Введение Месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 115 км к северо-востоку от г. Самары (стр. 10 )

Насос  НСВД  в отличие от насоса НСВГ на нижнем конце нижнего цилиндра имеет ещё один всасывающий клапан, что создаёт дополнительную камеру для сжатия газированной жидкости. При ходе плунжеров вверх заполняется объём нижнего цилиндра и в кольцевом пространстве дожимается газированная жидкость. При ходе вниз часть жидкости из нижнего цилиндра перетекает в подъёмные трубы, а часть  заполняет кольцевое пространство. Такая конструкция обеспечивает работу насоса при объёмном содержании свободного газа на приёме не более 25%, а для остальных конструкций допустимое объёмное содержание свободного газа не должно превышать 10%.

Насос  НСНА  позволяет осуществлять форсированный отбор  жидкости из скважин  через НКТ, диаметр которых меньше диаметра  плунжера. Это достигнуто  особой его конструкцией – наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и  сливного  устройства.

Цилиндры насосов бывают втулочные  (собранные из коротких стальных или  чугунных втулок в кожухе) и безвтулочные (из цельной стальной трубы). Плунжеры изготавливают из  стальных труб длиной 1,2; 1,5; и 1,8 м. наружная  поверхность  плунжера и внутренняя  поверхность втулок отполированы. В зависимости от содержания механических примесей в  откачиваемой жидкости применяют гладкие или с кольцевыми канавками  на наружной поверхности (типа «пескобрей») плунжеры. Насосы изготавливают четырёх групп посадок (0,1,2,3) с  зазором между плунжером  и цилиндром  соответственно  не более 0,045; 0,02-0,07; 0,07-0,12 и 0,12-0,17 мм. Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах: для НСВ - 28-55 мм и 1,2-6 м., а для  НСН - 28-93 мм и 0,6-4,5 м.

Насос выбирают с учётом состава откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды), её свойств, дебита и глубины его  спуска, а диаметр НКТ – в зависимости от типа и условного размера насоса [9].

2.10 Методика подбора УШГН к скважине

Расчет ШСНУ при откачке газированной жидкости наиболее сложен. Выбор оборудования для штанговой насосной скважины производят в зависимости от ожидаемого отбора жидкости, высоты ее подъема (hдин), обводненности нефти, содержания в нефти или жидкости песка и газа, коррозионных свойств жидкости [12] .

Приведем расчет параметров эксплуатации для скважины 102, которая работает с самым высоким дебитом 27 м3/сут и оборудована НН-57.

Таблица 2.6

Исходные данные для расчёта

№	Параметр	Обозначение	Значение	Ед. измерения
1	Глубина скважины	Нс	1459	м
2	Удлинение ствола скважины	lуд	0	м
3	Диаметр эксплуатационной колонны	dэк	129	мм
4	Пластовое давление по скважине	Рпл.	122	Атм
5	Давление на буфере скважины	Рбуф.	8	Атм
6	Коэффициент продуктивности скважины	Кпр	0,7	м3/сут/атм
7	Плотность добываемой воды	св.	1,163	г/см3
8	Плотность нефти в поверхностных условиях	сн. пов.	0,9	г/см3
9	Плотность нефти в пластовых условиях	сн. пл.	0,886	г/см3
10	Объёмный коэффициент нефти в пластовых условиях	bпл.	1,035	безр.
11	Давление насыщения нефти газом	Рнас	54	атм
12	Газовый фактор нефти	Г	13,9	м3/т
13	Пластовая температура	tпл	31	єС
14	Обводнённость добываемой нефти	В	82,7	%
15	Давление в затрубном пространстве	Рзатр	0	атм
16	Проектный отбор жидкости по скважине	qж	27	м3/сут
17	Задан станок-качалка	-	СК4-2,1-1600	-

Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины:

а0=1 т. к. Lуд.= 0 м

(2.1)

Плотность газонефтяной смеси в затрубном пространстве скважины:

(2.2)

Плотность водонефтяной смеси в стволе скважины на интервале от забоя до приёма насоса:

(2.3)

Забойное давление в скважине при отборе из нее запроектированного количества жидкости:

(2.4)

Глубина спуска насоса в скважине при отборе из нее запроектированного дебита при условии  поступления в камеру насоса однофазной жидкости (т. е. при Рвх. ≥ Рнас.):

(2.6)

Так как по расчету имеем Hс. н. <Hc. и Hс. н. <Hдоп., то в этом случае принимаем Hпр. = 1195 м.

См. пункт 6. Хвостовик отсутствует.

Динамический уровень в скважине:

(2.7)

Объёмный коэффициент водонефтяной смеси:

(2.8)

Расчётный коэффициент подачи насоса:

(2.9)

Теоретическая производительность глубинного насоса:

(2.10)

Выбираем диаметр насоса - dнас. = 57 мм, установленный на скважине, тип станка-качалки задан  СК4-2,1-1600. Далее задаемся максимальной длиной хода полированного штока S = 2,1 м (табл.2.5)

При заданной длине хода определяем число качаний головки балансира станка-качалки в минуту:

качаний в минуту

(2.11)

Эта величина весьма мала и не вписывается в стандарт (для данного станка-качалки число качаний составляет 6 – 15 качаний в минуту). Поэтому, уменьшаем длину хода до S = 0,9 м и рассчитываем новое значение n:

качаний в минуту

Это значение n вписывается в стандарт.

  Допустимое значение скорости движения полированного штока:

Для данного случая (S·n) = (0,9·9) = 8,1 м/мин < 22,05 м/мин

Коэффициент динамичности колонны штанг:

(2.12)

По выбранным значениям Hс. н.и dнас. по таблицам в справочной литературе выбираем колонну насосных штанг. Т. е. выбираем одноступенчатую колонну штанг при следующих параметрах:

d1 = 19 мм  L1 = 1195 м  q1 = 2,35 кг

Вес жидкости в насосно-компрессорных трубах:

(2.13)

Вес штанг в жидкости:

(2.14)

Максимальная нагрузка на головку балансира:

(2.15)

Минимальная нагрузка на головку балансира:

(2.16)

Максимальный крутящий момент на валу кривошипа:

(2.17)

Для станка-качалки СК4-2,1-1600 допустимый максимальный крутящий момент равен Mmax. доп. = 1600 кг·м.