Во многом благодаря своей долгой истории штанговые насосы являются очень популярным средством искусственного поднятия нефти из скважины, примерно 2/3 скважин на нефть эксплуатируются данным способом. Чтобы максимизировать прибыль от этих скважин в постоянно меняющейся экономической ситуации, с ростом стоимости электроэнергии, монтаж конструкций должен обеспечивать оптимальные условия работы. В статье представлены основные соображения по обеспечению выгодных операций штанговыми насосами. Рассматриваются основные параметры насосной установки (выбор режима закачки, оптимальный противовес, конструкция штока) и их роль в улучшении штанговых насосных операций, обсуждаются пути снижения затрат на добычу нефти.

После рассмотрения причин потерь энергии в скважинных штанговых насосах приведены некоторые ключевые соображения о путях улучшения эффективности системы. Наиболее важной задачей является правильный выбор режима насоса, то есть сочетание размера поршня, скорости откачки, длины хода и диаметра штока для подъема установленного количества жидкости на поверхность. Лучший режим насоса – максимальная эффективность подъема и в то же время снижение мощности двигателя и расхода электричества. Эффективность работы наземного оборудования улучшена благодаря оптимальной балансировки насосной установки.

Повышение энергоэффективности

Для того, чтобы повысить рентабельность штанговой насосной установки главное значение играет уменьшение эксплуатационных расходов. Так как большинство установок с приводом от электродвигателя, а стоимость электроэнергии в последнее время постоянно растет, то потери энергии, как в скважине, так и на поверхности должны быть сведены к минимуму. После рассмотрения возможных источников энергетических потерь в штанговой насосной системе получена общая формула эффективности. Оценка этой формулы позволяет сделать важный вывод об эффективности насосной системы [1].

Потери энергии в скважине

Шток насосной системы совершает полезную работу, поднимая жидкость с забоя на поверхность. Гидравлическая мощность легко рассчитывается исходя из глубины эффективного подъема и объема жидкости. Гидравлическая мощность рассчитывается по формуле:

где P hydr – гидравлическая мощность, необходимая для подъема жидкости;

Q – производительность откачки жидкости;

SpGr – удельный вес выпускаемой жидкости;

L _dyn – динамический уровень жидкости в скважине.

Источники потери энергии в штанговой насосной системе – насос, шток и столб жидкости. В насосе возникают фрикционные и гидравлические потери, а также утечки жидкости. Шток, совершая возвратно – поступательное движение относительно корпуса, трется о стенки и вызывает механическое трение, особенно в наклонных скважинах. Производительность жидкости создает демпфирующую силу на шток и вызывает другие гидравлические потери. Все эти потери вместе с гидравлической мощностью должны обеспечивать подъем жидкости.

Энергия, необходимая для работы полированного штока на поверхности, равна сумме полезной гидравлической работе насоса и потери энергии в скважине. Эта энергия является главным параметром насоса и называется энергией полированного штока. Данный параметр представляет собой механическую мощность насосной системы на полированном штоке и может быть экспериментально найден из области динамометрических карт взятых на скважине [3].

Энергетическая эффективность использования компонентов штанговой насосной системы может быть охарактеризована относительным количеством потерь энергии в скважине. Параметр, широко используемый для этой цели, называется эффективностью подъема и является фактором полезной гидравлической мощности и мощности, необходимой для работы полированного штока:

где η _lift – эффективность подъема;

P _hydr – гидравлическая мощность, необходимая для подъема жидкости;

PRHP – энергия полированного штока.

Поверхностные потери

Потери механической энергии происходят в нескольких местах штока насосной системы. Начиная с полированного штока: фрикционные потери возникают в сальнике, в структурных подшипниках насосного агрегата, в редукторе (коробке передач) и в V – ременном приводе. Обычно, чтобы включить все энергетические потери в единственную механическую эффективность необходимо учесть все эти эффекты [4,5].

Электродвигатель преобразует электрическую энергию в механическую работу на валу двигателя, что связано с определенными неизбежными потерями. Потери мощности в электродвигатели классифицируются как механические и электрические. Механические потери происходят в подшипниках двигателя за счет трения. Из электрических потерь, потери меди являются решающими, в результате следует нагрев двигателя за счет электрического тока. Как правило, общая эффективность используется для представления всех потерь в двигатели. Для электродвигателей общая эффективность лежит в диапазоне от 85 до 93 %.

Выводы

Штанговые насосы являются хорошо известным и широко распространенным средством искусственно подъема нефти из скважины во всем мире. Для обеспечения оптимальных условий и минимизации эксплуатационных расходов штанговых насосов специалисты должны постоянно искать пути повышения производительности всех операций.

В статье дается подробная информация о некоторых возможных мерах, которые обеспечат оптимальные условия работы штангового насоса.

Рекомендации:

1. Энергоэффективность насосной системы зависит, прежде всего, от количества потери мощности в скважине. Максимальная эффективность системы обеспечивается путем достижения максимума подъема эффективности.

2. Правильный выбор режима перекачки может обеспечить максимальную эффективность подъема и, следовательно, наиболее энергоэффективную штанговую насосную систему.

3. Оптимальная балансировка насосных агрегатов имеет много полезных эффектов.

4. Конструкция штока должна обеспечивать равномерную нагрузку усталости на все секции.

Список источников

1. Takacs G.: Modern Sucker-Rod Pumping PennWell Books. Tulsa, Oklahoma, 1993.
2. GaultR .H.: Designing a Sucker-Rod Pumping System for Maximum Efficiency SPE Production Engineering. Nov. 1987, 284-90.
3. Takacs G.: Program Optimizes Sucker-Rod Pumping Mode Oil and Gas Journal. Oct. 1990, 84-90.
4. Gipson&ndbsp;F.W., Swaim H.W.: The Beam Pumping Design Chain Proc. 31st Annual Southwestern Petroleum Short Course. Lubbock Texas, 1984. 296-376.
5. West P.A.: Improving Sucker-Rod String Design Petroleum Engineer. July 1973, 68-77.
6. Neely A.B.: Sucker-Rod String Design Petroleum Engineer. March 1976, 58-66.
7. Recommended Practice for Design Calculations for Sucker-Rod Pumping Systems (Conventional Units) API RP 11L 4th Ed. American Petroleum Institute. 1988.
8. Gault R.H., Takacs G.: Improved Rod String Taper Design Paper SPE 20676 presented at the 65th Annual Technical Conference and Exhibition of SPE. New Orleans. Sept. 23-26, 1990.
9. Mansur A. Ermila: Critical Evaluation of Sucker-Rod String Design Practices in the Hamada Field, Libya MS Thesis, University of Miskolc, 1999.