Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

ТАБЛИЦА

IV.16

ОСНОВНЫЕ

ТЕХНИЧЕСКИЕ

ДАННЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

ДЛЯ СТАНКОВ-КАЧАЛОК

Двигатель

АОП-41-4

АО2-22-4

АОП-42-4

АО2-31-4

АОП-51-4

АОП2-41-4

АОП2-42-4

АОП-52-4

АОП2-51-4

АОП-62-4

Номиналь-

ная

мощ-

ность,

кВт

1,7

2,2

2,8

3,0

4,5

4,0

5,5

7,0

7,5

10,0

К.п.д.*

81,0

82,5

83,0

83,5

84,5

85.0

87,0

86,0

88,0

86,5

COS If*

0,82

0,83

0,84

0,85

0,81

0,82

0,86

0,83

0.87

Двигатель

АОП2-52-4

АОП-63-4

АОП2-61-4

АОП-72-4

АОП2-71-4

АОП-7Э-4

АОП2-72-4

АОП-84-4

АОП2-81-4

АОП2-82-4

Номиналь-

ная

мощ-

ность,

кВт

10,0

14,0

13,0

20,0

22,0

28,0

30,0

40,0

46,0

55,0

К.п.д,*

88,0

87,5

88,0

89,5

89,0

90,0

91,0

92,0

соз ip*

0,83

0,87

0,84

0,87

0,85

0,87

0,85

0,88

0,89

При

номинальной нагрузке.

табл.

IV.16,

имеют частоту вращения вала от 1420 до 1470 об/мин, крат-

ность

пускового момента их, т. е. отношение начального пускового момента

номинальному, равна

1,8—2,0,

кратность максимального момента состав-

ляет

2,2—2,8.

Кроме приведенных в табл. IV. 16, выпускаются также элек-

тродвигатели той же номинальной мощности, но с частотой вращения вала

960—980

об/мин.

Наряду с перечисленными энергетическими характеристиками рекоменду-

ется также определять:

удельный расход энергии на подъем жидкости и нефти.

-™уд ж —

-"уд ж —

Луди—

-Д) Дж

сРжс

уд ж

3,6-

•"уд ж

10'

кВт

•

кг

•ч

—В т

ъ =

суточный расход электроэнергии

УТ=24-10~

/поли

кВт-ч.

КОФФИЦИЕНТ

ЭКСПЛУАТАЦИИ

И МЕЖРЕМОНТНЫЙ ПЕРИОД

РАБОТЫ

ШТАНГОВОЙ

НАСОСНОЙ

УСТАНОВКИ

Коэффициент

эксплуатации штанговой насосной установки

'к

(' рем т *орг)

(IV. 169)

(IV. 170)

(IV.171)

(IV.172)

(IV. 173)

где Гц,

ем,

?орг — время соответственно календарное, простоя, связанного

ожиданием и проведением подземного или текущего ремонта скважины

(ПРС)

и оборудования, организационного простоя, не связанного с проведе-

нием

ПРС, ч.

Величина <

рг может определяться по фактическим данным для каждого

месторождения или по нормативам, a

veM

должна рассчитываться, исходя

из

числа ПРС и продолжительности каждого.

171

основным видам аварий подземной части насосного оборудования

от-

носятся

аварии

колонной штанг (обрывы, отвороты), износ

выход

из

строя насоса

и его

отдельных элементов (плунжер, клапаны). Первая группа

отказов составляет

среднем

от 25 до 40% от

общего числа аварий

под-

земного оборудования;

на

смену насоса

промывку клапанов приходится

примерно

30 и 20%

соответственно.

настоящее время считается,

что от

параметров режима эксплуатации (таких,

как

дебит, обводненность продук-

ции,

диаметр

глубина спуска скважинного насоса, скорость откачки) зави-

сит только частота аварий

со

штангами,

частота прочих видов аварии

не

зависит

от

названных факторов.

Поэтому общее число подземных ремонтов

в год

ЛГрем=У+11пр,

(IV.174)

где

у —

вероятная частота ремонтов, связанных

ликвидацией аварий

со

штанговой колонной

течение

года;

т)

пр

—

число прочих

ПРС в год.

Величина Ti

p определяется

по

фактическим данным эксплуатации

обо-

рудования

на

конкретном месторождении

или

рассчитывается

по

нормати-

вам.

Для

оценки

же

вероятной частоты аварий штанговой колонны, вызван-

ных

усталостью

материала штанг, можно пользоваться различными форму-

лами.

Одна

из них

предложена

А. С.

Вирновским:

(IV.175)

где

с', k —

числовые коэффициенты, зависящие

от

предела усталостной проч-

ности

физических свойств материала штанг.

Эти

величины определялись

путем статистической обработки фактических данных.

Так, для

условий ряда

нефтяных промыслов Баку было установлено,

что

величина

k для

штанг

из

углеродистой стали, работающих

неосложненных условиях, составляет

0,75—1,0,

с'я=0,533.

Формула

(IV.175)

применима

первую очередь

для

средних условий

эксплуатации

по

глубине спуска

числу качаний.

Для

больших глубин

высоких чисел качаний,

также

при

откачке сильно коррозионных жидкостей

коэффициент

может быть больше

1 и

даже

достигать значений

k=2.

Другой

вид

зависимостей

для

оценки вероятной частоты обрывов штанг

предложен

работе

[39]:

nn-i; \в'

-'(£

— L

) ' (IV. 176)

lg-jr-»

(IV.

177)

где

Lnp, i'np —

максимальная глубина спуска насоса,

на

которой приведен-

ные

напряжения

штангах достигают предельно допускаемой величины,

м;

АБЛ иц А IV.17

ЗНАЧЕНИЯ

КОЭФФИЦИЕНТОВ,

ВХОДЯЩИХ

ФОРМУЛЫ

(IV. 176) и (IV. 177)

Диаметр

насоса

и^,

мм

1235

1517

1894

2054

2252

2283

Ишимбайнефть

(IV. 176)

0,870

0,755

0,690

0,644

0,623

0,560

В'

1,64

1,37

1,41

1,48

1,52

Туймазанефть

"пр- -

1052

1405

1667

1982

2195

2520

(IV.

177)

А'

0,198

0,222

0,174

0,224

0,236

0,274

172

А,

А', В' —

числовые коэффициенты, определяемые статистическим методом

по

фактическим данным.

Значения

этих параметров

для

условий Туймазинского месторождения

группы Ишиибаевских месторождений приведены

табл.

IV. 17.

Общий

недостаток приведенных зависимостей

— их

недостаточная

уни-

версальность,

т. е. они

довольно точно отражают особенности эксплуатации

оборудования

на

конкретном месторождении,

для

условий которого

они

были

получены,

или

сходных

с ним, но, как

правило,

не

могут

быть распро-

странены

на

другие

месторождения,

существенно отличающимися условия-

ми

эксплуатации. Поэтому целесообразно установить зависимость

между

по-

казателем надежности штанговой колонны, например, величиной

у, и

неко-

торой обобщенной переменной, которая,

свою очередь, является функцией

параметров режима эксплуатации. Таким параметром может быть приведен-

ное

напряжение

точке подвеса штанг Стпр-

Анализ исследований

по

обрывности штанг, проведенных

ряде нефте-

добывающих районов страны

различными условиями эксплуатации, пока-

зал,

что при

значениях приведенного напряжения

точке подвеса штанг,

далеких

от

предельно допускаемых

(а

пр

^40—60

мПа),

зависимость вероят-

ной

частоты обрывов штанг

от

приведенного напряжения имеет одинаковый

характер

для

разных месторождений

и для

оценки этой зависимости может

быть использована единая формула.

Такая

формула, полученная

на

основе работ, выполненных

под

руковод-

ством

М. М.

Саттарова, имеет следующий

вид:

0,012<

"-"Л"о*

[»пр]

— °пр '

(IV.

178)

где

А", В" —

числовые коэффициенты, зависящие

от

диаметра плунжера,

(табл.

IV.

18);

[а

р] —

допускаемое приведенное напряжение.

Зависимость

(IV.178)

более удобна

для

использования

сравнения

раз-

личных режимов работы насосной установки,

чем

формулы

(IV.175)

—

(IV.177),

так

как

величина

ВР

—

обобщающий показатель, зависящий

от

основных

параметров режима откачки, глубины спуска

диаметра насоса, конструкции

штанговой колонны

и т. д.

После

того

как по

одной

из

приведенных формул

будет

определена

ве-

роятная

частота обрывов штанговой колонны

у,

можно установить общее

число ремонтов

в год

peM

по

формуле (IV. 174)

время простоя скважины

Грем, связанное

проведением

ПРС,

(Мрем,

(IV.179)

(IV.

180)

межремонтный период работы насосной установки

'к

'рем

мрп —

рем

где

], <р

, tom —

время, затрачиваемое соответственно

на

ремонт

по

ликви-

дации обрыва штанг,

на

ремонт, относящийся

ко

второй группе,

на

ожида-

ние"

ПРС,

ч.

ТАБЛИЦА

IV.18

Коэффи-

циент

А"

В"

,32

,52

too

,36

,48

Диаметр

,39

,41

насоса,

,43

,37

мм

0,29

1,64

,29

,65

,37

173

Наконец

по

формуле

(IV.135)

можно определить коэффициент эксплуа-

тации

т)э и

годовой отбор нефти

из

скважины

=365Q»,

(l— В)т1эрндег/10

[т]. (I

ЗАТРАТЫ

НА ПОДЪЕМ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИНЫ

Для сопоставления показателей различных вариантов компоновки обору-

дования

режима

его

работы необходимо рассчитывать экономические

по-

казатели

для

каждого

из

вариантов.

При

этом

нет

необходимости суммиро-

вать

все

статьи затрат, относящихся

соответствующему показателю; нужно

учитывать только переменные затраты,

т. е.

зависящие

от

типоразмера штан-

говой насосной установки

режима

ее

работы.

Согласно отраслевым требованиям,

при

расчете условной себестоимости

условных приведенных затрат

на

подъем нефти

из

скважины необходимо

учитывать следующие статьи затрат.

1. Капитальные вложения

для

оборудования скважины штанговой насос-

ной

установкой

учетом

стоимости: самой установки, строительно-монтаж-

ных работ

резервного оборудования, необходимого

для

нормальной работы

установки

(в

доле, приходящейся

на

одну скважину).

2. Эксплуатационные расходы, приходящиеся

на

одну скважину

в год

зависящие

от

типоразмера

режима работы установки.

этой группе относятся:

затраты

на

энергию,

расходуемую

для

подъема жидкости

на

поверх-

ность;

затраты

на

подземный текущий ремонт скважин

наземного оборудо-

вания;

амортизационные отчисления

от

стоимости оборудования.

Затраты рассчитываются

следующем порядке.

1. Капитальные затраты

на

оборудование скважины штанговой насосной

установкой включают стоимость станка-качалки, насосно-компрессорных

труб,

штанг,

устьевого

дополнительного оборудования

(с

учетом

резервного

обо-

рудования), определяемые

по

действующим прейскурантам,

также стои-

мость строительно-монтажных работ.

Стоимость станка-качалки

выбирается

по

табл.

IV. 19.

Стоимости колонн насосно-компрессорных

труб

штанг

НКТ

"ИСТ

Г — ТУТ *

ШТ

шт — "*шт i g >

(IV.

182)

(IV.

183)

ТАБЛИЦА IV.19

СТОИМОСТЬ СТАНКОВ-КАЧАЛОК

Станок-качалка

1СК1-0,6-100

2СК1,25-0,9-250

1СК

1,5-0,42-100

2СК2

0,6-250

ЗСК2-1,05-400

ЗСК2-1,8-700

ЗСКЗ-0,75-400

4СКЗ-1,2-70

5СК4-2,1-1600

Стоимость

комплекта

ск

руб.

680

900

680

900

1100

1600

1100

1600

2200

Станок-качалка

6СК4-3-2500

5СК6-1,5-1600

6СК6-2,1-2500

7СК8-3.5-4000

7СК8-3,5-6000

8СК8-5-8000

7СК12-2,5-4000

7СК12-2,5-6000

8СК12-3,5-8000

Стоимость

комплекта

ск- ГО

3000

2200

3000

5200

6000

8200

5200

6000

8200

174

ТАБЛИЦА

IV.20

СТОИМОСТЬ

1 Т

НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ (МАРКА

Е,

ГЛАДКИЕ)

Условный

диаметр НКТ,

мм

Расчетная

масса

! м

труб

•W

кг

4,5

7,0

9,5

Цена

за 1 т

«*

нкг

РУ

351

335

318

Условный

диаметр НКТ,

мм

102

114

Расчетная

масса

1 м

труб

W-

кг

13,7

15,8

19,1

Цена

за 1 т

труб

гат

, руб.

297

271

263

где

НК

— стоимость 1 т насосно-компрессорных

труб,

руб.;

j—

расчет-

ная

масса 1 м

труб,

кг; а

п — стоимость одной штанги, руб.; /

т( — длина

i-й ступени штанговой колонны, м.

Величины Онкт, <7нкт выбираются по табл.

IV.20

для

труб

соответствую-

щего диаметра, а а

п — по табл. IV.21 в зависимости от диаметра штанг и

допустимого приведенного напряжения

[о"пр]-

Оборудование прочих видов (устьевое, дополнительное) учитывается по

фактической

стоимости и должно задаваться в числе исходных данных.

Стоимость строительно-монтажных работ Смонт принимается по действую-

щим

расценкам для данного района и также должна задаваться предвари-

тельно.

Так, например, по рекомендации института

СибНИИНП

стоимость

монтажа оборудования принимается равной 23% от стоимости станка-ка-

чалки.

ТАБЛИЦА

IV.21

СТОИМОСТЬ

НАСОСНЫХ ШТАНГ

Условный диаметр

штанг,

мм

Оптовая пена

(pv6.)

за

одну штангу

при

следующих значениях допу-

скаемого приведенного напряжения

[а 1 (по

Одингу)

90МПа

4,5

5,4

6,7

8,8

ПО

МПа

6,1

7,7

10,35

13,15

120 МПа

6,6

8,3

10,5

13,85

Капитальные

затраты на оборудование штанговой насосной установки

2кап=Лреэ(Сск+СнктЧ-Сшт-|-Су

о)-(-Сионт+Сдоп,

(IV.184)

где

Крез

— коэффициент резервирования оборудования; С

у 0

, С

доп

— стои-

мость соответственно

устьевого

и дополнительного оборудования, руб.

2. Энергетические затраты Z

включают затраты на потребляемую

активную мощность Z

потр и плату за установленную мощность Z

3B ус

т:

ПОТР=

3B у

ст=

А',Д

„ZQr,

(IV. 185)

(IV.186)

(IV. 187)

с кВт/ч потребляемой электроэнергии, руб/(кВт-ч);

Сует

—плата за установленную мощность, руб/(кВттод); ЛГ

уст

— установ-

ленная

мощность электродвигателя станка-качалки, кВт;

Казн

—

коэффи-

циент,

учитывающий расходы на содержание линий электропередач.

175

потр-т-^эн

уст,

где С

— стоимость 1

ТАБЛИЦА

IV.22

НОРМЫ

АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ

ЗА

НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Оборудование

Станок-качалка

Насосно-компрессорные

трубы

Насосные

штанги

Устьевое

оборудование

Условное

обозначение

норм амортизации

ск

^НКТ

•<4шт

•"уо

Годовая норма аморти-

зации,

доля единицы

0,12

0,10

0,20

0,12

Показатели

С„ и

уст

установлены

для

каждого нефтяного района.

Так,

для Башкирии С

=0,006 руб/(кВт-ч),

уС

т=17,9 руб/(кВт-год).

Коэффи-

циент

Клаа

может быть принят равным

1,1—1,2.

3. Расходы

на

подземный ремонт скважин

рс=СремЛГрвм, (IV.

188)

где Срем

—

стоимость одного ремонта

по

фактическим данным

или по нор-

мативам,

руб.

4. Амортизация оборудования. Затраты

по

этой статье рассчитываются

соответствии

установленными нормативами:

2ам

(-^скСск-Ь"НктСнкт-|-^»штСшт~Г-Луо^'уо"гСс

н^с

нТ^^допСдоп)Аи

р»

(IV.189)

где

А —

идентификатор

соответствующим индексом, определяет долю

от-

числений

на

амортизацию данного вида оборудования (табл.

IV.22);

в —

стоимость скважинного насоса,

руб.; N

в —

годовой

расход

скважинных

на-

сосов

на

скважину,

шт.; Кк р —

коэффициент, учитывающий отчисления

на

капитальный

ремонт оборудования; Ккр=1,1—1,2.

Условный диаметр насоса,

мм . . 28 32 38 43 55 68 93

Средняя

стоимость насосов

НСН

иНСВСс,

руб 62 62 74 74 96 126 162

Рассчитав

по

приведенным формулам затраты

по

статьям, зависящим

от

оборудования

режима

его

работы, можно определить:

себестоимость подъема

1 т

нефти

на

поверхность

(IV.

190)

удельные капитальные затраты

Луд-ZKan/SQr;

(IV.191)

условные приведенные затраты

пр

=£„/(уя+С,

(IV.

192)

где

£н —

отраслевой нормативный коэффициент окупаемости капитальных

вложений; £

=0,17.

ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ

РАСЧЕТОВ

ПРИ

ВЫБОРЕ

ШТАНГОВОЯ

НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ

Выбор типоразмера и режима работы

Вариант компоновки штанговой насосной установки

режима

ее

работы,

обеспечивающего заданный плановый отбор нефти, выбирается следующим

образом.

1. Задаются набором исходных данных

для

расчета зависимостей объем-

ного коэффициента нефти

от

давления

количества растворенного

нефти

газа

от

давления

(см. I

часть Справочного руководства).

176

Скорость воплывания газовых пузырьков в жидкости у приема насоса

тр=0,02 м/с при В<0,5; t7ornp=O,17 м/с при 63*0,5.

ИСХОДНЫЕ

ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТОВ

Глубина скважины L

, м 1600

Диаметр эксплуатационной колонны D

, м 0,150

Планируемый дебит жидкости

жпл

/сут

26,2

Объемная обводненность жидкости В, доля единицы 0

Плотность дегазированной нефти р

н дег

, кг/м

850

Плотность пластовой воды р

, кг/м

СО

Плотность газа (при стандартных условиях) р

г0

, кг/м

1,4

Газовый фактор G

, м

/м

59,4

Вязкость нефти v

, м'/с 3- 10~

Вязкость во;ы v

, м

/с 10~

Давление насыщения нефти газом

кас

МПа 9

Пластовое давление р

пл

, МПа 11

Устьевое

давление р

, МПа 1,53

Средняя

температура в стволе скважины, К 303

Коэффициент

продуктивности К

пр

, м

/(с-Па)

1,02-10""

Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения

нас

... 1,16

2. По одной из изложенных методик (см. стр. 72) строится кривая рас-

пределения давления по стволу скважины, начиная от забоя и до глубины,

где давление становится минимально допустимым (см. IV. 12) или объемное

газосодержание достигает максимально допустимой величины.

Численное

значение |$пр max должно задаваться для конкретного место-

рождения в зависимости от свойств добываемой продукции. Так, по опыту

эксплуатации насосных скважин установлено, что при откачке газожидкост-

ной

смеси с газосодержанием

р5*(0,70—0,80)

плунжер при

ходе

вниз уда-

ряется о жидкость и это приводит к резкому росту числа обрывов штанг.

Поэтому, если нет ограничений, то рекомендуется принимать р

р тах=0,75*

3. Выбирается глубина спуска насоса.

Выбор глубины спуска насоса, а следовательно, давления на его приеме—

одно из важнейших условий эффективной и надежной работы всей насосной

установки. С одной стороны, глубина спуска насоса должна быть достаточ-

ной

для обеспечения высоких значений коэффициента наполнения, с другой—

по

возможности минимальной, чтобы не произошло чрезмерного роста на-

грузок на штанги и станок-качалку, а также увеличения затрат на оборудо-

вание и подземный ремонт.

Необходимое давление на приеме насоса зависит, в первую очередь, от

содержания свободного газа.

Если свободного газа в откачиваемой смеси содержится мало, что воз-

можно,

например, при высокой (свыше 80%) обводненности жидкости или

низком

газовом факторе, то минимально необходимо давление на приеме

насоса зависит от потерь напора во всасывающем клапане и может быть

рассчитано, например, по формуле

(IV.12).

Согласно практическим рекомен-

дациям при дебите скважины менее 100

/сут

и вязкости жидкости не бо-

лее 10~

/с можно принимать погружение насоса под динамический уро-

вень равным

20—50

м, что

соответствует

давлению на приеме насоса при-

мерно

0,16—0,40

МПа.

При

значительном содержании свободного газа в откачиваемой продук-

ции

трудно заранее выбрать оптимальное давление на приеме насоса. Для

каждого нефтяного района разрабатываются конкретные рекомендации. Так,

для месторождений Татарии и Башкирии оптимальное давление на приеме

насоса составляет

2,0—2,5

МПа. Для Арланского месторождения оно при-

нимается равным 3 МПа. В среднем оптимальное давление на приеме насоса

должно составлять примерно 30% от давления насыщения.

Следовательно, основанные на практическом опыте эксплуатации реко-

мендации по установлению давления на приеме и глубины спуска насоса

177

ТАБЛИЦА

IV.23

ОБЛАСТИ

ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ

Насос

НСН1

НСН2

НСН5

(с

плунжером

длиной

1500 мм)

НСН2Т

НСН2В

НСНА

НСВ1

НСВ2

НСВ1В

НСВГ

НСВ1П

Условный

размер

насоса,

мм

38/55

55/43

Максималь-

ная

длина

хода

плун-

жера,

мм

900

3000

4500

45С0

4500

3000

4500

3500

4500

3500

6000

3500

6000

3500

Максимальная

идеальная

по-

дача

при

«=10

ход/мин,

/CVT

8,0

10,5

19,0

31,0

35,0

94,5

155,0

235,0

440,0

94,5

155,0

63,0

103,5

35,0

94,5

155,0

73,5

120,0

235,0

440

31,0

41,0

98,5

125,5

207,0

41,0

98,5

125,5

207,0

41,0

57,5

73,5

120,0

64,0

73,5

31,0

41,0

57,5

73,5

1200

Макси-

мальная

глубина

спуска,

1200

1000

1200

2200

1800

1600

800

2200

1800

1200

1000

1200

1500

'2Г0

15С0

1200

1000

800

2500

2200

3500

1500

1200

3500

30С0

2500

2200

2000

1500

1200

2500

2200

2000

1500

1200

Вязкость

жидкости

мПл-с

(не

более)

£5

100

Содержание

механиче-

ских

приме-

сей,

об.

До

0,05

До

0,05

До

0,2

Более

0,2

Более

0,2

Дэ

0,05

До

0,05

До

0,05

Более

0,2

До

0,05

До

0,02

Примечание.

Для

всех

типоразмерот насосот

ус

танавливаются также предельная

минерализация

воды, равная

200 мг/л,

содержание серотодорода

— не

Солге

0,1 о5 % и

рН

—

не

менее

6,8.

178

могут

обеспечить приемлемую точность расчетов только для хорошо изу-

ченных месторождений. Поэтому при выборе оптимального типоразмера

уста-

новки

и режима ее работы рекомендуется задаваться несколькими вариан-

тами возможных глубин спуска насоса и для каждого варианта проводить

расчеты.

Следует

учитывать, что на конкретном месторождении возможный диа-

пазон

глубин спуска насосов может быть ограничен по тем или иным при-

чинам

технологического или технического характера, например, из-за отло-

жений

солей или парафина, различной кривизны ствола скважины и т. д.

4. Выбор скважинного штангового насоса.

Выбирать тип и размер насоса

следует

в соответствии с действующей

настоящее время Инструкцией по эксплуатации скважинных штанговых на-

сосов, согласно которой при выборе учитываются состав откачиваемой жид-

кости (наличие песка, газа и воды) и ее свойства, дебит скважины и высота

подъема жидкости.

Если по условиям эксплуатации возможно применение как вставных, так

невставных насосов, то

следует

учитывать, что первые предпочтительно

использовать при больших глубинах спуска и необходимости часто извлекать

насосы из скважины. Однако вставные насосы спускают на колонне

труб

большего диаметра, чем невставные, следовательно, капитальные затраты и

амортизационные отчисления для них более высокие (табл.

IV.23).

Группа посадки насоса выбирается в зависимости от вязкости, обводнен-

ности,

температуры откачиваемой жидкости и глубины спуска насоса.

Насосы

с группой посадки 0 и I рекомендуются для откачки легкой,

маловязкой нефти при глубине спуска более 1200 м в скважинах с повышен-

ными

устьевыми давлениями. Насосы II группы посадки

следует

применять

для откачки жидкости малой и средней вязкости с глубины до 1200 м при

средней температуре. Насосы III группы посадки рекомендуется использовать

для откачки высоковязкой жидкости, а также жидкости с высокой темпе-

ратурой или повышенным содержанием песка и парафина.

При

скорости откачки

sn^34

м/мин рекомендуется применять клапан-

ные узлы с одним или двумя шариками, причем последние неприемлемы для

скважин с малым погружением насоса под динамический уровень. Клапан-

ные узлы с увеличенным проходным сечением рекомендуется применять при

повышенных скоростях откачки sn>34 м/мин или повышенной вязкости жид-

кости.

При

наличии на приеме насоса свободного газа

следует

устанавливать

газовые якоря. В скважинах с высоким содержанием песка в откачиваемой

жидкости на приеме насоса рекомендуется устанавливать

«хвостовик»

из на-

сосно-компрессорных

труб

малого диаметра (33 и 48 мм) или специальный

якорь.

Для предварительного выбора диаметра насоса можно использовать диа-

грамму А. Н. Адонина (см. рис.

IV.5).

Однако для повышения точности и

надежности выбора рекомендуется не ограничиваться только этим диаметром,

а подобрать еще один-два близких по размеру (табл.

IV.23).

Насосы

скважинные штанговые невставные НСН1

предназначены для эксплуатации нефтяных скважин с глубиной подвески

насоса не более 1200 м в неосложненных условиях. Насос снабжен всасы-

вающим и нагнетательным клапанами, расположенными в верхней части

плунжера.

Насосы

скважинные штанговые невставные НСН2

предназначены для эксплуатации нефтяных скважин в неосложненных усло-

виях с глубиной подвески не более

2200

м. Насос снабжен одним или двумя

нагнетательными клапанами. От насосов НСН1 эти насосы отличаются ло-

вильным устройством. При необходимости возможна установка клапанных

узлов увеличенного проходного сечения.

Насосы

скважинные штанговые вставные НСВ1 пред-

назначены

для эксплуатации нефтяных скважин в неосложненных условиях

с глубиной подвески до

2500

м. Замок расположен в верхней части насоса.

179

„ ТАБЛИЦА

IV.24

ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Диаметр трубы,

мм

услов-

ный

наруж-

ный

внут-

ренней

Толщи-

на

стен-

ки,

мм

Площадь

сечения

тела

тру-

бы

по

ме-

таллу,

см

Высаженная

часть,

мм

Наружный

диаметр

длина

Теоретическая масса,

кг

глад-

ких

труб

двух

вы-

саженных

частей од-

ной

трубы

муфты

Предельная глубина спуска одноразмерной

колонны

НКТ

скважину,

марки стали

К Е

102

114

48.3

60,3

73,0

88,9

101,6

U4.3

40,3

50,3

62,0

59,0

76,0

88,6

100,3

4.0

5,0

5,5

7,0

6,5

7,0

5,6

8,7

11,6

14,5

16,7

19,5

24,0

Трубы

гладкие

___

—

4,39

6,84

9,16

11,39

13,32

15,22

18,47

0,5

1,3

2,4

3,6

4,5

5,1

1100

1200

1300

1400

1250

1400

1650

1700

1900

16С0

1650

1600

1850

1900

2050

1800

2100

2200

2400

2С50

2100

2400

2500

2750

2400

2450

Трубы

высаженными

наружу

концами

00 00

102

114

33,4

42,2

48,3

60,3

73,0

88,9

101,6

114,3

26,4

35,2

40,3

50,3

62,0

59,0

76,0

73,0

88,6

100,3

3,5

4,0

5,0

5,5

7,0

6,5

8,0

6,5

7,0

2,3

4,2

5,6

8,7

11,6

14,5

16,7

20,2

19,5

24,0

37,5

46,0

53,2

65,9

78,8

95,2

107,9

120,6

102

108

2,58

3,34

4,39

6,84

9,16

11,39

13,22

,98

15,22

18,47

0,1

0,2

0,4

0,7

0,9

0.9

1.3

1.4

1,6

0,5

0,7

0,8

1,5

2,8

4,2

5,0

6,3

500

400

1900

1950

2000

1950

700

550

2250

2650

2600

2700

2600

750

600

2800

2900

2850

2950

2900

900

700

3200

3250

3200

3300

3350

3300

1050

800

3700

3750

3700

3800

3900

3800