Cтраница 2
Выше уже отмечалось, что производительность глубинного насоса, исчисляемая теоретически по основным параметрам его работы ( F, S, л), почти всегда ниже фактической его производительности по целому ряду причин. Весьма существенную роль в уменьшении производительности глубинного насоса играют утечки жидкости как внутри наооса, так и из насоса в скважину. [16]
Перечисленные факторы, влияющие на производительность глубинного насоса, как-то: утечки, попадание в насос газа, малое наполнение цилиндра жидкостью, заедание и заклинивание плунжера и ряд других, требуют своевременного выявления их и, если возможно, устранения для увеличения производительности. Большую помощь в этом может оказать динамометрия. Явления, происходящие в насосе, вместе с нагрузками фиксируются на динамограммах, искажав их в различной степени. Однако, несмотря на многообразие факторов, записываемых динамографом, при детальном исследования динамограмм бывает возможно достаточно точно установить влияние главнейших из них. [17]
Выше было установлено, что производительность глубинного насоса данного диаметра является функцией двух величин: длины хода и числа ходов в минуту. Удвоенное произведение этих величин дает линейную скорость перемещения плунжера. [18]
Обычно ограничения производительности закачки и производительности глубинного насоса добывающей скважины бывают гораздо меньше, тем не менее обычно изоляция обводненных нефтяных слоев не только уменьшает отбор жидкости и холостую прокачку вытесняющего агента, позволяет продолжить эксплуатацию и увеличить нефтеотдачу пластов, но также увеличивает текущий дебит нефти. При неизменной производительности глубинного насоса значительное уменьшение обводненности отбираемой жидкости может привести к увеличению дебита нефти. [19]
При изменении режима откачки необходимо, чтобы производительность глубинного насоса не превышала величины притока из пласта при данной депрессии забойного давления. [20]
Пропуски в резьбовых соединениях приводят к снижению производительности глубинного насоса и могут привести к обрыву насосных труб. Ликвидация этих аварий обычно связана с большими трудностями. [21]
При оптимизации режимов работы добывающих скважин нельзя ошибочно завышать производительность глубинных насосов, поскольку это приводит к обратному результату - вместо увеличения происходит значительное снижение дебита нефти. [22]
Из таблицы видно, что при тяжелой нефти, если производительность глубинного насоса большая, диаметр корпуса должен быть также очень большим. Диаметр корпуса в свою очередь ограничен диаметром эксплуатационной колонны. Если по расчету получится очень большой диаметр корпуса, то он практически не может быть осуществлен. В этом случае, чтобы иметь удовлетворительную работу якоря, необходимо применить многокорпусный якорь. Гногокорпусный якорь представляет собой последовательное соединение двух или нескольких самостоятельных якорей, каждый из которых имеет отверстия в корпусе и приемную трубу. Все корпусы сообщаются между собой. При этом имеется в виду, что все количество жидкости, которое должно попасть на прием насоса, равномерно распределяется по всем корпусам, вследствие чего скорость движения жидкости в каждом корпусе соответственно снижается и отделение газовых пузырьков от жидкости усиливается. Основные размеры многокорпусного якоря могут быть определены по приведенным выше формулам. Только под Ряк следует понимать суммарную площадь проходного сечения всех корпусов. Для хорошей работы многокорпусного якоря расход жидкости через все корпусы должен быть одинаковым. [23]
В скважинах, где приток нефти не соответствует ( меньше) производительности глубинного насоса, применяют режим периодической откачки, заключающийся в периодическом включении п выключении глубиннонасосной установки. [24]
Таким образом, по 4-му варианту учитывается угнетение добычи нефти из-за ограниченной производительности глубинных насосов. [25]
Анализ полученных результатов показывает, что при обводнении добывающей скважины необходимо значительное увеличение производительности глубинного насоса. [26]
Еще раз обращаем внимание, что при том или ином ограничении производительности закачки и производительности глубинного насоса добывающей скважины производимое ( благодаря изоляции обводненного нефтяного слоя) сокращение текущего объемного дебита жидкости в 2 2 - 3 0 раза приводит к заметному или значительному увеличению текущего дебита нефти. [27]
Но после перехода этой грани простая логика омаетсч при более высоком пластовом давлении завышение производительности глубинного насоса на 5 - 10 % приводит к катастрофическому снижению дебита нефти с 30 т / сут до 10 т / сут и катастрофическому снижению забойного давления до 10 ат; при более низком пластовом давлении рпл НО ат завышение производительности глубинного насоса на 15 - 20 % и более приводит к резкому снижению дебита нефти с 20 т / сут до 10 т / сут и забойного давления до 10 ат; при еще более низком пластовом давлении рпл 100 ат завышение производительности глубинного насоса на 50 - 75 % дает увеличение дебита нефти с 10 т / сут до 16 5 т / сут и снижение забойного давления до 70 ат, более значительное увеличение производительности на 80 - 85 % приводит к снижению дебита нефти с 16 5 т / сут до 13 4 т / сут, а еще более значительное увеличение производительности на 100 - 200 % приводит к снижению дебита нефти до 8 - 10 т / сут и снижению забойного давления до 10 - 20 ат; наконец, случай, когда пластовое давление снизилось и приблизилось к давлению насыщения рпл 90 ат, когда без снижения забойного давления ниже давления насыщения вообще нет дебита нефти; максимальный дебит нефти 12 1 т / сут получается при производительности глубинного насоса дшгн 21 т / сут и забойном давлении 50 - 60 ат, дополнительное увеличение производительности глубинного насоса в 1 5 - 2 раза приводит к снижению дебита нефти до 7 - 8 т / сут и забойного давления до 10 - 20 ат. [28]
При рациональном максимальном дебите нефти добывающей скважины, равном 20 т / сут, завышение производительности глубинного насоса в два раза может привести к кратковременному увеличению дебита нефти до 30 - 40 т / сут и последующему долговременному снижению дебита нефти до 5 т / сут. [29]
В условиях неудовлетворительной информации о работе скважин многие нефтепромысловые работники непоколебимо уверены, что лучше завысить производительность глубинных насосов, спускаемых в добывающие скважины. При нежелании и неумении устанавливать индивидуально по скважинам рациональные отборы устанавливают форсированные отборы, не ведая, что часто увеличение отбора жидкости приводит к прямо противоположному результату - к уменьшению отбора нефти. [30]