ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЭОВАНИЮ

ГОУ ВПО «ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

КАФЕДРА ГОРНЫХ И НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ МАШИН

Курсовая работа на тему:

«Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы, обеспечивающего заданный отбор нефти»

Выполнила: ст.гр.МОН-05:

Рудковская Е. М.

Проверил преподаватель:

Крысин Н. И.

Пермь,2009

Содержание

Введение________________________________________________________ 3

Общие сведения о станках – качалках________________________________ 4

Исходные данные________________________________________________ 12

Расчётная часть__________________________________________________ 13

Заключение_____________________________________________________ 32

Список литературы_______________________________________________ 33

Введение

Привод станка-качалки является одним из важнейших компонентов штанговой скважинной насосной установки, предназначенной для подъема пластовой жидкости из скважин. Станок - качалка обеспечивает перемещение плунжера насоса посредством колонны насосных штанг. Этот вид насосных установок является наиболее массовым в нефтедобывающей промышленности, и в настоящее время ими оснащено свыше половины всего фонда действующих скважин.

Общие сведения о станках – качалках

Станок-качалка являются достаточно консервативным комплексом оборудования, основные конструктивные элементы которого не меняются на протяжении многих десятилетий. Основной областью применения станка - качалки являются скважины с глубиной подвески насоса до 1500 м и дебитами пластовой жидкости до 20 м³ /сутки, что характерно для примерно 80% всего фонда скважин в стране. Незначительное число СК обеспечивает подъем жидкости при глубине подвески до 2750 м или дебите до 60 м³ /сутки.

В основном на отечественных нефтепромыслах применяются станки - качалки с длиной хода 2,5-3 м и максимальной нагрузкой в точке подвеса 60-80 кН. Нужно отметить, что основные параметры фонда скважин изменяются очень медленно, а поэтому и необходимость в изменении характеристик станков-качалок отсутствует. В тоже время разнообразие условий эксплуатации, например, пробная эксплуатация скважин, требует новых типов приводов, которых обеспечивают расширение возможностей данных устройств.

ШСНУ включает:

а) наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Схема штанговой насосной установки.

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 , насосно-компрессорных труб 3 , подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6 , сальникового штока 7 , станка качалки 9 , фундамента 10 и тройника 5 . На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра.

Станки-качалки

Станок-качалка является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Станок – качалка

1-подвеска устьевого штока;2-балансир;3-стойка;4-шатун;5-кривошип;6-редуктор;7-ведомый шкив; 8-ремень;9-электродвигатель;10 – ведущий шкив; 11 ‑ ограждение; 12 – поворотная плита; 13 – рама; 14 – противовес; 15 – траверса; 16 – тормоз; 17 ‑ канатная подвеска

Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 2) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

СК в силу заложенного в них принципа действия и необходимости уравновешивания обладают высокой металлоемкостью — в среднем 15-25 т - и поэтому требуют сооружения массивного железобетонного фундамента или стального основания. В большинстве случаев СК монтируются рядом с устьем скважины и не меняются в течение всего периода их эксплуатации. Область применения станков-качалок ограничена условно прямолинейными и мало искривленными скважинами. Наличие значительных неуравновешенных масс не позволяет использовать их на морских промыслах, а на заболоченных территориях требуется сооружение дорогостоящих фундаментов, стоимость которых может превышать стоимость самих СК.

Современные СК состоят из рамы, стойки, преобразующего механизма (балансир, траверс, шатуны, кривошипы), редуктора, клиноременной передачи и приводного двигателя. Фактический срок службы этого оборудования, исходя из мирового опыта, составляет более 20-30 лет. Его ремонт или замена являются чрезвычайно трудоемкими и дорогостоящими операциями, что обусловлено, в частности, значительной массой и габаритами оборудования.

Совершенствование станков-качалок идет в направлении разработки новых типоразмеров с аналогичными или близкими параметрами взамен имеющихся, а также проектирования устройств, основанных на иных принципах действия. К примерам последних следует отнести станки-качалки с гидроприводом, бесбалансирные станки-качалки ленточного типа, цепные и др. Однако если по техническим параметрам эти устройства существенно превосходят традиционные станки-качалки, то по надежности до настоящего времени их превзойти не удалось. Поэтому в ближайшие 5 -10 лет этот вид приводов будет по-прежнему монополистом на нефтяных промыслах.

СК является машиной, конструкция которой совершенствовалась в течение всей истории нефтедобывающей промышленности. В существующих ныне конструкциях изменений не предвидится. Энергоемкость и удельная мощность СК определяются прочностными показателями материалов, изменений которых также не предвидится. Можно, конечно, сделать балансир из углепластика, а при изготовлении редуктора использовать нанотехнологии, но и цена у таких изделий будет космическая.

Перспективы изменения стоимости СК можно отследить по следующим характеристикам. Основную долю в общем балансе составляет стоимость материалов. Для наиболее распространенных СК с максимальным усилием в точке подвеса 60-80 кН собственная масса составляет 15-20 т. Из них на стальной прокат с минимальной механической обработкой приходится около 30%, литой чугун — 45%, на стальные детали с механической обработкой — 15%, остальное — на покупные изделия. Динамика изменения стоимости этих материалов в совокупности с механосборочными работами позволяет прогнозировать увеличение цен на 5-8% в год без учета инфляции.

Основными конкурентами в области применения штанговых скважинных насосных установок с приводом от СК в настоящее время являются гидропоршневые, электровинтовые, диафрагменные, струйные и штанговые винтовые насосные установки. Первые четыре типа установок стоят существенно дороже, а последний является основным конкурентом для эксплуатации прямолинейных и малоискривленных скважин. Винтовые штанговые насосные установки характеризуются более низкой ценой наземной части, не требуют сооружения фундамента и достаточно надежны. Их внедрение является скорее организационной, чем технической проблемой, о чем свидетельствует опыт их эксплуатации в Канаде.

СК характеризуются тремя основными параметрами: длиной хода точки подвеса штанг, максимальной нагрузкой в точке подвеса штанг и крутящим моментом на выходном валу редуктора.

Новый отечественный стандарт, гармонизированный со стандартом API, предусматривает ряд значений длины хода – от 0,41 до 7,62. Исследования зависимостей массы и габаритов балансирных станков-качалок показывают, что подобная схема привода может быть реализована только для длины хода, не превышающей 6,1 м. При дальнейшем увеличении длины требуется масса привода свыше 60 т, что делает нереальным его изготовление, монтаж и обслуживание в условиях массовой эксплуатации. Поэтому длина хода точки подвеса штанг свыше указанной величины не должны регламентироваться вообще.

Максимальная нагрузка в точке подвеса штанг является вторым основным параметром привода. Ее значения в процессе эксплуатации обусловлены большим количеством факторов — это условный диаметр применяемого скважинного насоса, глубина его подвески, физические характеристики пластовой жидкости и др. Поэтому выбор значений максимальной нагрузки, как правило, сводится к выбору ряда круглых чисел, составляющих арифметическую прогрессию. За всю историю отечественного нефте-промыслового машиностроения в серийном производстве были освоены станки-качалки с грузоподъемностью до 80 кН включительно. Опыт эксплуатации этого оборудования на отечественных промыслах показывает, что потребность в приводах с максимальным усилием менее 40 кН практически отсутствует.

Третьим основным параметром является величина крутящего момента на выходном валу редуктора. Этот параметр - комплексный и при одном и том же числе двойных ходов характеризует производительность станка-качалки, поскольку зависит и от длины хода, и от полезной нагрузки в точке подвеса штанг. Редукторы, реализующие стандартные значения крутящего момента, обеспечивают создание до 5 типоразмеров приводов, которые отличаются длиной хода и усилием в точке подвеса штанг.

Ремонт СК выполняется собственными силами предприятий. При этом приходится обычно заменять только редуктор, срок службы которого в настоящее время недопустимо низок. Ситуация отслеживается машиностроителями – часть из них прекратили выпуск СК, а некоторые ограничиваются изготовлением редукторов. Это ведет к истощению техноло-гической базы, разрушению отлаженного производства и застою в развитии нового оборудования.

К основным недостаткам балансирных СК следует отнести:

- низкий срок службы редуктора (если у американских производителей он составляет 20 лет, то отечественные работают в среднем 5 лет);
-разрушение элементов преобразующего механизма;
- неудовлетворительное центрирование канатной подвески, обусловленное неточностью изготовления головки балансира и приводящее к ускоренному износу устьевого уплотнения;

- неудобство перестановки пальцев шатунов;
- высокая трудоемкость перемещения грузов при уравновешивании;
- неудобство обслуживания клиноременной передачи;
- неудобство поворота головки балансира перед выполнением подземного ремонта скважин.

Говоря о перспективах развития штангового способа эксплуатации скважин и соответственно о перспективах совершенствования приводов штанговых скважинных насосов необходимо иметь в виду, что вновь вводимые в эксплуатацию месторождения по своим масштабам не сравнимы с ранее освоенными - они располагаются в основном в труднодоступных, заболоченных районах с вечно мерзлыми грунтами. Бурение скважин на таких территориях ведется, как правило, с кустов наклонно-направленными скважинами, эксплуатация которых штанговыми насосами затруднительна. А к перспективным относятся районы шельфа и морские месторождения, на которых применение механических СК нереально.

Поэтому необходимости в каком-нибудь существенном совершенствовании конструкции СК сегодня нет. Основное направление их развития должно заключаться в увеличении надежности, облегчении обслуживания и снижении металлоемкости в рамках существующих отработанных схем. Последнее подразумевает, например, применение одноплечных СК с пневматическим уравновешиванием, которые по сравнению с двуплечными, аналогичными по параметрам, имеют меньшие габариты и массу.

Ситуация с балансирными СК отнюдь не означает прекращения работ по созданию приводов, основанных на иных принципах действия. Развитию этих работ благоприятствует упомянутый выше новый стандарт на приводы штанговых насосов, который не регламентирует устройство и кинематическую схему приводов, а только их выходные параметры.

При этом можно выделить новые приводы с использованием цепной передачи, выпуск которых налажен в Татарии, гидравлические приводы с пневматическим уравновешиванием, выпускаемые ОАО "Мотовилихинские заводы" (Пермь) и гидравлический привод с инерционным уравновешиванием, разработанный в РГУ нефти и газа им. И. М.Губкина.

Основой для создания гидроприводных установок послужили выпускавшиеся серийно гидравлические приводы с использованием насоснокомпрессорных труб в качестве уравновешивающего груза «АГН». Выпускаются они пока опытно-промышленными партиями, но факт ведения этих работ свидетельствует о возможности массового появления приводов штангового насоса нетрадиционных конструкций.

Основными достоинствами гидравлического привода, независимо от способа уравновешивания, являются:

- монтаж непосредственно на устье скважины и отсутствие необходимости в фундаменте. Это позволяет запустить его в работу через 2-3 часа после начала монтажа и исключает необходимость центрирования;
- простота регулирования режима работы в достаточно широком диапазоне длины хода точки подвеса штанг и числа двойных ходов - от 15 до 1 хода в минуту;
- отсутствие необходимости в уравновешивании инерционных приводов;
- малая, порядка 1 – 1,5 т, масса, что позволяет доставлять их на скважину с помощью вертолетов.

Так что можно прогнозировать, что в ближайшие годы спрос на станки-качалки останется на прежнем уровне, каких-либо изменений в балансирных приводах не произойдет, а дальнейшее развитие приводов будет идти в направлении создания и совершенствования нетрадиционных конструкций.

Исходные данные

Диаметр эксплуатационной колонны, мм	146
Глубина скважины L 0 , м	1800
Д Диаметр эксплуатационной колонны(внутренний), Д с, мм	130
П Планируемый дебит жидкости Q ж пл , м3 /сут	33
О Объёмная обводнённость жидкости, В	0
П Плотность дегазированной нефти, н , кг/м3	820
П Плотность пластовой воды в , кг/м3	1300
П Плотность газа (при стандартных условиях) г 0 , кг/м3	1,6
Газовый фактор G 0 , м3 /м3	40
В Вязкость нефти н , м2 /с	310-6
В Вязкость воды в , м2 /с	10-6
Д Давление насыщения нефти газом, р нас , МПа	8,9
П Пластовое давление р пл , МПа	10,1
У Устьевое давление р у , МПа	1,6
С Средняя температура в стволе скважины, К	310
К Коэффициент продуктивности К пр , м3 /(с Па)	1,0310-3
О Объёмный коэффициент нефти при давлении насыщения, b нас	1,12

Расчётная часть

1.Определим дебит нефти по формуле IV.4:

Q н.с. =Q ж.пл.*(1 - В)/86400 = 32/86400 = 3,81*10^-4 м³ /с

2. Определим забойное давление:

Pзаб. = Р пл. – Qн.с./К пр. = 10,1 - 3,82*10^-4 /1,03*10^-3 = 12*10⁶ - 0,337 = 6,36 МПа

3.Строим кривую распределения давления

0 = н.д. + bнас. * Р нас. = 820 + 1,12*8,9 = 829,97кг/м³

Р = 1,6; 2; 3; 4; 5; 7; 8,9

Плотность нефти от давления:

ж.(Р) = 0 - bнас.*Р = 829,97 – 1,12*Р

Коэффициент растворимости:

а = (G ₀ * н.д. )/1000(Рн. – Рат) = (40*820)/1000(8,9 – 0,1)=3,73 МПа

Параметр	Р, МПа
	1,6	2	3	4	5	7	8.9
ρж , кг/м3	829.97	828.18	827.73	826.61	825.49	824,37	822,13
ρ г , кг/м3	25,6	32	48	64	80	112	142,4
u * 103 ,	0,827	0.624	0.356	0,222	0,142	0,050	0,0005
q * 103 ,	0,466	0,468	0,471	0,475	0,480	0,487	0,494
j	0,378	0,314	0,207	0,139	0,094	0,035	0,004
ρ с , кг/м3	526	578	666	721	755	799	819
e	0,808	0,848	0,907	0,940	0,961	0,986	1
dP/dl,МПа/м	0,00671	0,00702	0,00751	0,00777	0,00793	0,00813	0,00822
l ,м	--------	58,3	137,7	130,9	127,4	249,1	232,4
L ,м	--------	58,3	195,9	326,8	454,2	703,3	935,7

ж. = 0 - bнас. Р = 829,97 – 1,12*Р

При заданном давлении Р массовое количество постурающего вместе с нефтью растворённого газа составит:

Q(Р) = а(Р – Р ат.)Qск._г 10⁶ / н.д. = 3,73(Р – 0,1)33000*1,6*10⁶ /820 = 240*(Р – 0,1)

Секундный объёмный расход жидкой фазы:

Q(Р) = (Qск. + Q(P))/86400 ж(Р) = 33000 + 240(Р – 0,1)/86400 ж(Р)

.г.(Р) = _{г 0} *Р*10

Секундный объёмный расход свободного газа, приведённый к атмосфкрному давлению и температуре 20⁰ С:

uо. = Qск.*[(G* н.д. /1000) – а(Р – Р ат.)]/86400* н.д. = 33000[(40*820/1000) – 3,73(Р – 0,1)]/86400*820

u(P) = Pат.* uо.(Р)*Т/Р*То. = 0,1*uо.(Р)*310/Р*293

To = 20⁰ C = 293 К

Рат. = 0,1 МПа

e = dP/ ж.gdl = ((qо. + аo.)/(q+ аo.+u))+a1*u² +a2*q^1.75 +а3*u*q

аo = 0,785d² *10^-4 =0,3018*10^{-2 м2}

a1 = 2,57

a2 = 635

а3 = 1861

Глубину спуска насоса выбираем, исходя из оптимального давления на приёме, примерно равного 4,6 МПа. По графику находим что при L _н =420м Р_пр = 4,6 МПа., эту глубину выбираем в качестве глубины спуска.

5.По диаграмме А.Н.Адонина выбираем диаметр насоса, который для

Lн. = 420м и Q _{ж пл =} 33 м³ /сут равен 55 мм.

По таблице IV.23 выбираем насос НСВ1,пригодный для неосложнённых условий эксплуатации.

6.Колонна НКТ для насоса НСВ1 – 55 в соответствии с таблицей IV.25 выбирается с условным диаметром dнкт = 89 мм и толщиной стенки 6,5 мм.

Для труб этого диаметра Dтн = 0,089 м, Dтв = 0,076 м

fтр = π(Dтн - Dтв)/4 = 16,8*10^{-4 м2}

7.Для давления Рпр определим объёмный коэффициент нефти:

bн(Рпр) = 1+(bнас - 1)[( Рпр – 0,1)/(Рнас – 0,1)] ^1/4 =

= 1+(1 - 1,12)[(4,6 – 0,1)/(8,9 – 0,1)] ^1/4 =1,1

Количество растворённого газа:

Г(Рпр) = Го[(Рпр – 0,1)/(Рнас – 0,1)] ^с = 40[(4,6 – 0,1)/(8,9 – 0,1)] ^0,454 = 29,50 м³ /м³

Расход свободного газа:

Qг(Рпр) = [Го - Г(Рпр)]Zp0*Тскв*Q н.с. / Рпр*T0 = (40 – 29,5)0,1*310*3,81*10^-4 //4,6*293 = 1,49*10^-4 м³ /с

Подачу жидкости:

Qж(Рпр) = Qнbн(Рпр) + Qв = 3,81*10^-4 *1,1 = 4,19*10^-4 м³ /с

8.Коэффициент сепарации газа по формуле IV.194:

σс/о = fмеж/Fc = (Dc² – Dтн² )/ Dc² = (0,150² – 0,089² )/ 0,150² = 0,65

σс = σс/о/[1+36,5Qж(Рпр)/ Dc² * π/4 = 0,65/[1+36,5*4,19*10^-4 *4/3,14*0,150² ]=

= 0,34

Трубный газовый фактор:

Gн.о. = Gо – [Го - Г(Рпр)] σс = 40 – [40 – 29,5]0,34 = 36,27 м³ /м³

Новое давление насыщения Р'нас = 5,5 МПа

9.Определим давление на выкиде насоса:

Рвык = 8,5 МПа

Определим среднюю плотность смеси в колонне НКТ:

ρсм.т. = (Рвык - Ру)/Lн*g = (8,5 – 1,6) *10⁶ /420*9,8 = 1676 кг/м³

10.Определим максимальный перепад давления в клапанах при движении через них продукции скважины:

Согласно таблице IV.1 dкл.в. = 30 мм, dкл.н = 25 мм

Предварительно


29-04-2015, 00:57