Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Фактическая производительность — насос
Фактическая производительность насоса всегда ниже теоретической и зависит от многих переменных. При изготовлении роторного насоса зазоры между трущимися рабочими поверхностями стремятся сделать минимальными для сокращения перетоков. При небольшой разности давлений на нагнетательной и на всасывающей линиях фактическая производительность насоса приближается к теоретической. С увеличением разности давлений фактическая производительность уменьшается, так как возрастают-перетоки жидкости. При перекачке маловязких жидкостей перетоки, вообще г & воря, больше, чем при жидкостях с большой вязкостью, однако очень вязкие жидкости не успевают заполнять всасывающую полость, вследствие чего фактическая производительность также падает. При значительной высоте всасывания из жид-кости начинается выделение растворенного в ней газа, который частично заполняет внутреннее пространство насоса и снижает его производительность. При испарении жидкости под влиянием разрежения в насосе могут возникнуть явления кавитации. [2]
Фактическая производительность насоса в процессе использования его на тепловой электростанции оказалась заметно ниже расчетной, видимо, из-за пропусков в шариковых клапанах. [4]
Фактическая производительность насосов почти всегда меньше теоретической, так как длина хода, измеренная на поверхности, вследствие упругих удлинений штанг и труб не соответствует истинной длине хода плунжера насоса и, следовательно, теоретический геометрический объем, измеренный по длине хода сальникового штока на поверхности, будет отличаться от геометрического объема, фактически описанного плунжером. Отношение фактического объема поступившей в цилиндр при всасывании жидкости к геометрическому объему, описанному плунжером при его ходе вверх, называется коэффициентом наполнения насоса. Фактическая же подача жидкости насосом на поверхность может быть значительно меньше объема жидкости, поступающей в цилиндр насоса, и зависит от большого числа факторов, из которых наибольшее значение имеют пригонка плунжера к цилиндру насоса, герметичность колонны насосных труб, наличие газа, песка и парафина в нефти, упругие удлинения штанг и труб, число качаний и длина хода плунжера и др. Отношение фактической производительности к теоретической называется коэффициентом подачи насоса. [5]
Фактическая производительность насоса почти всегда меньше теоретической и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его производительность может оказаться равной или большей t чем теоретическая. [6]
Фактической производительностью насоса называют подачу жидкости конкретным насосом при определенных значениях давления и вязкости жидкости, числе оборотов насоса и при прочих параметрах, влияющих на объемные потери жидкости в насосе. Величина этой производительности будет меньше расчетной на величину утечек жидкости, причем к утечкам жидкости относят не только ту жидкость, которая, продавливаясь под действием перепада давления через зазоры, возвращается во всасывающую полость насоса, но и все те объемные потери, которые так или иначе уменьшают фактическую производительность насоса по сравнению с расчетной. [7]
Отношение фактической производительности насоса к теоретической при одинаковых параметрах работы установки называется к о э ф ф и ц и ентомподачи. [8]
Отношение фактической производительности насоса , определяемой по замеру в емкости, к теоретической называется коэффициентом подачи насоса. [9]
Отношение фактической производительности насоса к теоретической называется коэффициентом лодачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его производительность. [10]
При повышении давления фактическая производительность насоса QH обычно практически линейно понижается при отсутствии объемных потерь на всасывании. [11]
Так, например, если фактическая производительность насоса будет больше дебита Озж, то при определении коэффициента эффективности получим завышенный результат, который может быть достигнут за счет увеличения номинальной производительности насоса. [12]
Лцесь 9 — ф — фактическая производительность насоса , м Дут. [13]
Или, конкретно, диапазон фактической производительности насоса НВ1С — 38 — 18 был определен следующим образом. [14]
Источник статьи: http://www.ngpedia.ru/id333750p1.html
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НАСОСА
Теоретическая производительность ШСН равна — 
, м3/сут.,
где 1440 — число минут в сутках;
— диаметр плунжера наружный;
— длина хода плунжера;
— число двойных качаний в минуту.
Фактическая подача 
всегда 
.
Отношение 
, называется коэффициентом подачи, тогда 
, где 
изменяется от 0 до 1.
В скважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т.е. в частично фонтанирующих через насос скважинах может быть 
. Работа насоса считается нормальной, если 
.
Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами 
, где коэффициенты:
— деформации штанг и труб;
— усадки жидкости;
— степени наполнения насоса жидкостью;
— утечки жидкости.
Где 
, где 
длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб); 
длина хода устьевого штока (задается при проектировании).
,
,
где 
деформация общая; — деформация штанг; 
деформация труб.
,
где 
объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и поверхностных условиях.
Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса
,
где 
газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания).
Коэффициент, характеризующий долго пространства, т.е. объема цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить .
где 
расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ); величина переменная (в отличие других факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменению коэффициента подачи.
Оптимальный коэффициент подачи определяется из условия минимальной себестоимости добычи и ремонта скважин.
Уменьшение текущего коэффициента подачи насоса во времени можно описать уравнением параболы:
,
где начальный коэффициент подачи нового (отремонтированного) насоса; 
— полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина — износ плунжерной пары, то означает полный, возможный срок службы насоса); 
— показатель степени параболы, обычно равный двум; 
— фактическое время работы насоса после очередного ремонта насоса. Исходя из критерия минимальной себестоимости добываемой нефти с учетом затрат на скважино-сутки эксплуатации скважины и стоимости ремонта, А.Н. Адонин определил оптимальную продолжительность межремонтного периода
,
где 
продолжительность ремонта скважины; 
— стоимость предупредительного ремонта; 
— затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая .
Подставив 
вместо , определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом 
.
Если текущий коэффициент подачи 
станет равным оптимальному (с точки зрения ремонта и снижения себестоимости добычи), то необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (замене) насоса.
Средний коэффициент подачи за межремонтный период составит:
.
Анализ показывает, что при 
допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15 ¸ 20 %, а при очень больших значениях 
она приближается к 50 %.81850Увеличение экономической эффективности эксплуатации ШСН можно достичь повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевременным установлением момента ремонта скважины.
ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока.
Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине.
До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».
На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический». Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве.
Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт.
Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС-01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70 % потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети ( 7 F04B 47/00, опубл. 10.08.2002, пат. RU 30876, МПК 7 F04B 47/00, опубл. 10.07.2003), содержащие цилиндр с верхним и нижним удлинительными патрубками и плунжер, длина которого больше длины цилиндра
Недостатком таких конструкций является низкая надежность, что объясняется возможностью заклинивания плунжера в цилиндре из-за механических примесей, оседающих в зазоре между плунжером и цилиндром и из-за перекоса длинного плунжера при эксплуатации насоса, особенно в искривленных скважинах.
Наиболее близким к заявляемому и принятым в качестве прототипа является глубинный штанговый насос (пат. RU 30876).
Задачей предлагаемой полезной модели является повышение надежности работы насоса за счет исключения заклинивания плунжера в цилиндре при эксплуатации насоса.
Поставленная задача решается усовершенствованием скважинного штангового насоса, содержащего цилиндр с верхним и нижним удлинительными патрубками и плунжер, длина которого больше длины цилиндра.
Это усовершенствование заключается в том, что насос снабжен направляющими поверхностями для плунжера, выполненными на внутренних поверхностях удлинительных патрубков, при этом расстояние от торца цилиндра до направляющей меньше половины максимальной длины хода плунжера, а зазор между плунжером и направляющими поверхностями больше зазора между плунжером и цилиндром по максимальной группе посадки пары плунжер — цилиндр, а диаметр направляющих поверхностей меньше максимального диметра отверстия по 16 квалитету.
Такое конструктивное выполнение насоса позволяет исключить заклинивание плунжера в цилиндре при эксплуатации насоса за счет обеспечения его перемещения в направляющих.
Выполнение зазора между плунжером и направляющими поверхностями больше зазора между плунжером и цилиндром по максимальной группе посадки пары плунжер — цилиндр обеспечивает возможность свободного перемещения плунжера и исключает его заклинивание. Выполнение направляющих поверхностей диаметром меньше максимального диметра отверстия по 16 квалитету обеспечивает возможность направления перемещения плунжера без перекосов.
Полезная модель поясняется чертежами, на которых на фиг.1 изображен предлагаемый насос в крайнем нижнем положении, на фиг.2 то же в крайнем верхнем положении.
Скважинный штанговый насос содержит цилиндр 1 с верхним 2 и нижним 3 удлинительными патрубками и плунжер 4, длина которого больше длины цилиндра 1 и определяется из соотношения ln =lц+S, где:
S — максимальная длина хода плунжера 4.
Насос снабжен направляющими поверхностями 5 и 6 для плунжера 4, выполненными на внутренних поверхностях соответствующих удлинительных патрубков 2 и 3. При этом расстояние l от верхнего торца цилиндра 1 до направляющей поверхности 5 верхнего удлинительного патрубка 2 меньше половины максимальной длины хода плунжера 4 и расстояние l от нижнего торца цилиндра 1 до направляющей 6 нижнего удлинительного патрубка 3 меньше половины максимальной длины хода плунжера 4. Зазор между плунжером 4 и направляющими поверхностями 5 и 6 больше зазора между плунжером 4 и цилиндром 1 по максимальной группе посадки пары плунжер 4 — цилиндр 1, а диаметр d направляющих поверхностей 5 и 6 меньше максимального диметра отверстия по 16 квалитету. Позицией 7 и 8 обозначены соответственно всасывающий и нагнетательный клапаны насоса, позицией 9 обозначена камера между ними. Скважинный штанговый насос работает следующим образом.
В начале всасывания откачиваемой жидкости плунжер 4 находится в крайнем нижнем положении и начинает движение вверх, что приводит к открытию всасывающего клапана 7, через который откачиваемая жидкость начинает поступать в камеру 9 между всасывающим 7 и нагнетательным 8 клапанами. При достижении плунжером 4 своего крайнего верхнего положения процесс всасывания откачиваемой жидкости в камеру 9 заканчивается, всасывающий клапан 7 закрывается, а в камере 9 находится откаченный из скважины объем жидкости. При движении плунжера 4 вниз нагнетательный клапан 8 открывается и откачиваемая жидкость из камеры 9 через полый плунжер 4 поступает в колонну насосно-компрессорных труб и далее по последней на поверхность к потребителю. При достижении плунжером 4 крайнего нижнего положения начинается следующий цикл работы скважинного штангового насоса, аналогичный описанному выше. При движении плунжер 4 из нижнего положения его нижняя часть перемещается по направляющей поверхности 6, а верхняя — по цилиндру 1. После чего одновременно с выходом нижней части плунжера 4 из нижней направляющей поверхности 6 верхняя часть плунжера взаимодействует с верхней направляющей поверхностью 5.
Таким образом, при работе скважинного насоса обеспечивается постоянное направление плунжера 4 нижней направляющей 6 и стенками цилиндра 1, а потом верхней направляющей 5 и стенками цилиндра 1, что исключает его заклинивание и за счет этого повышает надежность эксплуатации насоса.
Скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр с верхним и нижним удлинительными патрубками и плунжер, длина которого больше длины цилиндра, отличающийся тем, что он снабжен направляющими поверхностями для плунжера, выполненными на внутренних поверхностях удлинительных патрубков, при этом расстояние от торца цилиндра до направляющей меньше половины максимальной длины хода плунжера, а зазор между плунжером и направляющими поверхностями больше зазора между плунжером и цилиндром по максимальной группе посадки пары плунжер — цилиндр, а диаметр направляющих поверхностей меньше максимального диметра отверстия по 16 квалитету.
Погружной скважинный диафрагменный насос, состоит из погружного асинхронного электродвигателя, компенсатора температурного расширения масла, конического редуктора, плунжерного насоса с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной, обратного и спускного клапанов, кабельной линии. Внутренняя полость перечисленных узлов установки заполнена жидким диэлектриком (маслом) и герметично изолированы от перекачиваемой жидкости плоской резиновой диафрагмой и диафрагмой компенсатора. Отличием заявляемой полезной модели является то, что, узлы насоса выполнены отдельными модулями и соединяются между собой при помощи фланцевых соединений, герметичность стыков обеспечивается кольцевыми радиальными уплотнениями, валы соединяются шлицевыми муфтами, также присоединительные размеры и применяемые материалы погружного асинхронного электродвигателя выполнены, унифицировано с электродвигателями погружных электроцентробежных насосов. Токоввод располагается в головке электродвигателя. Имеется при необходимости возможность присоединения к насосной части установки более мощного электродвигателя и соответственно компенсатора рассчитанного на больший объем масла. Для защиты кабельной линии от повреждений во время спускоподъеммых операций установки в скважине, на наружной поверхности корпуса конического редуктора выполнен паз, в котором проходит кабельный удлинитель кабельной линии. Применение данной конструкции погружного скважинного диафрагменного насоса позволяет:
— не меняя насосной части присоединять электродвигатель большей мощности, что дает возможность увеличить напор насоса (высоту подъема пластовой жидкости) и, соответственно, глубину спуска в скважину;
— позволяет производить комплектацию и стыковку узлов насоса непосредственно на монтаже перед спуском, снижая себестоимость монтажных работ;
— упрощает ремонт и замену отдельных узлов;
— электродвигатель унифицирован с асинхронными электродвигателями погружных электроцентробежных насосов по применяемым материалам и присоединительным размерам, что позволяет использовать для ремонта унифицированные комплектующие.
Заявляемая полезная модель относится к электромашиностроению и предназначена для работы в качестве погружного диафрагменного насоса, для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.
Известен погружной диафрагменный электронасос, содержащий электродвигатель, кинематически связанный с плунжером приводного насоса, установленным в заполненном маслом корпусе, который герметично изолирован от перекачиваемой жидкости эластичными рабочей диафрагмой и компенсатором; в головке электронасоса установлены всасывающий и нагнетательный клапаны (RU 2062906, 1996 г.). Насос конструктивно выполнен в едином корпусе — плунжерный насос с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной, конический редуктор, асинхронный электродвигатель, компенсатор температурного расширения масла. Внутренняя полость вышеперечисленных узлов насоса заполнена жидким диэлектриком (маслом) и герметично изолированы от перекачиваемой жидкости плоской резиновой диафрагмой и диафрагмой компенсатора. Кабельная линия подключается через токоввод расположенный в верхней части насоса.
Недостатком такого электронасоса является отсутствие возможности ремонта отдельных узлов, без разборки всего агрегата, а также для увеличения глубины спуска нет возможности присоединения более мощного двигателя. При этом расположение токоввода в верхней части насоса снижает надежность электрических соединений и установки в целом.
Заявляемая полезная модель погружного скважинного диафрагменного насоса, состоит из погружного асинхронного электродвигателя, компенсатора температурного расширения масла, конического редуктора, плунжерного насоса с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной, обратного и спускного клапанов, кабельной линии. Внутренняя полость перечисленных узлов погружного скважинного диафрагменного насоса заполнена жидким диэлектриком (маслом) и герметично изолированы от перекачиваемой жидкости плоской резиновой диафрагмой и диафрагмой компенсатора.
Отличием заявляемой полезной модели является то, что, узлы насоса выполнены отдельными модулями и соединяются между собой при помощи фланцевых соединений, герметичность стыков обеспечивается кольцевыми радиальными уплотнениями, валы соединяются шлицевыми муфтами, также присоединительно-стыковочные размеры погружного асинхронного электродвигателя, унифицированы с электродвигателями погружных электроцентробежных насосов. Токоввод располагается в головке электродвигателя. Имеется при необходимости возможность присоединения к насосной части установки более мощного электродвигателя и соответственно компенсатора рассчитанного на больший объем масла. Для защиты кабельной линии от повреждений во время спуско-подъемных операций насоса в скважине, на наружной поверхности корпуса конического редуктора выполнен паз, в котором проходит удлинитель кабельной линии.
На чертеже показан общий вид погружного скважинного диафрагменного насоса.
Погружной скважинный диафрагменный насос состоит из компенсатора температурного расширения масла 1, асинхронного четырехполюсного электродвигателя 2, конического редуктора 3, плунжерного насоса 4 с эксцентриковым приводом 5, возвратной пружиной 6, обратного 7 и сливного 8 клапанов, кабельной линии 9. Пластовая жидкость попадает в насос через щелевую сетку 10, далее при перемещении плоской диафрагмы 11 вниз, открывается всасывающий клапан 12, при движении диафрагмы вверх, клапан закрывается и срабатывает нагнетательный клапан 13, после жидкость оказывается в трубке 14, где пройдя систему обратного и сливного клапанов попадет в колонну труб НКТ. Вал электродвигателя 15, соединяется с валом редуктора 16, с помощью шлицевой муфты 17. Остальные элементы установки соединяются на шпильки по фланцам, а герметичность соединений обеспечивается кольцевыми радиальными уплотнениями.
Погружной скважинный диафрагменный насос предназначен для работы в вертикальных и наклонных скважинах, для откачки пластовой жидкости.
Применение данной конструкции погружного скважинного диафрагменного насоса позволяет:
— не меняя насосной части присоединять электродвигатель большей мощности, что дает возможность увеличить напор насоса (высоту подъема пластовой жидкости) и, соответственно, глубину спуска в скважину;
— позволяет производить комплектацию и стыковку узлов насоса непосредственно на монтаже перед спуском, снижая себестоимость монтажных работ;
— упрощает ремонт и замену отдельных узлов;
— электродвигатель унифицирован с асинхронными электродвигателями погружных электроцентробежных насосов по применяемым материалам и присоединительным размерам, что позволяет использовать для ремонта унифицированные комплектующие.
1. Погружной скважинный диафрагменный насос, содержащий плунжерный насос с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной, конический редуктор, асинхронный четырехполюсной электродвигатель, компенсатор температурного расширения масла, обратный и спускной клапаны, кабельную линию, отличающийся тем, что узлы насоса выполнены отдельными модулями и соединяются между собой при помощи фланцевых соединений, герметичность стыков обеспечивается кольцевыми радиальными уплотнениями, валы соединяются шлицевыми муфтами.
2. Погружной скважинный диафрагменный насос по п.1, отличающийся тем, что присоединительные размеры и применяемые материалы погружного асинхронного электродвигателя выполнены унифицировано с электродвигателями погружных электроцентробежных насосов.
3. Погружной скважинный диафрагменный насос по п.1, отличающийся тем, что на наружной поверхности корпуса конического редуктора выполнен паз для размещения кабельной линии.
Источник статьи: http://poisk-ru.ru/s4182t1.html