Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками (стр. 3 из 4)
где ρж, υж - плотность и кинематическая вязкость откачиваемой жидкости;lпл- длина плунжера,м (для серийных насосов lпл=1,2 м);
- зазор между плунжером и цилиндром при их концентричном расположении, м; Сэ - относительный эксцентриситет расположения плунжера в цилиндре, т.е. отношение расстояния между их центрами к величине (0≤Сэ≤1).Формула (22) справедлива для ламинарного режима течения жидкости в зазоре, причем условие сохранения этого режима согласно имеет следующий вид:
Re=qут/(πDпл υж) ≤ Reкр=103, (23)
где Reкр - критическое значение числа Рейнольдса.
При турбулентном режиме течения жидкости в зазоре утечки можно приближенно определить по следующей зависимости:
qут=4,7πDпл [δ3(рвн-рвс ц)/(lплρж)]4/7∙1/υ1/7ж(24)
После выбора режима откачки, когда известны длина хода плунжера Sпли число двойных ходов плунжера в секунду N, можно уточнить объем утечек по следующей формуле:
(25)Оценим утечки для каждого из расчетных вариантов. Предварительно принимаем: Сэ=0,5 - среднее значение для всех вариантов: δ1=0,25
10-4 м,δ2=0, 5 10-4 м, δ3=0,75 10-4 м в соответствии с выбранной в задаче 9.1 настоящего раздела группой посадки насоса; υж1= υв1; υж2= υв2,так как вследствие сепарационных процессов в полости НКТ над насосом накапливается вода, υж3= υн.Задача 5. Рассчитать утечки в зазоре плунжерной пары.
Решение.
м3/с.Проверим характер течения в зазоре
Следовательно, режим течения жидкости в зазоре - ламинарный.
7. Расчет коэффициента наполнения скважинного насоса
Влияние свободного газа, поступающего в цилиндр насоса, на его подачу оценивают коэффициентом наполнения ηнап:
ηнап=Vж(рпн)/V, (26)
где Vж(рпн) - объем жидкости, поступающей в цилиндр насоса из скважины в течение хода всасывания при давлении рпн; V=FплSпл-объем, описываемый плунжером при всасывании; Sпл - длина хода плунжера.
При решении практических и научных задач советскими исследованиями используются зависимости, приведенные в работах. В настоящее время наиболее полная расчетная схема процессов, протекающих в цилиндре скважинного насоса, разработана М.М.Глоговским и И.И.Дунюшкиным. Она включает 6 предельных случаев изменения характеристик газожидкостной смеси в цилиндре при работе насоса в зависимости от предполагаемого течения процессов фазовых переходов и сегрегации фаз.
В дальнейшем изложении индекс і соответствует номеру рассматриваемого случая схемы (і=0 - 5), а индекс j - номеру расчетного варианта (см. табл. 1).
Расчет коэффициента наполнения в соответствии с этой схемой рекомендуется выполнять в следующем порядке.
1. і=0. При рвс ц ≥ рнас свободный газ в цилиндре насоса отсутствует и коэффициент наполнения определяют по формуле
(27) 
(28)Множитель 2 в знаменателе (28) обусловлен тем, что утечка жидкости в зазоре плунжерной пары происходит только при ходе плунжера вверх, т.е. в течение половины времени работы насоса.
2. При
, где 
- давление насыщения, определенное с учетом сепарации газа у приема насоса, в цилиндре насоса в течение по крайней мере части хода всасывания имеется свободный газ.В общем случае зависимость для расчета коэффициента наполнения ηнап имеет следующий вид для і=1, . . . 5:
ηнапij= (1 - lут)/(1+R) - δηij, (29)
(30) 
(31)
(32)
mвр-отношение объема вредного пространства насоса к объему, описываемому плунжером; коэффициент Кηij зависит от характера фазовых переходов и сегрегационных процессов. Ниже рассмотрены возможные предельные варианты поведения газожидкостной смеси в цилиндре насоса при его работе согласно [24].
3. і=1. Процесс растворения газа неравновесный, т.е. растворимостью газа в нефти при увеличении давления в цилиндре от рвс ц до рнц можно пренебречь. Скорость сегрегации фаз такова, что к концу хода плунжера вниз вредное пространство насоса заполнено только жидкостью.
Кη1j=0, 
, ηнап1j=(1 - lут)/(1+R). (33)
Величина ηнап1j определяет верхнюю границу значений коэффициента наполнения, когда снижение объемной подачи насоса по жидкости обусловлено только наличием свободного газа в откачиваемой газожидкостной смеси.
4. і=2. Процесс растворения газа - неравновесный. Одновременно отсутствует сегрегация фаз, т.е. нефть, свободный газ и вода равномерно распределены в объеме цилиндра насоса.
В этом случае
Кη2j=(1+R)/[1+Rpвс ц/ρнц]-1. (34)
5. і=3. Процессы растворения и выделения газа - равновесные, т.е. количество растворенного в нефти газа при произвольном давлении в цилиндре р определяется зависимость (1), и сегрегация фаз отсутствует. В этом случае при рнц≥рнаск моменту открытия нагнетательного клапана весь газ растворится в нефти и коэффициент
(35)6. і=4. Если в (9.29) и (9.35) принять соответственно lут=0;
=0; 
то получим общеизвестную формулу [1, 11] 
. (36)7. і=5. Если рнц< 
, то это означает, что за время нагнетания не весь свободный газ растворился в нефти. В этом случае
. (37)нефть штанговый скважина насос
Выше рассмотрены предельные случаи поведения газожидкостной смеси. Однако реальные процессы, протекающие в цилиндре насоса, им редко соответствуют.
Используя методику [24], можно с достаточной степенью достоверности указать интервала значений, в которых должен находиться фактический коэффициент наполнения. Как было указано ранее, верхней границей для всех возможных случаев будет значение ηнап1j , а нижняя граница будет изменяться в зависимости от того, к какому процессу - равновесному или неравновесному - будет ближе реальное поведение газожидкостной смеси в насосе. Для каждого из рассмотренныхслучаев можно определить средний вероятный коэффициент наполнения
, а также максимальное абсолютное отклонение δi реального коэффициента от вероятного среднего 
(38) 
(39)где і=2, . . . , 5.
Задача 5. Рассчитать коэффициент наполнения для выбранных вариантов.
Решение.
При рвс ц= 3,99 МПа, 
=9,6 МПа, т.е. рвс ц< и в цилиндре насоса при всасывании имеется свободный газ.
Для заданных давлений рвс ц , рнци по (9.1) - (9.6) предварительно рассчитаем:
bн(рвс ц)=1,091; bж(рвс ц)=1,0819; Г0(рвс ц)=33 м3/м3;
V'гв(рвс ц)=0,8∙10-4; м3/с;
Qж(рвс ц)=2,2∙10-4 м3/c;
Qcм(рвс ц)= 1,9∙10-4 м3/c;
bн(рнц)=1,43; bж(рнц)=1,3; Г0(рнц)=48,3 м3/м3;
Затем расчет выполняем в следующем порядке:
lут=0,22∙10-5/(2∙1,9∙10-4)=0,058;