимально возможных отборов жидкости из скважины при сохранении достаточной надежности работы насосного оборудования определяется условием совместной работы пласт – насос – лифт:
,
(*)
где
Q
–
дебит нефти (жидкости); К
– коэффициент продуктивности, равный
приросту дебита скважины в сутки на
единицу снижения забойного давления
при постоянном пластовом давлении (Рпл
= const);
Рпл
–
пластовое давление; Рз
– забойное давление; Qп
– фактическая подача насоса; Н
– глубина спуска насоса по вертикали;
- удлинение ствола скважины в месте
подвески насоса (для наклонных скважин);
qt
– теоретическая подача насоса;
- коэффициент подачи насоса.
Для прогнозирования решают систему уравнений (*), первое из которых описывает приток жидкости из пласта, а второе – подачу насосной установки. Основную сложность при решении систему вызывает второе уравнение, несмотря на то, что имеется детерминированная математическая модель для прогнозирования подачи штанговой установки.
В силу ряда причин в настоящее время эта модель не может быть использована для проведения расчетов с приемлемой для практики точностью. Для описания зависимости коэффициента подачи насоса от давления в приеме используют следующее уравнение:
,
(*)
где Pпр – давление на приеме насоса; с, k – эмпирические коэффициенты.
Для каждого месторождения определяют свои значения на условиях обработки промысловых данных путем построения зависимости коэффициента подачи насоса от давления на его приеме.
Решая систему уравнений (*) с учетом (**), получаем:
Нскв – глубина до верхних отверстий перфорации по вертикали; ру – давление на устье скважины; см – плотность откачиваемой жидкости ниже приема насоса;
,
D – диаметр плунжера насоса; S – длина хода полированного штока; n – число качаний головки балансира.
Значения этих параметров определяют режим работы насосной установки.