Головна
Банківська справа  |  БЖД  |  Біографії  |  Біологія  |  Біохімія  |  Ботаніка та с/г  |  Будівництво  |  Військова кафедра  |  Географія  |  Геологія  |  Екологія  |  Економіка  |  Етика  |  Журналістика  |  Історія техніки  |  Історія  |  Комунікації  |  Кулінарія  |  Культурологія  |  Література  |  Маркетинг  |  Математика  |  Медицина  |  Менеджмент  |  Мистецтво  |  Моделювання  |  Музика  |  Наука і техніка  |  Педагогіка  |  Підприємництво  |  Політекономія  |  Промисловість  |  Психологія, педагогіка  |  Психологія  |  Радіоелектроніка  |  Реклама  |  Релігія  |  Різне  |  Сексологія  |  Соціологія  |  Спорт  |  Технологія  |  Транспорт  |  Фізика  |  Філософія  |  Фінанси  |  Фінансові науки  |  Хімія

Встановлення режиму роботи ШСНУ з урахуванням впливу деформації штанг і труб для свердловини №796 Серафимівського родовища - Геологія

Міністрество ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

КАФЕДРА РОЗРОБКИ І

ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОГАЗОВИХ

РОДОВИЩ

ВСТАНОВЛЕННЯ РЕЖИМУ РОБОТИ ШСНУ З УРАХУВАННЯМ

ВПЛИВУ ДЕФОРМАЦІЇ штанги і труби для свердловин №796 Серафимівський РОДОВИЩА

Курсова робота

ПО КУРСУ "Експлуатація нафтових родовищ"

Клуша 210700.000. ПЗ

Група

Студент

Консультант

Оцінка захисту

Зміст

Введення

1. Геолого-промислова характеристика Серафимівського родовища

1.1 Загальні відомості про район

1.2 Орогідрографія району

1.3 Характеристика нафтогазоносних пластів

1.4 Характеристика пластових флюїдів

1.4.1 Властивості нафти

1.4.2 Властивості пластової води

1.4.3 Властивості і склад газу

1.5 Стан розробки родовища

2. Умови роботи ШСНУ в НГВУ "Октябрьскнефть"

2.1 Особливості обладнання ШСНУ

2.2 Аналіз ефективності експлуатації ШСНУ в умовах ТОВ НГВУ "Октябрьскнефть"

3. Теорія підбору обладнання та режиму роботи ШСНУ

3.1 Розрахунок втрат ходу плунжера і довжини ходу полірованого штока

3.2 Навантаження, які діють на штанги і труби

4. динамометруванні і результати досліджень

5. Вибір штангового насосної установки та режиму її роботи з урахуванням деформації штанг і труб

5.1 Вихідні дані

5.2 Расчети6. Безпека та обслуговування ШСНУ в ТОВ НГВУ "Октябрьскнефть"

6.1 Основні небезпеки і шкідливості виникають у процесі експлуатації родовищ в ТОВ НГВУ "Октябрьскнефть"

6.2 Техніка безпеки при експлуатації ШСНУ

6.3 Забезпечення електробезпеки

Список використаної літератури

Введення

Експлуатація нафтових свердловин ШСНУ найбільш поширений спосіб видобутку нафти, що охоплює більше 70% діючого фонду свердловин в ТОВ НГВУ "Октябрьскнефть". Тому надійність експлуатації цих установок в різних геолого-фізичних умов свердловини в чому буде визначати показники процесів видобутку нафти.

Основними напрямками робіт з підвищення ефективності процесів видобутку нафти з застосуванням ШСНУ в ТОВ НГВУ "ОН" в останні роки є:

1. вдосконалення методів підбору обладнання до умов конкретної свердловини і режиму його роботи, а також підтримання оптимальних умов експлуатації протягом всього міжремонтного періоду;

2. розробка нових і вдосконалення існуючих технічних засобів для експлуатації ШСНУ;

3. розробка і застосування спеціальних конструкцій насосів для видобутку високов'язких нафт і водонафтових емульсій;

4. Розробка та впровадження заходів з економії електроенергії при видобутку нафти за допомогою ШСНУ.

При проектуванні експлуатації свердловини ШГН вибирають типорозміри верстата-качалки та електродвигуна, тип і діаметр свердловинного насоса, конструкцію колони підйомних труб і розраховують наступні параметри: глибину спуску насоса, режим відкачування, тобто довжину ходу і число хитань, конструкцію штанговий колони.

Як показує практика, міжремонтний період роботи свердловин з установками ШСН сильно залежить від правильності вибору конструкцій установок і режиму їх роботи. Існуючі численні методики підбору обладнання та режиму роботи дозволяють з різним ступенем успішності вирішувати питання підвищення ефективності експлуатації свердловин. Значні ускладнення при роботі свердловин (у тому числі деформація колони штанг і НКТ) висувають особливі вимоги до проектування роботи насосного обладнання / 1 /.

Сучасними штанговими насосними установками можна видобувати нафту з одного або двох пластів свердловин глибиною до 3500 м. З дебітом рідини від кількох кубометрів до декількох сотень кубометрів на добу.

У даній роботі встановлено режим роботи ШСНУ з урахуванням впливу деформації штанг і труб свердловини №796 Серафимівського родовища.

Необхідність даних розрахунків пов'язана з встановленням оптимального режиму роботи ШСНУ для досягнення максимального коефіцієнта подачі штангового глибинного насоса.

1. Геолого-промислова характеристика Серафимівського родовища

1.1 Загальні відомості про район

Серафимівський родовище розташоване на території Туймазинского району республіки Башкортостан і приурочено до східних схилах Белебеєвською височини.

Найбільшими населеними пунктами є міста Жовтневий і Туймази, селища Серафимівський, Субханкулово, станція Кандри.

Основними шляхами сполучення є залізниця Уфа-Ульяновськ з гілкою Уруссу - Жовтневий і автодороги, що з'єднують міста Жовтневий, Бугульма, Туймази, Уфа, селища Уруссу і Серафимівський, є внутріпромислових дороги з гравійним і асфальтовим покриттям.

Найбільш великими ріками є річка Ік, Усен з її притоками Самсика, Бішінди, Кармалем, Мається карстове озеро Кандри-Куль.

Річкові долини ділять територію на окремі пасма і блоки висотою до 460 м і крутизною скатів від декількох до 10 - 15 градусів.

Клімат району континентальний з холодною тривалою зимою і жарким літом, з мінімальною температурою мінус 45оС в січні і максимальної плюс 36оС у липні. Річна сума атмосферних опадів коливається від 273 до 348 мм. Потужність снігового покриву не перевищує 0,6 м, глибина промерзання грунту 1 - 1,3 м. Переважаючими вітрами є південні і південно-західні.

Район Серафимівського родовища розташований у лісостеповій частині Башкирії. Деревна рослинність займає близько 25% площі.

Основними корисними копалинами є нафта. З інших корисних копалин можна відзначити будівельні матеріали: глина, гравій, вапняк, які вживаються для приготування цегли, глинистого розчину і ін. / 2 /.

Рисунок 1 - Оглядова карта

1 - Мустафінское; 2 - Нурской; 3 - Аміровское; 4 - Михайлівське; 5 - Копей-Кубовское; 6 - Туймазинское; 8 - Субханкуловское; 9 - Серафимівський; 10 - Саннінское; 11 - Каргалінская; 12 - Ташла-Кульське; 13 - Петропавлівське; 14 - Солонцовская; 15 - Кальшалінское; 16 - Троїцьке; 17 - Стахановський; 18 - Абдулловское; 19 - Суллінское; 20 - Ермекеевское; 21 - ількінское; 22 - Усен-Іванівське

1.2 Орогідрографія району

Серафимівський родовище розташоване в західній частині Башкирії на території Туймазинского району.

У його будові беруть участь ріфейськие, девонські, кам'яновугільні, пермські і четвертинні відкладення, Леонідовская, Серафимівська, Костянтинівська і Болтаевская структура.

Основним продуктивним горизонтом є піщаний пласт Д1пашійского горизонту, середня глибина залягання пласта - 1690 м / 2 /.

Основні властивості колекторів наведені в таблиці 1.

Таблиця 1

Основні властивості колекторів

 Параметри Межі вимірювань Середнє значення

 Пористість,% 6 - 22 15,7

 Проникність, мкм2 0,126

 Водонасиченому,% 20

Позначки ВНК коливаються в межах 1740 - 1770 м. Початковий режим роботи покладу - пружно-водонапірний, поточний - жеское-водонапірний. Початковий пластовий тиск 17 МПа, поточне 15 - 17 МПа. Пластова температура 38оС.

1.3 Характеристика нафтогазоносних пластів

Промислово-нафтоносними в нижньому карбоні є пісковики вугленосної товщі і приурочені до двох продуктивним пластів - верхньому і нижньому. Однак експлуатація продуктивної вугленосної товщі ведеться поодинокими свердловинами, т. К. Нафта в'язка і з великим вмістом сірки.

У пористих вапняках турнейського ярусу - повсюдно відзначені нефтепроявленія у вигляді примазок нафти і запаху Н2S.

У девонской системі нафтоносність встановлена у відкладеннях фаменского, франского, жівейского і ейфельского ярусів. Нафта, отримана з фаменского відкладень, смолиста і сірчиста.

Під франского ярусі нефтепроявленія у вигляді бітуміності вапняків. Промислова нафтоносність цього ярусу встановлена в його нижньому відділі.

У відкладах жівейского ярусу нафтоносної є терригенная товщина муллінского горизонту.

На Серафимівському родовищі виділяють три гідрогеологічних комплексів - верхній, середній і нижній. У верхній комплекс входять поверхневі і грунтові води, води татарського, казанського і уфимського ярусів. У середній водоносний комплекс включаються водоносні горизонти пористо-кавернозних і тріщинуватих карбонатних відкладень карбону / 2 /.

1.4 Характеристика пластових флюїдів

1.4.1 Властивості нафти

Властивості і склад пластових і разгазірованной нафт наведені в таблицях 2 - 5/2 /.

Таблиця 2

Властивості пластових нафт

 Показники Горизонти

 Д-I Д-II

 Тиск насичення, МПа 9,22 9,00

 Питома обсяг при Рнас 1,0082 1,0087

 Коефіцієнт стисливості 9,83 10,2

 Щільність, г / см 0,788 0,779

 В'язкість, мПа с 2,43 1,78

 Об'ємний коефіцієнт 1,15 1,16

 Газосодержание, м3 / м3 52,0 51,8

Таблиця 3

Склад пластової нафти

 Компоненти Зміст

 Д-I Д-II

 N2 4,46 3,91

 CH4 13,29 12,39

 C2H6 5,3 7,01

 C3H8 8,85 9,62

 С4Н10 1,34 1,73

 С5Н12 1,09 0,71

 С6Н14 + вища 9,4 8,08

Таблиця 4

Властивості поверхневих нафт

 Показники Горизонти

 Д-I Д-II

 Питома вага, гр / см3 0,853 0,848

 Кінематична в'язкість, мм2 / с 15 15

 Парафіну,% 4,46 4,88

 Асфальтенов,% 8,9 8,4

 Селікогенов,% 8,0 10,9

 Сірки,% 1,5 1,13

Таблиця 5

Склад поверхневих нафт

 Компоненти Зміст

 Д-I Д-II

 C2H6 0,34 0,58

 C3H8 2,60 0,70

 С4Н10 1,02 1,38

 С5Н12 0,91 0,52

 С6Н14 + вища 13,47 12,81

1.4.2 Властивості пластової води

Пластова вода покладів Серафимівської групи родовищ насичена розчинними мінеральних солей. Води різних пластів за хімічним складом і ступенем мінералізації коливаються від 756 до 827 мг.екв / л.

З мікроелементів у водах виявлені: J2, NH4, К, Fe.

Питома вага води коливається від 1,1745 до 1,1943 г / см3, в середньому питома вага води пласта Д1равен 1,1847 г / см3, пласта ДII- 1,1889 г / см3 / 2 /.

В'язкість девонской води в пластових умовах дорівнює 1,6 сПз, а щільність 1,18 г / см3. За класифікацією Суліна ці води відносяться до хлоркальціевой типу.

1.4.3 Властивості і склад газу

Видобутий газ є попутним. Всі гази відносяться до категорії жирних, містять достатню кількість важких вуглеводнів, гази девонських нафт не містять сірководню і вуглекислоти.

Вихід газу на Серафимівському родовищі порівняно високий і становить 8,9 - 9,8%. Кількість азоту в девонських пластах порівняно невелике 12,9 - 9,9%. Кількість метану змінюється від 33,9 до 34,9% / 2 /.

Склад газу наведено в таблиці 6.

Таблиця 6

Склад газу, розчиненого у нафті

 Компоненти Зміст

 Д-I Д-II

 N2 12,86 9,9

 CH4 34,9 33,94

 C2H6 16,48 18,6

 C3H8 22,7 21,8

 С4Н10 1,6 2,42

 nС5Н12 0,73 1,0

 nС6Н14 + вища 3,22 4,2

1.5 Стан розробки родовища

Серафимівський родовище розробляється з 1949 р Розробка основного пласта Д1в перший час здійснювалася за проектом складеним в 1951 році спільно з ВНДІ і УфНІІ. Прийнята для розбурювання сітка свердловин 30 га / вкв. У 1953 році був складений уточнений проект розробки Серафимівського родовища. За цим документом передбачалося суцільне розбурювання покладу по сітці 20 га / вкв.

Характеристика фонду свердловин представлена в таблиці 7.

Таблиця 7

Характеристика фонду нагнітальних і видобувних свердловин

 Фонд видобувних свердловин Діючий фонд (всього) 176

 ЕЦН 4

 ШГН 172

 Непрацюючі (всього) 6

 В ВРХ і очікуванні ВРХ 1

 Нерентабельні 1

 Інші 4

 Експлуатаційний фонд 182

 В консервації 16

 В тому числі нерентабельні 15

 Пьезометрические 22

 Які очікують ліквідації 2

 Фонд видобувних свердловин Ліквідовані після буріння 13

 Ліквідовані експлуатаційні 9

 В тому числі спостережні 2

 Контрольні (всього) 24

 Разом у фонді видобувних 246

 Фонд нагнітальних свердловин Діючий фонд 39

 В тому числі внутріконтурного 36

 Експлуатаційний фонд 39

 Ліквідовані 3

 Водозабірні 1

 Разом у фонді нагнітальних 43

 Всього пробурених свердловин 289

 Середній дебіт 1 видобувна свердловина: 19,9

 Нафта / рідина, т / добу 6,1

 1 ЕЦН: нафта / рідина, т / добу 9 / 80,1

 1 ШГН: нафта / рідина, т / добу 1,7 / 4,4

Серафимівський родовище включає поклади пласта Д1, дii, ДIII, ДIV, на частку яких припадає 79,9% балансових запасів нафти родовища. Максимальна річна видобуток нафти була досягнута в 1957 році / 2 /.

Протягом тривалого періоду експлуатації поклади переважав фонтанний спосіб видобутку нафти (до 1963 г), потім у міру обводнення продукції видобувних свердловин, зростає питома вага видобутку нафти механізованим способом.

З 1971 року поклад горизонту Д1Серафімовского родовища вступає в пізню стадію розробки. Починається зупинка законтурного нагнітальних свердловин, триває відключення обводнених видобувних свердловин. Річний видобуток за період з 1971 по 1989 р.р. падає в 10 разів, а видобуток рідини всього в 1,3 рази.

В даний час, в процесі розробки покладів нафти, проводиться регулювання обсягів закачиваемой в пласт води по окремих дільницях, здійснюється перенесення (наближення) фронту нагнітання до зони відбору рідини, що сприяє зростанню та стабілізації пластового тиску в центральних частинах покладів і більш ефективному використанню пластової енергії .

В цілому по управлінню досягнуті непогані результати. Зокрема, річний темп відбору нафти склав 4,09% від залишкових видобутих запасів, що практично дорівнює середній величині НГВУ «Октябрьскнефть». Обводненість видобутої продукції є невисокою порівняно з показниками обводнення інших родовищ НГВУ «Октябрьскнефть». З вищезгаданих причин діючий фонд видобувних свердловин характеризується низькими середніми дебітами нафти та рідини (1,8 т / добу). Нагнітальний фонд свердловин характеризується низькою проникністю, середня величина якої на 2002 рік по Серафимівський родовищу 81 м3 / добу склала всього при середній по НГВУ «Октябрьскнефть» 92,6 м3 / добу.

Аналіз основних показників розробки Серафимівського родовища дозволив обґрунтувати найбільш раціональне місце розташування горизонтальних свердловин, бокових стволів для буріння, вибір свердловин для впровадження технологій щодо збільшення нафтовіддачі родовища / 2 /.

2. Умови роботи ШСНУ в НГВУ "Октябрьскнефть"

2.1 Особливості обладнання ШСНУ

У ТОВ НГВУ "Октябрьскнефть" застосовуються такі види насосів які представлені в таблиці 8. / 3 /

Таблиця 8

Насоси застосовуються в ЦДНГ-1

 Тип насоса Умовний розмір, мм Довжина плунжера, м. Кількість, шт

 НСВ1Б-28 28 4-7,2 1

 НСВ1Б-29 29 4-7,2 20

 НСВ1Б-32 32 4-7,2 247

 НСН2Б-43 43 2,7 16

 НСН2Б-44 44 2,7 33

 НСН2Б-56 56 3,4; 7,1 4

 НСН2Б-57 57 3,4; 7,1 3

Параметри штангових свердловинних насосів представлені в таблиці 9.

Таблиця 9

Параметри штангових свердловинних насосів

 Насос

 Умовний

 Розмір, мм Глибина спуску, м Зовнішній діаметр, м Довжина, м

 насоса плунжера хід плунжера

 1 2 3 4 5 6 7

 НСВ1

 28

 32

 38

 43

 55

 2500

 2200

 3500

 1500

 1200

 48,2

 48,2

 59,7

 59,7

 72,2

 4 - 7,2

 4 - 7,2

 4,1 - 9,7 4,1 - 9,7

 4,9 - 9,3

 1,2 - 1,8

 1,2 - 1,8

 1,2; 1,5; 1,8

 1,2

 1,2

 1,2 - 3,5

 1,2 - 3,5

 1,2 - 6

 1,2 - 6

 1,8 - 6

 НСВ2

 32

 38

 43

 55

 3500

 3500

 3500

 2500

 48,2

 59,7

 59,7

 72,9

 6,4; 7,3

 6,1; 9,7

 6,1; 9,7

 6,9; 9,9

 1,8

 1,8

 1,8

 1,8

 2,5 - 3,5

 2,5 - 6

 2,5 - 6

 3 - 6

 НСН1

 28

 32

 43

 55

 1200

 1200

 1200

 1000

 56

 56

 73

 89

 1,9; 2,9

 1,9; 2,9

 2,7

 2,7

 1,2

 1,2

 1,2

 1,2

 0,6; 0,9

 0,6; 0,9

 0,9

 0,9

 НСН2

 32

 43

 55

 68

 93

 1200

 2200

 1800

 1600

 800

 56

 73

 89

 107

 133

 3,4; 5,3

 3,3; 7

 3,4; 7,1

 4,1; 6,8

 4,3; 7

 1,2

 1,2; 1,5

 1,2; 1,5

 1,2

 1,2

 1,2; 3

 1,2; 4,5

 1,2; 4,5

 1,8 - 4,5

 1,8 - 4,5

Таблиця 10

Технічна характеристика верстатів-качалок

 Показники СК3-1,2-630 СК5-3-2500 СК10-3-5600 СКД3-1,5-710 СКД6-2,5-2800 СКД12-3,0-5600

 Номінальне навантаження (на гирловому штоку), кН 30 50 100 30 60 120

 Номінальна довжина ходу гирлового штока, м 1,2 3,0 3,0 1,5 2,5 3,0

 Номінальний крутний момент (на вихідному валу редуктора),

 кН м 6,3 25 56 7,1 28 56

 Число ходів балансира в хвилину 5 - 15 травня - 15 травня - 12 травня - 15 травня - 14 травня - 12

 Редуктор Ц2НШ-315 Ц2НШ-450 Ц2НШ- 560 Ц2НШ-315 Ц2НШ-450 Ц2НШ- 560

 Габаритні розміри, мм, не більше:

 Довжина

 Ширина

 Висота

 4125

 1350

 3245

 7380

 1840

 5195

 7950

 2246

 5835

 4050

 1360

 2785

 6085

 1880

 4230

 6900

 2250

 4910

 Маса, кг 3787 9500 14120 3270 7620 12065

В останні роки стали використовуватися штангові насоси з безвтулочним циліндром. Їх перевагою є спрощення конструкції і складання насоса. У таких циліндрів передбачається велика товщина стінки, ніж у кожуха насосів з втулкові циліндром, що забезпечує підвищену міцність їх різьблення в порівнянні з різьбленням кожухів. Конструкція насосів з безвтулочним циліндром аналогічно конструкції насосів з втулкові циліндром / 3 /.

2.2 Аналіз ефективності експлуатації ШСНУ в умовах ТОВ НГВУ "Октябрьскнефть"

Наявність великої кількості свердловин, експлуатованих УСШН різних типорозмірів, широкий діапазон умов експлуатації, різні характеристики пластів і добуваються з них рідин дозволили отримати широкий спектр даних використовуваних при підборі обладнання в ТОВ НГВУ "Октябрьскнефть".

Аналіз передбачає угруповання свердловин по ряду загальних ознак, які наведені в таблиці 11.

Таблиця 11

 Дебіт

 свердловин по неф-

 ти, т / добу

 Кіль-

 кість

 сква

 жин,

 шт

 Розподіл насосів по

 ступеня обводнення,% Розподіл насосів за глибиною підвіски насоса, м

 Середня глибина підвіски,

 м.

 0-2 2-20 21-50 51-90 91-100

 0-

 700

 701-

 1000

 1001-

 1300

 1301-

 1500

 0 -1 647 29 145 125 287 61 - 10439198 1261

 1,1 - 5 507 18 214 142 128 5 2 18 385 102 1224

 5,1 - 10 68 5 35 25 3 - - 8 53 липня 1182

 10,1 - 20 14 січня 10 лютого 1 - - - 14 - 1140

 20,1 - 30 1 - - - - - - - 1 - 1016

 Разом 1237 53 404 295 414 66 2 36 892 307 1240

Таблиця 12

Видобуток рідини різними видами насосів по ЦДНГ-1

 Вид насоса Кількість, шт. Видобуток нафти, т. Видобуток рідини, м3

 НСВ1Б-28 1 104 173,4

 НСВ1Б-29 20 4161 8772,8

 НСВ1Б-32 247 90987,2 248758,5

 НСН2Б-43 16 10229,1 61825,5

 НСН2Б-44 33 35715,3 113040,5

 НСН2Б-56 4 6518,9 30687,4

 НСН2Б-57 3 3987,6 27740

 Разом 324 151703,1 490998,1

Найбільше число штангових насосів (62%) має продуктивність по нафті до 1 т / добу. Близько 95% свердловин експлуатується з вмістом води до 90%, 5% - більше 90%. Основними глибинами підвісок насоса є 1000-1300 м, (95% свердловин), найбільш поширеними є насоси вставного типу - 82,7%. Наземне обладнання свердловин представлено в основному верстатами-гойдалками нормального ряду типу СКН5 - 31%, СКД8 -15% і 7СК8 - 29%. Колони штанг комплектуються двома діаметрами штанг - 22 і

19 мм у співвідношенні 40% і 60%. Середня величина занурення насосів під динамічний рівень становить понад 300 м. Що забезпечує тиск на прийомі 2,5 ... 3,0 МПа. Число ходів більшості верстатів-качалок підтримується в межах 5 ... 6, довжина ходу полірованого штока становить 1,2 ... 2,5 м. / 1 /. Основне застосування в ЦДНГ-1 НГВУ "ОН" отримали насоси вставного типу (НСВ) - 268 шт. На них лягає основна частина видобутку нафти - 95252,2 т. З 151703,1 т. В рік. Але якщо порівняти окремо насоси, то з таблиці видно, що насоси типу НСН2Б-44 добувають в три рази менше рідини, ніж НСВ1Б-32, але їх в 7,5 разів менше ніж вставних. Це пояснюється тим, що вони застосовуються в мало обводнених свердловинах, ніж вставні і продуктивність невставних насосів вище ніж вставних / 3 /.

3. Теорія підбору обладнання та режиму роботи ШСНУ

3.1 Розрахунок втрат ходу плунжера і довжини ходу полірованого штока

Майже у всіх свердловинах фактична продуктивність глибинно-насосних установок нижче розрахункової, що обумовлено:

-упругім подовженням і скороченням штанг і труб;

-недостатнє заповненням рідиною циліндра насоса;

-зміна обсягів нафти і води;

-утечкой рідини через клапани насоса і нещільності в НКТ / 4 /.

При роботі насоса колони штанг і труб періодично піддаються пружним деформаціям від ваги рідини, що діє на плунжер. Крім того, на колону штанг діють динамічні навантаження і сили тертя, внаслідок чого довжина ходу плунжера може істотно відрізнятися від довжини ходу полірованого штока.

Сили, що діють на вузли ШСНУ, прийнято ділити на статичні і динамічні за критерієм динамічного подоби (критерій Коші)

(3.1)

де a = 4900-швидкість звуку в штанговий колоні, м / с; ? = 2?n-частота обертання валу кривошипа, с-1.

При ?д?0,4 режим роботи установки вважається статичним, а при ?д> 0,4 режим роботи - динамічним.

Для статичних режимів сили інерції не роблять практичного впливу на довжину ходу плунжера, і довжину ходу полірованого штока обчислюють за такою формулою:

, (3.2)

де- сума пружних деформацій штанг ?ші труб ?т, викликаних дією навантаження від ваги рідини в НКТ. Вони обчислюються за такими формулами:

(3.3)

(3.4)

де ?i- частка довжини штанг з площею поперечного перерізу fшiв загальній довжині штанговий колони Lн; f'т- площа поперечного перерізу по тілу підйомних труб, м2; Е - модуль пружності матеріалу штанг (для стали Е = 2 - 105МПа).

Якщо колона насосно-компресорних труб заякорена у насоса, то ?т = 0.

Тоді сумарне пружне подовження труб і штанг / 4 /:

де d- діаметр плунжера, м; ?ж-щільність откачиваемой рідини, кг / м;

g-прискорення вільного падіння, м / с2.

При динамічному режимі роботи довжину ходу полірованого штока можна визначити за такими формулами.

Формула АзНІПІнефті:

(3.5)

де т - коефіцієнт, що враховує вплив сили інерції маси стовпа рідини на пружні деформації штанг. Коефіцієнт т, розрахований А. Н. Адоніної, має наступні значення:

Умовний діаметр насоса, мм ... ... 43 55 68 93

Коефіцієнт т ... ... .1 1,5 2,0 3,0

Формула (3.5) справедлива при ?д?0,5 для двоступеневої колони штанг, враховує вимушені коливання останньою і має вигляд:

(3.6)

гдеЗдесь lш1, lш2- довжина щаблів колони штанг з площами поперечного перерізу fш1і fш2соответственно.

Для окремого випадку колони штанг постійного перетину (тобто одноступінчастої) формула (3.6) переходить у формулу Л. С. Лейбензона:

(3.7)

Формули (3.6), (3.7) можуть застосовуватися для 0,2???1,1.

При розрахунку пружних деформацій ступінчастою колони штанг необхідно змінити значення швидкості звуку а, що входить в залежність (3.1). Для однорозмірних колони штанг а = 4900 м / с, а для триступеневої а = 5300 м / с.

Всі наведені формули не враховують впливу гідродинамічного тертя на хід плунжера. Цього недоліку позбавлена формула А. С. Вірновского:

де h - константа тертя, рівна 0,2 ? 1,0 с-1.

Середнє зменшення подачі насоса через пружного подовження труб і штанг в частках від його умовно теоретичної продуктивності Qут:

,

і в частках від фактичного дебіту Q ф:

,

де q?-середнє зменшення подачі насоса через пружного подовження труб і штанг, м3 / добу; ?-сумарне пружне подовження труб і штанг, м; S-довжина ходу полірованого штока, м; ?-коефіцієнт подачі насоса / 4 /.

3.2 Навантаження, які діють на штанги і труби

При роботі глубіннонасосной установки на штанги і на труби діють різні види навантажень - статичні від ваги штанг і рідини, сили інерції рухомих мас та ін.

Розглянемо природу виникнення і вплив їх на довжину ходу плунжера. Після закриття нагнітального клапана статичне навантаження від стовпа рідини над плунжером перед початком його ходу вгору передається на штанги, викликаючи їх розтягнення на ?шт. При цьому труби розвантажуються і скорочуються на ?т. Плунжер залишається нерухомим щодо труб, і корисний хід його починається лише після розтягнення штанг і скорочення труб. Всмоктуючий клапан закривається, вага рідини зі штанг передається на труби, нагнітальний клапан відкривається, і плунжер рухається вниз. При цьому статична (постійно діюча) навантаження на головку балансира буде дорівнює вазі штанг у рідині. Так як головка балансира з підвішеною до неї колоною штанг рухається нерівномірно (швидкість змінюється від нуля у верхній і нижній точках до деякого максимального значення в середині ходу вниз і вгору), виникають прискорення і відповідні інерційні та інші динамічні навантаження. Крім того, на початку ходу плунжера вгору, коли швидкість його руху дорівнює нулю, головка балансира вже рухається з деякою швидкістю, яку вона набрала в процесі розтягування штанг і скорочення труб. Внаслідок цього слід удар плунжера про рідину, в результаті на штанги і головку балансира діють динамічні навантаження. Очевидно, що максимальне навантаження на штанги буде при русі плунжера вгору, а мінімальна - при ході вниз / 5 /.

До постійних або статичних навантажень прийнято відносити вага колони насосних штанг у рідині Р'шт, гідростатичну навантаження Рж, обумовлену різницею тисків рідини над і під плунжером при ході його вгору, а також навантаження від тертя штанг об стінки підйомних труб РТР пл / 6 /.

До змінних навантажень належать:

інерційна навантаження Рін, обумовлена змінної за величиною і напрямком швидкістю руху системи "штанги-плунжер";

вібраційне навантаження Рвіб, обумовлена коливальними процесами, які виникають в колоні штанг під дією ударного програми та зняття гидростатической навантаження на плунжер;

навантаження від тертя штанг у рідині РТР г;

сила гідростатичного опору РКЛ н, викликана перепадом тиску в нагнітальному клапані при русі рідини.

Враховуючи перераховані навантаження, можна записати загальні формули для визначення зусилля в точці підвісу штанг при ході штанг вгору Рви вниз Рн:

Рв = Р'шт + Рж + Рін в + Рвіб в + РТР м + РТР г + РТР пл,

Рн = Р'шт- (Рин н + Рвіб н + РТР м + Ртрг + РКЛ н).

Вага колони штанг в повітрі Ршті вага її в рідині Р'шт, що заповнює підйомні труби, а також гідростатична навантаження на плунжер обчислюються за формулами:

або

де qштi- вага 1 м штанг даного діаметра в повітрі, Н; Карх = (?шт-?см т) / ?шт- коефіцієнт плавучості штанг; ?шт- щільність матеріалу штанг, кг / м3; ?см між, ?см т- середня щільність рідини (суміші), що знаходиться відповідно в просторі між обсадної колоною і колоною насосно-компресорних труб, кг / м; ?меж- тиск газу в цьому просторі на гирлі свердловини, Па.

Розрахунок максимальних навантажень на штанги:

При статичному режимі роботи ШСНУ, тобто при значеннях параметра динамічного подоби ?д? (0,3 ? 0,4), достатньо для практики точність забезпечують наведені нижче залежності.

Формула І. М. Муравйова:

де n = N - 60 - число ходів плунжера на хвилину.

Формула І. А. Чарного:

Формула Дж. С. Слоннеджера:

Формула Кемлера:

Формула К. Н. Мілса:

де Р'ж- вага рідини над плунжером.

Похибка розрахунку по перерахованих наближеним формулами знаходиться в межах 10-20% від Рmax.

Відомі й інші залежності для розрахунку максимального навантаження в точці підвісу штанг, які по суті не відрізняються від наведених наближених формул / 6 /.

Розрахунок мінімальних навантажень на штанги:

Формула К. Н. Мілса:

Формула Д. О. Джонсона:

Формула Дж. С. Слоннеджера:

Формула Н. Дреготеску і Н. Драгоміреску:

Н. Дреготеску вказує, що надійність наближених формул для визначення мінімального навантаження зазвичай помітно нижче, ніж аналогічних формул для Рmax / 6 /.

4. динамометруванні і результати досліджень

Нормальна експлуатація штанговий скважинной насосної установки вимагає постійного контролю за роботою основних вузлів для своєчасного вжиття необхідних заходів для її забезпечення. Інформацію про роботу підземного обладнання при цьому способі видобутку нафти отримують за допомогою динамо-метрірованія. Динамометруванні ШСНУ - найважливіше джерело інформації про роботу штангового насоса, колони штанг, стан вибою свердловини та ін. - Здійснюється за допомогою спеціальних технічних засобів; найбільш поширене теледінамометрірованіе, що забезпечує оперативне отримання дінамограмми на диспетчерському пульті без порушення режиму роботи свердловин / 7 /. Дінамограмми являє собою графік залежності навантаження в точці підвісу штанг від довжини ходу полірованого штока верхньої штанги. Теоретична дінамограмми нормальної роботи установки заснована на обліку сил тяжіння, пружності, тертя і закону Архімеда. Недостатній облік інших факторів, що впливають, таких як інерційна сила і властивості откачиваемой рідини, обмежує можливість істотного динамометруванні.

Дінамограмми являє собою паралелограм в координатах навантаження (р) - довжина ходу полірованого штока (S) (малюнок 2). Лінія Г1А1соответствует різниці навантаження від ваги штанг і сили тертя р v і паралельна нульової лінії (осі S) дінамограмми внаслідок сталості ваги штанги і сили тертя. Лінія АГ відповідає статичному вазі штанг у рідині Ршт, т. Е. Без тертя. Отже, тертя колони штанг про рідина зменшує довжину ходу плунжера, і нагнітальний клапан закривається не в точці А, а в точці А1 (відрізок f v). При зміні напрямку руху плунжера процес записується відрізком прямої АА2. Починаючи з точки А2, штанги сприймають навантаження від ваги стовпа рідини Рж (відрізок А2Б2). У точці Б1нагрузка дорівнює сумі ваг штанг рідини і сил тертя Р ^. У цій точці приймальний клапан насоса відкривається і рідина надходить у циліндр насоса. Подальший рух плунжера описується лінією Б1В1. З початком руху вниз змінюються напрям і величина сил тертя. Зміна навантаження відповідає В2Г1, при цьому відбувається розвантаження колони штанг і навантаження труб. Точка Г - відкриття нагнітального клапана насоса і початок руху плунжера вниз (відрізок Г1А1) / 7 /.

Малюнок 2 - дінамограмми ШСНУ

Таким чином, обробка дінамограмми дає можливість визначити кількісні та якісні показники роботи ШСНУ: навантаження та напруги в полірованому штоку, довжину ходу плунжера і полірованого штока, коефіцієнт наповнення насоса, герметичність приймальні і нагнетательной частин насоса, вплив газу, правильність посадки плунжера, наявність витоків у НКТ, одвороти і обриви штанг або штангових муфт, заклинювання плунжера.

За дінамограмми роботи ШСН в середовищі, що містить вільний газ, також визначають тиск у прийому насоса, дебіт рідини і дебіт газу.

Як правило, динамометруванні повинні проводити в перший же день після спуску насоса в свердловину і при змінах режиму відкачування і подачі насоса, а також в процесі його роботи для своєчасного виявлення різних неполадок.

Для встановлення в кожному конкретному випадку характеру ускладнень доцільно скористатися типовими дінамограмми.

Вимірювану навантаження G визначають множенням свідчення динамограф С (мм) по осі ординат на масштаб зусиль Р (60 Н / мм):

G = CP.

Переміщення полірованого штока і плунжера розраховують множенням відстані між заданими точками по осі абсцис на масштаб ходу.

Відстань між перпендикулярами, опущеними з крайній точок дінамограмми (точки А і В) на вісь, відповідає ходу полірованого штока S. Хід плунжера Sплсоответствует відстані між перпендикулярами, опущеними на вісь з точок Б і В.

Втрата ходу полірованого штока дорівнює ?S = S-Sпл, а коефіцієнт подачі насоса - Sпл / S.

На малюнку 3 наведені типові форми дінамограмми / 7 /. Розшифровка дінамограмми вимагає врахування різних факторів.

Розглянемо, наприклад, дінамограмми 23, 27, 28. Вони відповідно, характеризують, крім високої посадки і запізнювання закриття нагнітального клапана, негерметичність торців втулок.

Так, наприклад, дінамограмми 23 показує вихід плунжера насоса НСН з циліндра. Така ж форма дінамограмми отримана при роз'їдання у насоса НСН2 і НСВ1 одного стику втулок у верхній частині циліндра і другого - в нижній частині. Плунжер, перебуваючи в нижній частині, перекриває роз'їдені частина, і витік не відбувається, при ході вгору він відкриває шлях для витоку рідини. Дінамограмми 27 вказує на роз'їдання стику втулок посередині циліндра.

Малюнок 3 - Типові дінамограмми ШСНУ:

1-3 - нормальна робота насоса: Н <1000 м, H> 1000 м, H> 1500 м відповідно; 4-6 - витоку в нагнетательной частини: середня, велика витоку; вихід з ладу нагнетательной частини відповідно; 7 - 9 - витоку в приймальні частини: середня, велика витоку, вихід з ладу приймальної частини відповідно; 10-12 - витоку в приймальні і нагнетательной частинах; 13-15 - вплив газу на роботу насоса: вплив пластового газу; зміна контуру; вплив газу н витоку в нагнетательной частини відповідно; 16-18 - прихват плунжера насоса: НСН2, НСВ1 c виходом з замкової опори, заїдання піском відповідно, 19 -20 - витоку в НКТ; 21-22 - фонтанування; 23 - висока посадка плунжера в НСН2; 24 - те ж, в НСВ1 без зливу з замкової опори; 25 - низька посадка плунжера в НСН2; 26 - те ж, в НСН1; 27, 28 - негерметичність насоса; 29 - обрив або відворот штанг у нижній частині; 30 - те ж, у верхній частині; 31-34 - низький динамічний рівень (33 - пробка, 34 - заїдання піском).

На дінамограмми 28 показаний випадок, коли роз'їдені стикові з'єднання, розташовані в таких місцях, що плунжер в нижньому та у верхньому положеннях перекриває їх, а витік відбувається на середині ходу плунжера. На дінамограмми при цьому в середині ходу виходить провал (показаний стрілками).

Слід зазначити, що в даний час все ширше використовують телеконтроль за роботою штангових свердловинних насосів. Аналіз численних теледінамограмм показав, що при чіткій налагодженій роботі датчиків по них можна визначити такі явища, як вплив газу, застосування рівня, обрив або відворот штанг, заклинювання плунжера, низьку і високу посадку насоса, вихід з ладу клапанів та ін. У зв'язку з відсутністю нульової лінії неможливо визначити величину пропуску рідини в приймальні і нагнетательной частинах насоса, висоту динамічного рівня, ступінь впливу газу, текти в трубах, коефіцієнт наповнення насоса і втрату ходу ?S, а також проводити розрахунок навантажень, необхідних для підрахунку напруги в штангах / 7 / . Тому при дослідних роботах необхідно обов'язково користуватися гідравлічним динамограф.

5. Вибір штангового насосної установки та режиму її роботи з урахуванням деформації штанг і труб

5.1 Вихідні дані

Глибина свердловини L0, м ... ... .. ... ... 1600

Діаметр експлуатаційної колони Dс, м ... ... 0,150

Планований дебіт рідини Qж пл, м3 / добу ... ... ... .26,2

Об'ємна обводненість рідини В, частка одиниці ... ... ... ... ..0

Щільність дегазованої нафти ?н ДЕГ, кг / м3 ... ... ..850

Щільність пластової води ?в, кг / м3 ... ... ... 1100

Щільність газу (при стандартних умовах) ?г о, кг / м3 ... ... 1,4

Газовий фактор G0, м3 / м3 ... ... ... 59,4

В'язкість нафти ?н, м2 / с ... .3 - 10-6

В'язкість води ?в, м2 / с ... .. ... 10-6

Тиск насичення нафти газом Рнас, МПа ... ... ..9

Пластовий тиск Рпл, МПа ... ... ... 11

Добичі тиск Ру, МПа ... 1,53

Середня температура в стовбурі свердловини, К ... .303

Коефіцієнт продуктивності Кпр, м3 / (с - Па) ... ... ..1,02 - 10-10

Об'ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення bнас ... .1,16

.

5.2 Розрахунки

1. Визначимо дебіт нафти:

2. забійні тиск:

3. Будуємо криву розподілу тиску по стовбуру свердловини при Рзаб = 8,03 МПа (малюнок 4).

Малюнок 4 - Криві розподілу тиску по стовбуру свердловини (1) і колоні НКТ (2).

4. Глибину спуску насоса вибираємо, виходячи з оптимального тиску на прийомі, приблизно рівного 2,6 МПа. За графіком (рисунок 4) знаходимо, знаходимо що при Lн = 900 м Рпр = 2,56 МПа. Цю глибину і вибираємо як глибини спуску.

5. По діаграмі А. Н. Адонина вибираємо діаметр насоса, який для Lн = 900 м і Qж пл = 26,2 м3 / добу дорівнює 38 мм. По таблиці IV.25 / 6 / вибираємо насос НСВ1-38, придатний для неускладнених умов експлуатації (із звичайними клапанами), II групи посадки з зазором ? = 100 мкм (10-4) в плунжерній парі.

Таблиця 13

Характеристика насосних штанг

 Показники Діаметр штанг dшт, мм

 16 19 22 25

 Площа поперечного перерізу штанги, см2

 Вага 1м штанг в повітрі, Н

 Зовнішній діаметр муфти, мм

 2,01

 17,5

 38

 2,83

 23,5

 42

 3,80

 31,4

 46

 4,91

 41,0

 55

6. Колона НКТ для насоса НСВ1-38 відповідно до таблиці IV.25 / 6 / вибирається з умовним діаметром 73 мм і товщиною стінки 5,5 мм. Для труб цього розміру Dт.н = 0,073 м; Dт.в = 0,062 м; fтр = 11,6 * 10-4м2.

7. Для тиску рпропределім об'ємний коефіцієнт нафти:

кількість розчиненого газу:

м3 / м3;

витрата вільного газу:

м3 / с;

подачу рідини:

м3 / с;

8. Коефіцієнт сепарації газу:

Трубний газовий фактор:

м3 / м3.

Очевидно, Гн о = Gн о.

Нове тиск насищеніяМПа.

9. Визначимо тиск на викиді насосаМПа (малюнок 4)

Визначимо середню щільність суміші в колоні НКТ:

кг / м3.

10. Визначимо максимальний перепад тиску в клапанах при русі через них продукції свердловини.

Згідно таблиці IV.1 / 6 /, dкл в = 25 мм, dкл н = 18 мм. Попередньо визначимо витрата суміші через всмоктуючий клапан:

м3 / с,

м3 / с.

Максимальна швидкість руху суміші в сідлі всмоктуючого клапана і число Рейнольдса:

м / с;

За графіком (див. Малюнок IV.1 / 6 /) визначаємо коефіцієнт витрати клапана при Rе = 2,8 * 104Мкл = 0,4. Перепад тиску на всмоктуючому клапані

Н / м2 = 0,03 МПа.

Аналогічно визначимо перепад тиску на нагнітальному клапані. Оскільки рвик> р'нас, то Q'г (рвик) = 0 і Qкл = Qж (р'нас),

м3 / с;

м3 / с;

Mкл = 0,4 (див. Малюнок IV.1 / 6 /),

Н / м2 = 0,05 МПа.

Тоді тиск в циліндрі насоса при всмоктуванні РВС ци нагнітанні рнагнці перепад тиску, створюваний насосом ?рнас, буде наступне:

рвсц = рпр-?ркл в = 2,56-0,03 = 2,53 МПа;

рнагц = рвик + ?ркл н = 7,94 + 0,05 = 7,99 МПа;

?рн = рнагн ц-рпр = 7,99-2,56 = 5,43 МПа.

11. Визначимо витоку в зазорі плунжерній пари:

Перевіряємо характер течії в зазорі:

Отже, режим течії рідини в зазорі ламінарний.

12. Визначимо коефіцієнт наповнення:

Встановимо попередньо Qсм (рвсц):

Qж (рвсц) ?Qж (рпр) ?3,39 - 10-4м3 / с;

м3 / м3;

м3 / с;

Qсм = (3,39 + 1,95) - 10-4 = 5,34 - 10-4м3 / с;

Перевіряємо умову рвсц <р'нас. Оскільки воно виконується, то в циліндрі під час ходу всмоктування є вільний газ. Тоді коефіцієнт наповнення ?напопределяем в наступному порядку:

Коефіцієнт витоків:

Газове число:

рнагнц = 7,99 МПа> р'нас = 5,5 МПа. Отже, коефіцієнт наповнення:

У розрахунку прийнято bж (р) = bн (р);

Визначимо коефіцієнт наповнення також для нерівноважного характеру процесу розчинення газу:

Визначимо коефіцієнт наповнення також для процесу неравновесного і при повній сегрегації фаз:

За формулою І.М. Муравйова:

Ймовірні середні значення коефіцієнта наполненіяі відповідні максимальні абсолютні відхилення ?iсоставят відповідно:

Отже, значення коефіцієнта наповнення насоса, визначені для різних схем процесу виділення і розчинення газу та сегрегації фаз, лежать в досить вузькому діапазоні значень: ?нап = 0,59-0,62. Похибка схематизації не перевищує 0,02.

Для подальших розрахунків приймаємо ?нап = 0,60.

Коефіцієнт ?рг, що враховує усадку нафти:

13. Визначимо подачу насоса Wнас, що забезпечує запланований дебіт нафти при отриманому коефіцієнті наповнення:

м3 / с.

При відомому діаметрі насоса можна визначити необхідну швидкість відкачування, користуючись, наприклад, формулою:

м / хв.

По діаграмі А. Н. Адонина для заданого режиму можна використовувати верстати-качалки 6СК6-1,5 * 1600 або 6СК6-2,1 * 2500.

Перший з них не підходить, оскільки не забезпечить необхідну швидкість відкачування (для цього верстата snmax = 22 м / хв). Тому слід орієнтуватися на параметри верстата СК6-2,1-2500 по ГОСТ 5866-76, параметри якого аналогічні параметрам верстата-качалки 6СК6-2,2 * 2500.

Вибираємо Sпл = 2 м; n = 15 кач / хв або N = 0.25 1 / c.

14. При виборі конструкції штангового колони, спочатку скористаємося таблицями АзНІПІ ДН. По таблиці IV.8 / 6 / для насоса діаметром 38 мм вибираємо двоступеневу колону штанг з вуглецевої сталі 40 ([?пр] = 70 МПа) діаметрами 16 і 19 мм з співвідношеннями довжин ступенів 55 * 45%. Виберемо також конструкцію равнопрочной штанговий колони за методикою Мінх та ДП.

Попередньо встановимо значення таких коефіцієнтів (необхідні розміри штанг наведені в таблиці 13):

;;;

;

Площа плунжера насоса:

м2.

Гідравлічне навантаження:

Н.

Коефіцієнти динамічності при ході вгору mві вниз mн, а також плавучості штанг Кархі допоміжний множник М:

Сила гідравлічного тертя, діюча на одиницю довжини колони:

Н / м,

Н / м.

Далі визначимо сили опорів, зосереджені у плунжера:

Н,

Н.

Вага "важкого низу" приймаємо рівним сумі сил опору, зосереджених у плунжера:

Н.

Далі встановимо довжини нижньої l1і верхньої l2ступеней.

Послідовно відзначимо, що Qтр 1і Qтр 2составляют дуже незначну частину від ваги одиниці довжини штанг qшт 1і qшт 2. Тому при розрахунку можна не враховувати Qтр 12:

м.

м;

Оцінимо необхідну довжину "важкого низу", якщо його виконати з штанг діаметром 25 мм:

м, або 1,6% від загальної довжини колони.

Таким чином, розрахунковим шляхом була отримана конструкція колони діаметром 16 * 19 мм із співвідношенням довжин ступенів 65 * 35%. Для подальших розрахунків приймаємо конструкцію колони із співвідношенням довжин для ступенів 65 * 35%.

15. Розрахуємо втрати ходу плунжера і довжину ходу полірованого штока:

м.

м.

м.

Критерій дінамічностідля даного режиму:

Посколькукр = 0,2 (див. Табл. II.3 / 6 /), тои довжину ходу полірованого штока S можна визначити за формулами:

м;

м.

Обидві формули дають однаковий результат, причому довжина ходу штока виявилася дещо менше, ніж розраховується без урахування динамічних зусиль в штангах.

Для подальших розрахунків приймаємо найближчу стандартну довжину ходу верстата-качалки СК6-2,1-2500 s = 2,1, тоді для збереження колишньої швидкості відкачки визначаємо уточнене число хитань:

кач / с = 14,7 кач / хв;

рад / с.

Довжина ходу плунжера при s = 2,1 м:

м;

а загальний коефіцієнт подачі штанговий насосної установки:

16. Перейдемо до визначення навантажень, що діють в точці підвісу штанг. Відповідно вага колони штанг в повітрі і в рідині з урахуванням ваги "важкого низу":

кН.

Обчислимо попередньо коефіцієнти m?і ? у формулах А. С. Вірновского:

Приймаємо a1 = a2 = a1 = a2 = 1 (для спрощення розрахунку).

Визначимо вібраційну і інерційну складові за формулами:

кН,

кН.

Дослідженнями встановлено, що вібраційна складова екстремального навантаження не може бути більше, ніж гідростатична. Отже, результат розрахунку Рвібполучілся завищеними. Тому приймемо:

Рвіб = Рж = 6,1 кН;

Рmax = Р'шт + Рж + Рвіб + Рін = 16,3 + 6,1 + 3,9 = 32,4 кН;

Рmin = Р'шт- (Рвіб + Рін) = 16,3- (6,1 + 3,9) = 6,3 кН.

Тоді екстремальні навантаження за скоригованими формулами А. С. Вірновского складуть:

Рmax = Р'шт + Рж + Кдін в (Рвіб + Рін) = 16,3 + 6,1 + 0,97 (6,1 + 3,9) = 32,1 кН,

Рmin = Р'шт-Кдін в (Рвіб + Рін) = 16,3-0,93 (6,1-3,9) = 6,8 кН.

17. Оцінимо сили опорів, що виникають при роботі насосної установки.

Будемо вважати постійним кут a і рівним ?5? (~ 0,087 рад), а азимутним відхиленням можна знехтувати.

Тоді силу механічного тертя штанг можна визначити за формулою:

РТР хутро = Сшт? (Рж + Р'шт) = 0,25 - 0,087 (6,1 + 16,3) = 0,49 кН,

де Сштпо даними В. М. Троїцького для ?н = 3 - 10-6м2 / с можна прийняти рівною 0,25.

Силу гідравлічного тертя розрахуємо за формулою А. М. Первердяна:

18. Розрахуємо напругу в штангах за формулами:

МПа,

МПа,

МПа,

МПа.

Наведене напруга в точці підвісу штанг становить відповідно:

за формулою І. А. Одинга:

МПа,

за формулою М. П. Марковця:

МПа,

Для штанг зі сталі 40 нормалізованих гранично допустиме наведене напруга становить 70 МПа (по Одінгу). Отже, для цих штанг умова забезпечення втомної міцності не виконується, оскільки [?пр] = 70 МПа Отже, можна або підібрати нафтову колону з штанг тієї ж марки, але більшого діаметру, наприклад 19 * 22 мм, або зберегти конструкцію колони, але вибрати штанги з більш високою втомної міцністю, наприклад, зі сталі 20 НМ, нормалізовані з [?пр] = 90 МПа по І. А. Одінгу, [?пр] = 74 МПа по М. П. Марківці. У розрахунках скористаємося другим варіантом.

19. Крутний момент на кривошипному валу редуктора визначимо за формулою:

Mкрmax = 300S + 0.236S (Рmax-Рmin) = 300 - 2.1 + 0.236 - 2.1 (32.1-6.8) 103 = 13200 Н - м.

20. Виберемо верстат-качалку. Попередніми розрахунками було встановлено: Рmax = 32.1 кН; (Mкр) max = 13200 Н - м; S = 2.1 м; n = 14.7 кач / хв.

Порівнюючи розрахункові дані з паспортними характеристиками верстатів-качалок знаходимо, що цим умовам задовольняє верстат-качалка СК4-2,1-1600, який і вибираємо остаточно.

21. Розрахуємо енергетичні показники роботи штангового насосної установки.

Корисна потужність:

Вт

Коефіцієнт втрати потужності на витоку:

Втрати потужності в клапанних вузлах:

Вт

Потужність, що витрачається на подолання механічного iТР міхи гідродинамічного iТР гтренія штанг, а також тертя плунжера в циліндрі iТР пл:

Вт

Вт

Вт

Витрати потужності в підземній частині установки:

Вт

К. п. Д. Підземною частини установки:

Значення к.к.д. підземної частини по цих формулах вийшли досить близькі.

Приймаємо: ?ед = 0,77, ?ск = 0,80, тоді загальний к.к.д. установки:

Повна потужність, витрачається на підйом рідини:

Вт = 45 кВт.

Визначимо повну споживану потужність також за методикою Б. М. Плюща та В. О. Саркісяна:

К1 = 6,0 для верстата-качалки з вантажопідйомністю 4 т,

Вт = 6.1 кВт.

Розбіжність результатів розрахунку повної потужності за різними методиками склало близько 15% від їх середньоарифметичної величини, що прийнятно для практичних розрахунків. Для розрахунку приймаємо Iполн = 6,1 кВт. По таблиці IV.16 / 6 / вибираємо електродвигун АОП-52-4 з номінальною потужністю 7,0 кВт.

Питома витрата енергії на підйом рідини:

Дж / кг,

кВт - год / т,

кВт - год / т.

Добовий витрата енергії:

кВт - год.

22. Визначимо експлуатаційні показники і міжремонтний період роботи штангового насосної установки.

Попередньо визначимо ймовірну частоту підземних ремонтів, пов'язаних з ліквідацією аварій зі штанговий колоною по формулі А. С. Вірновского при R = 0.75 і С'n = 0.533:

рем / рік,

або за формулою:

рем / рік.

Результати розрахунку по обидва формулами вийшли близькі, однак абсолютне значення ? виявляється більше, ніж обумовлений за фактичними даними для основних нафтових родовищ.

Переймаючись числом ПРС, що не залежать від типорозміру обладнання та режиму його роботи, nпропределім ймовірне загальне число ПРС протягом року.

Для розрахунків приймаємо ? = 2,5 рем / рік, ?пр = 1 рем / рік:

Nрем = ? + nпр = 2,5 + 1 = 3,5 рем / год / 6 /.

6. Безпека та обслуговування ШСНУ в ТОВ НГВУ "Октябрьскнефть"

В процесі експлуатації нафтових родовищ виникають наступні види небезпек: виробничі небезпеки (раптове руйнування обладнання, несучих конструкцій, вибухи, пожежі, аварійні витоку токсичних речовин); надзвичайні ситуації; професійні шкідливості (надмірне м'язове і нервово-психічний напруги окремих органів і систем організму, монотонність праці, нераціональна робоча поза, несприятливі метеорологічні та інші умови); випадки травматизму; аварії та отруєння.

6.1 Основні небезпеки і шкідливості виникають у процесі експлуатації родовищ в ТОВ НГВУ "Октябрьскнефть"

На нафтопромислах НГВУ "Октябрьскнефть" можливе виникнення наступних видів небезпек:

- Ураження електричним струмом;

- Пожежовибухонебезпека;

- Отруєння нафтовими газами, різними інгібіторами;

- Небезпека травмування рухомими частинами обладнання, небезпека травмування транспортними засобами, спецтехнікою, частинами обладнання при роботі зі спецтехнікою під високим тиском;

- Небезпека опіків при роботі з паро-пересувною установкою.

Об'єкти цеху видобутку нафти і газу (свердловини, газозамерние установки, насосні, резервуарні парки і т. Д.) Є вибухонебезпечними об'єктами, а при проведенні робіт з їх обслуговування і ремонту маються небезпеку отруєння нафтовими парами чи газом, ураження електричним струмом, падіння з висоти і при пересуванні по території. Небезпечними факторами є також високий тиск, під яким працюють свердловини й наземне обладнання, застосування хімічних реагентів, різних розчинників, пари та гарячої води в технологічних процесах. Небезпечними роботами є перемикання засувок в колодязях нафтозбиральних трубопроводів і завмер рівня нафти в резервуарах.

Несприятливі метеорологічні умови, робота на відкритому повітрі можуть негативно вплинути на здоров'я робітників. В осінньо-зимовий період року можливі переохолодження, випадки відмороження і навіть замерзання. Переохолодження організму спостерігається найчастіше взимку.

6.2 Техніка безпеки при експлуатації ШСНУ

Небезпека травмування персоналу при обслуговуванні свердловин, експлуатованих штанговими насосами, пов'язана в основному з наявністю рухомих частин верстатів-качалок і необхідністю виконання різних операцій з перевірки технічного стану, зміни режиму роботи і ремонту наземного обладнання. До числа таких операцій відноситься, роботи з заміни клиновидних ременів, зняттю та встановлення канатної підвіски, зміни довжини ходу і числа хитань балансира верстата-качалки, а також по заміні балансира, редуктора та інших частин верстата-качалки.

Гирлі свердловини обладнується запірною арматурою і сальниковим пристроєм для герметизації штока.

Обв'язка гирла свердловини повинна дозволяти зміну набивання сальника полірованого штока при наявності тиску в свердловині, завмер гирлового тиску і температури.

До початку ремонтних робіт або перед оглядом обладнання періодично працюючої свердловини з автоматичним, дистанційним або ручним пуском електродвигуна повинен відключатися, контрвантаж повинен бути опущений в нижнє положення і заблокований гальмівним пристроєм, а на пусковому пристрої вивішений плакат: "Не включати, працюють люди".

На свердловинах з автоматичним або дистанційним керуванням верстатів-качалок поблизу пускового пристрою на видному місці повинні бути укріплені плакати з написом: "Увага! Пуск автоматичний".

Огородження крівошіпношатунного механізму і кліноременних передач верстата-качалки повинні задовольняти вимогам, що пред'являються правилами безпеки до огорожі, рухомих частин верстатів, машин і механізмів.

Системи виміру дебіту, пуску, зупинки свердловини повинні мати вихід на диспетчерський пульт.

Верстат-качалка повинен бути встановлений так, щоб виключалося зіткнення рухомих частин з фундаментом або грунтом.

Для обслуговування гальма верстата-качалки влаштовується майданчик з огорожею.

При крайньому нижньому положенні головки балансира відстань між траверсою підвіски сальникового штока або штангодержателем і гирловим сальником повинно бути не менше 20 см.

Кондуктор (технічна колона) повинен бути пов'язаний з рамою верстата-качалки не менш як двома заземлювальними сталевими провідниками, привареними в різних місцях до кондуктора і рами. Перетин прямокутного провідника повинен бути не менше 48 мм2, товщина стінок кутовий стали не менше 4 мм, діаметр круглих заземлювачів - 10 мм. Заземляющие провідники, що з'єднують раму верстата-качалки з кондуктором, повинні бути заглиблені в землю не менше, ніж на 0,5 м. В якості заземлюючих провідників може застосовуватися сталь: кругла, смугова, кутова або іншого профілю. Застосування для цих цілей сталевого каната не допускається. З'єднання заземлюючих провідників повинні бути доступні для огляду.

Зміна довжини ходу балансира верстата-качалки пов'язано з необхідністю перестановки пальця на кривошипі. При виконанні цієї операції виникає небезпека падіння працюючого з висоти (якщо фундамент верстата-качалки має відносно велику висоту), травмування від'єднаним внизу шатуном, а також інструментом або відлетіло шматочком металу (при вибиванні пальця кувалдою). Щоб уникнути нещасних випадків робоче місце готують так, щоб створити певні зручності для виконання зазначеної операції. Шатун після від'єднання від кривошипа прив'язують до стійки (піраміді) верстата-качалки, а пальці випрессовивают по засобом призначеного для цього пристосування з використанням приводу і гальма верстата-качалки.

Встановлювати балансир в необхідне положення шляхом провертання вручну шківів клинопасової передачі забороняється

6.3 Забезпечення електробезпеки

Нещасні випадки, пов'язані з ураженням струмом, одні з нечисленних ..

Автотрансформатор, станція управління заземляются перед включенням електрообладнання в мережу, вимірюється опір заземлення. Близько затискачів кабельного вводу і рубильників на станцію управління встановлюють ізолюючі підставки. Близько трансформатора і змотаного кабелю вивішуються плакати "висока напруга".

Підвищена небезпека ураження людини електричним струмом виникає при надмірної перевантаження струмоприймачів, дотику до струмоведучих частин електрообладнання, контакті із зазвичай нетоковедущими металевими частинами, випадково опинилися під напругою, при різкому зниженні опору ізоляції. Електрична мережа при короткому замиканні відключається за допомогою швидкодіючих реле вимикачів, встановлених плавких запобіжників. Всі ці пристрої гранично скорочують час можливої дії електричного струму на людину.

Застосовується захисне заземлення, навмисне з'єднання з землею металевих частин обладнання, зазвичай не знаходяться під напругою. Заземляются металеві корпуси сполучної коробки кабелю, вторинні обмотки трансформатора, щити управління, броня кабелю, опір корпусу. Заземлення має бути не більше 40 метрів.

Найбільш ефективний спосіб захисту - захисне відключення: за допомогою універсального пристроїв (прилад індикатора, автоматичний вимикач) аварійну ділянку мережі може бути відключений за частки секунд. Також передбачається засоби індивідуального захисту: гумові рукавички, діелектричні боти.

Для забезпечення безпеки працюючого персоналу необхідно виконувати заземлення корпусів комплектного пристрою, трансформаторів, броні кабелю, тобто заземлювати всі наземне електрообладнання.

Опір контуру має бути не більше 4 Ом. В електроустановках з глухо заземленою нейтраллю виробляють з'єднання заземлюючого контуру з нейтраллю трансформатора. Періодичний огляд заземлюючого пристрою проводять не рідше одного разу на рік. Огляд і вимірювання опору заземлювального пристрою виробляють влітку при максимальній плюсовій температурі і взимку при максимальній мінусовій температурі.

При прийманні заземлювального пристрою в наявності повинен бути паспорт.

Висновки

При видобутку обводненной нафти виникає ряд ускладнень пов'язаний з агресивним впливом мінералізованої води на свердловинне обладнання, що викликає корозію, освіта солей. Все це веде до передчасного відмови ШСНУ, зниженню міжремонтного періоду роботи свердловин і збільшення собівартості видобутої нафти.

У даній роботі підібрано обладнання та встановлено режим роботи ШСНУ, з урахуванням деформації штанг і труб, що забезпечує відбір рідини 26,2 м3 / добу, здійснено підбір глибинно - насосного обладнання ШСНУ до свердловини № 796 Серафимівського родовища.

Аналіз результатів підбору і розрахунків показав:

1.Тіпоразмер верстата-качалки: СК4-2,1-1600;

2.Тіпоразмер електродвигуна: АОП-52-4 з номінальною потужністю 7,0 кВт.

3. Конструкція колони підйомних труб: Dтн = 0,073 м; Dтв = 0,062 м, fтр = 11,6 - 10-4м2, товщина стінки 5,5 мм;

4. Конструкція штангового колони: довжина нижньої ступені l1 = 581 м, d = 16 мм, довжина верхнього ступеня l2 = 319 м, d = 19 мм;

5. Довжина ходу полірованого штока: 2,06 м;

6. Число хитань: 14,7 кач / хв;

7. Тип і діаметр свердловинного насоса: d = 38 мм, НСВ1-38;

8. Глибина спуску насоса: Lн = 900 м;

9. Загальна деформація штанг і труб: ? = 0.15 м.

На сьогоднішній день в НГВУ "Октябрьскнефть" підбір насосів здійснюється за програмою "ПТК - НАСОС 2001" розробленої ДОГО "БашНИПИнефть" ВАТ АНК "Башнефть" в 2001 році.

Список використаної літератури

1. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералів І.В. Вибір обладнання та режиму роботи свердловин з установками штангових і електроцентробежних насосів: Учеб. посібник. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 120 с.

2. Уточнений проект розробки Серафимівського нафтового родовища: Звіт / БашНИПИнефть: Рук. теми: Мінлікаев В.З., Сабіров І.Х. - Уфа, 1986. - 135 с.

3. Досвід експлуатації свердловин в ЦДНГ 1 НГВУ "Октябрьскнефть" за 2 ... 3 роки.

4. Персіянцев М.Н. Видобуток нафти в ускладнених умовах. -М .: ТОВ Недра-Бізнесцентр, 2000.- 653 с. мул.

5. Розробка та експлуатація нафтових, газових і газоконденсатних родовищ: Учеб. для вузів /Ш.К. Гіматудінов, І.І. Дунюшкін, В.М. Зайцев та ін .; Під ред. Ш.К. Гіматудінова.-М .: Недра, 1988.-302 с .: іл.

6. Довідник з проектування розробки та експлуатації нафтових родовищ. Видобуток нафти. Під ред. Ш.К. Гіматудінова / Р.С. Андріасов, І.Т. Міщенко, А.І. Петров та ін. М., Недра, 1983.-455 с.

7. Технологія і техніка видобутку нафти: Учеб. для вузів / А.Х. Мірзаджанзаде, І.М. Аметов, А.М. Хасав, В.І. Гусєв. Під ред. проф. А.Х. Мірзаджанзаде-М.: Недра, 1986.-382 с.
Эколого-правовий режим користування тваринним світом
Тобольський факультет заочного навчання Тюменського юридичного інституту МВС Росії КОНТРОЛЬНА РОБОТА по: Екології тема: Эколого-правовий режим користування тваринним світом Варіант № 8 Виконав: слухач Корушев Іван Миколайович, 2 група 1 курс. Службова адреса: 6629850 ЯНАО, Пуровський район,

Норвегія та Фінляндія
Територія та географічне положення. Королівство Норвегія - унітарна держава, що складається з 19 губерній. Країна сягає західних і північних країв Скандинавського півострова й межує з Росією (1), Фінляндією (2) і Швецією (3). Береги країни на заході й півдні омиває Атлантичний океан, на півночі

Зубофрезерування циліндричних коліс
Зміст 1.Принцип освіти зубів черв'ячної фрезою 2.Методи і способи нарізування зубів 3.Інструмент для нарізування циліндричних зубчастих коліс 4.Зажімние пристосування 5.Зубофрезерние верстати та їх основні технічні характеристики 6.Список літератури 1. Принцип освіти зубів черв'ячної фрезою

Вивчення психологічної готовності до материнства
Вивчення психологічної готовності до материнства як чинника розвитку подальших взаємовідносин матері і дитини Вивчення готовності до материнства в останні роки ведеться в різних аспектах: в плані соціологічних досліджень пізнього материнствования і материнствования неповнолітніх ([11] і інш.);

Біохімічні особливості вітаміну А
ДЕРЖАВНЕ ОБРАЗВАТЕЛЬНОЕ установи ВИЩОЇ ОСВІТИ ВОЛГОГРАДСЬКИЙ державний педагогічний університет Природничо-географічний факультет Кафедра хімії та МПХ Курсова робота на тему: Біохімічні особливості вітаміну А Волгоград 2010р. Зміст Введення 1. Вітамін А.Строеніе і властивості 2. Роль і значення

Показники економетрики
Башкирський Державний Аграрний Університет Факультет: економічний Кафедра: статистики та інформаційних систем в економіці Спеціальність: бухгалтерський облік, аналіз і аудит Форма навчання: заочна Курс, група: III, 4 Контрольна робота Економетрика Уфа 2009 Введення Економетрика - наука, яка

Міграційні потоки в Росії
Введення Починаючи з 90-х років двадцятого сторіччя, в Росії відмічається кризовий стан в економіці, міжнародних відносинах, політичних і соціальних інститутах. Крім того, в цілому ряді регіонів країни відбуваються економічні і техногенні катастрофи, спалахують військові дії, що приводять

© 2014-2022  8ref.com - українські реферати