Рисунок 2 – Динамограмма ШСНУ

Таким образом, обработка динамограммы дает возможность определить количественные и качественные показатели работы ШСНУ: нагрузки и напряжения в полированном штоке, длину хода плунжера и полированного штока, коэффициент наполнения насоса, герметичность приемной и нагнетательной частей насоса, влияние газа, правильность посадки плунжера, наличие утечек в НКТ, отвороты и обрывы штанг или штанговых муфт, заклинивание плунжера.

По динамограмме работы ШСН в среде, содержащей свободный газ, также определяют давление у приема насоса, дебит жидкости и дебит газа.

Как правило, динамометрирование должны проводить в первый же день после спуска насоса в скважину и при изменениях режима откачки и подачи насоса, а также в процессе его работы для своевременного выявления различных неполадок.

Для установления в каждом конкретном случае характера осложнений целесообразно воспользоваться типовыми динамограммами.

Измеряемую нагрузку G определяют умножением показания динамографа С (мм) по оси ординат на масштаб усилий Р (60 Н/мм):

G = CP.

Перемещение полированного штока и плунжера рассчитывают умножением расстояния между заданными точками по оси абсцисс на масштаб хода.

Расстояние между перпендикулярами, опущенными из крайний точек динамограммы (точки А и В) на ось, соответствует ходу полированного штока S. Ход плунжера Sпл соответствует расстоянию между перпендикулярами, опущенными на ось из точек Б и В.

Потеря хода полированного штока равна ∆S=S—Sпл, а коэффициент подачи насоса - η≈Sпл/S.

На рисунке 3 приведены типовые формы динамограмм /7/. Расшифровка динамограмм требует учета различных факторов.

Рассмотрим, например, динамограммы 23, 27, 28. Они соответственно, характеризуют, помимо высокой посадки и запаздывания закрытия нагнетательного клапана, негерметичность торцов втулок.

Так, например, динамограмма 23 показывает выход плунжера насоса НСН из цилиндра. Такая же форма динамограммы получена при разъедании у насоса НСН2 и НСВ1 одного стыка втулок в верхней части цилиндра и второго — в нижней части. Плунжер, находясь в нижней части, перекрывает разъеденную часть, и утечка не происходит, при ходе вверх он открывает путь для утечки жидкости. Динамограмма 27 указывает на разъедание стыка втулок посередине цилиндра.

Рисунок 3 - Типовые динамограммы ШСНУ:

1-3 - нормальная работа насоса: Н<1000 м, H>1000 м, H>1500 м соответственно; 4-6 - утечки в нагнетательной части: средняя, большая утечки; выход из строя нагнетательной части соответственно; 7 – 9 - утечки в приемной части: средняя, большая утечки, выход изстроя приемной части соответственно; 10-12 - утечки в приемной и нагнетательной частях; 13-15 - влияние газа на работу насоса: влияние пластового газа; изменение контура; влияние газа н утечки в нагнетательной части соответственно; 16-18 - прихват плунжера насоса: НСН2, НСВ1 c выходом из замковой опоры, заедание песком соответственно, 19 -20 - утечки в НКТ; 21-22 – фонтанирование; 23 — высокая посадка плунжера в НСН2; 24 - то же, в НСВ1 без слива из замковой опоры; 25 - низкая посадка плунжера в НСН2; 26 - то же, в НСН1; 27, 28 - негерметичность насоса; 29 - обрыв или отворот штанг в нижней части; 30 - то же, в верхней части; 31-34 - низкий динамический уровень (33 - пробка, 34 - заедание песком).

На динамограмме 28 показан случай, когда разъедены стыковые соединения, расположенные в таких местах, что плунжер в нижнем и в верхнем положениях перекрывает их, а утечка происходит на середине хода плунжера. На динамограмме при этом в середине хода получается провал (показан стрелками).

Следует отметить, что в настоящее время все шире используют телеконтроль за работой штанговых скважинных насосов. Анализ многочисленных телединамограмм показал, что при четкой налаженной работе датчиков по ним можно определить такие явления, как влияние газа, применение уровня, обрыв или отворот штанг, заклинивание плунжера, низкую и высокую посадку насоса, выход из строя клапанов и др. В связи с отсутствием нулевой линии невозможно определить величину пропуска жидкости в приемной и нагнетательной частях насоса, высоту динамического уровня, степень влияния газа, течь в трубах, коэффициент наполнения насоса и потерю хода ∆S, а также производить расчет нагрузок, необходимых для подсчета напряжения в штангах /7/. Поэтому при исследовательских работах необходимо обязательно пользоваться гидравлическим динамографом.

5. Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы с учетом деформации штанг и труб

5.1 Исходные данные

Глубина скважины L0, м……………………… …………… …….…1600

Диаметр эксплуатационной колонны Dс, м…………… ……………0,150

Планируемый дебит жидкости Qж пл, м3/сут………………… ….26,2

Объемная обводненность жидкости В, доля единицы… ………… .… 0

Плотность дегазированной нефти ρн дег, кг/м3………………….…… 850

Плотность пластовой воды ρв, кг/м3………………… ………….……1100

Плотность газа (при стандартных условиях) ρг о, кг/м3…………… 1,4

Газовый фактор G0, м3/м3……………………………………… .…59,4

Вязкость нефти νн, м2/с……………………………………………….3∙10-6

Вязкость воды νв, м2/с………………………………………… ………10-6

Давление насыщения нефти газом Рнас, МПа……………………….… 9

Пластовое давление Рпл , МПа…………………………….………….…11

Устьевое давление Ру, МПа……………………………………………1,53

Средняя температура в стволе скважины, К………………………….303

Коэффициент продуктивности Кпр, м3/(с∙Па)……………….… 1,02∙10-10

Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения bнас…….1,16

.

5.2 Расчеты

1. Определим дебит нефти:

2. Забойное давление:

3. Строим кривую распределения давления по стволу скважины при Рзаб=8,03 МПа (рисунок 4).

Рисунок 4 - Кривые распределения давления по стволу скважины (1) и колонне НКТ (2).

4. Глубину спуска насоса выбираем, исходя из оптимального давления на приеме, примерно равного 2,6 МПа. По графику (рисунок 4) находим, находим что при Lн=900 м Рпр=2,56 МПа. Эту глубину и выбираем в качестве глубины спуска.

5. По диаграмме А. Н. Адонина выбираем диаметр насоса, который для Lн=900 м и Qж пл=26,2 м3/сут равен 38 мм. По таблице IV.25 /6/ выбираем насос НСВ1-38, пригодный для неосложненных условий эксплуатации (с обычными клапанами), II группы посадки с зазором δ=100 мкм (10-4) в плунжерной паре.

Таблица 13

Характеристика насосных штанг