Расчет оборудования при штанговой глубинно-насосной эксплуатации скважин

 

Давление под плунжером:

 

Вес столба жидкости над плунжером:

 

Удлинение штанг:

 

Удлинение труб при ходе штанг вниз:

 

Деформация штанг за счет силы сопротивления при ходе штанг вниз:

 

Радиус спирали:

 

Длина сжатой части колонны:

 

Осевой момент инерции:

 

Потери хода за счет изгиба штанг:

 

 

Длина хода плунжера при действии статических сил:

 

 

Определить длину хода плунжера по динамической теории.

Так, как колонна штанг одноступенчатая, а жидкость вязкая, то считаем по формуле:

 

 

 

 

 

Определить производительность и коэффициент подачи ШГНУ по различным формулам и сравнить их:

1. Определим производительность по теории А. М. Юрчука:

 

 

 

 

 

2. Производительность по формуле А.Н. Адонина:

Режим откачки статический,

 

3. Производительность по формуле А.С. Вирновского:

 

 

4. Производительность при откачки высоковязкой жидкости по формуле Вирновского:

 

 

 

5. Производительность при наличии сил сопротивления:

 

Таким образом, производительность по первым трем формулам не отличаются. Существенные отличия наблюдаем при наличие силы сопротивления и с учетом гидродинамического сопротивления при высоких константах трения.

Теоретическая производительность:

 

Определим коэффициент подачи:

 

С учетом вязкости жидкости:

 

С учетом силы сопротивления:

 

6. Прочностные расчеты.

Рассчитываем на прочность одноступенчатую колонну штанг для

Определим перепад давления над плунжером:

ΔР = Рст + Рб + Рг- Р0

Полагаем, что гидравлическое сопротивление движению жидкости в трубах мало, Рг = 0

Найдем статическое давление над плунжером:

Рст = 900·850·9,81= 7,5 МПа.

Давление под плунжером

Р0 = (L-hд)ржg = (900-850)·850·9,81 = 0,416 МПа,

Рб = 1,1 МПа.

Перепад давления над плунжером

ΔР = 7,5 + 1,1-0,416 = 8,184 МПа.

Выбираем штанги 22 мм и 25 мм в равных долях.

Для нижней секции (диаметр 22 мм)

МПа

По формуле найдем

МПа;

МПа.

 Максимальное напряжение

σmaх = σср + σa = 47,07+55,2= 102,3МПа.

Приведенное напряжение

 МПа.

Для верхней секции (диаметром 25 мм)

Рш2 = ρшfx2·x2g = 7850·0,785·0,0252·495·9,81= 18702 H;

Рш1 = ρшfx1·x1g = 11849 Н.

Определим

Рш1 = ρшg·0,785(d2ш1х1+ d2ш2х2) = 30551 H;

МПа.

Максимальное напряжение

σmaх2 = σср + σa = 55,5+55,7= 111,2МПа.

 

Приведенное напряжение

МПа.

Выбираем  для штанг диаметром 22  и 25 мм сталь 20ХН, имеющую σпр = 90 МПа, σт = 390 МПа.

Запас прочности по σт

Запас прочности по σпр

 

Определить момент на валу кривошипа и мощность электродвигателя установки

Момент на кривошипном валу редуктора:

 

 

 

 

 

Теоретическая мощность:

 

Полезная мощность:

 

Выбираем электродвигатель АОП-63-4 с КПД 87,5%, cos=0,87, номинальная мощность 14 кВт.

Мощность установки:

 

 

Рассчитать балансир на прочность и выносливость.

Поперечное сечение балансира в расчетном сечении представляет два сваренных двутавра №60 с двумя приваренными накладками толщиной 10 мм.

 

Момент сопротивления опасного сечения балансира:

 

Принимаем кратность мгновенной нагрузки 1,5;

 

Максимальное кратковременное напряжение:

 

Запас прочности в случае хрупкого разрушения:

 

Запас прочности в случае пластической деформции:

 

Проверим балансир на действие циклических нагрузок:

 

 

 

Полученные запасы прочности при статических и циклических нагрузках обеспечивают надежную работу балансира.

 

7. Инструкции по эксплуатации.

 

Техника безопасности при эксплуатации ШСНУ 
Опасность травмирования персонала при обслуживании скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, связана в основном с наличием движущихся частей станков-качалок и необходимостью выполнения различных операций по проверке технического состояния, изменению режима работы и ремонта наземного оборудования. К числу таких операций относится, работы по замене клиновидных ремней, снятию и установке канатной подвески, изменению длины хода и числа качаний балансира станка-качалки, а также по замене балансира, редуктора и других частей станка-качалки. 
Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока. 
Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры.  
До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигателя должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат: “Не включать, работают люди”. 
На скважинах с автоматическим или дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: “Внимание! Пуск автоматический”. 
Ограждения кривошипно-шатунного механизма и клиноременных передач станка-качалки должны удовлетворять требованиям, предъявляемым правилами безопасности к ограждению, движущихся частей станков, машин и механизмов. 
Системы замера дебита, пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пульт. 
Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом. 
Для обслуживания тормоза станка-качалки устраивается площадка с ограждением. 
При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см. 
Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору и раме. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм2, толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей – 10 мм. Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором, должны быть заглублены в землю не менее, чем на 0,5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля. Применение для этих целей стального каната не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра. 
Изменение длины хода балансира станка-качалки связано с необходимостью перестановки пальца на кривошипе. При выполнении этой операции возникает опасность падения работающего с высоты (если фундамент станка-качалки имеет относительно большую высоту), травмирования отсоединенным внизу шатуном, а также инструментом или отлетевшим кусочком металла (при выбивании пальца кувалдой). Во избежание несчастных случаев рабочее место подготавливают так, чтобы создать определенные удобства для выполнения указанной операции. Шатун после отсоединения от кривошипа привязывают к стойке (пирамиде) станка-качалки, а пальцы выпрессовывают по средством предназначенного для этого приспособления с использованием привода и тормоза станка-качалки. 
Устанавливать балансир в требуемое положение путем проворачивания вручную шкивов клиноременной передачи запрещается

 
6.3 Обеспечение электробезопасности 
Несчастные случаи, связанные с поражением током, одни из немногочисленных.. 
Автотрансформатор, станция управления заземляются перед включением электрооборудования в сеть, измеряется сопротивление заземления. Около зажимов кабельного ввода и рубильников на станцию управления устанавливают изолирующие подставки. Около трансформатора и смотанного кабеля вывешиваются плакаты “высокое напряжение”. 
Повышенная опасность поражения человека электрическим током возникает при чрезмерной перегрузке токоприемников, прикосновении к токоведущим частям электрооборудования, контакте с обычно нетоковедущими металлическими частями, случайно оказавшимися под напряжением, при резком снижении сопротивления изоляции. Электрическая сеть при коротком замыкании отключается при помощи быстродействующих реле выключателей, установленных плавких предохранителей. Все эти устройства предельно сокращают время возможного действия электрического тока на человека. 
Применяется защитное заземление, преднамеренное соединение с землей металлических частей оборудования, обычно не находящихся под напряжением. Заземляются металлические корпуса соединительной коробки кабеля, вторичные обмотки трансформатора, щиты управления, броня кабеля, сопротивление корпуса. Заземление должно быть не более 40 метров. 
Наиболее эффективный способ защиты – защитное отключение: с помощью универсального устройств (прибор индикатора, автоматический выключатель) аварийный участок сети может быть отключен за доли секунд. Также предусматривается средства индивидуальной защиты: резиновые перчатки, диэлектрические боты. 
Для обеспечения безопасности работающего персонала необходимо выполнять заземление корпусов комплектного устройства, трансформаторов, брони кабеля, то есть заземлять все наземное электрооборудование. 
Сопротивление контура должно быть не более 4 Ом. В электроустановках с глухо заземленной нейтралью производят соединение заземляющего контура с нейтралью трансформатора. Периодический осмотр заземляющего устройства проводят не реже одного раза в год. Осмотр и измерение сопротивления заземляющего устройства производят летом при максимальной плюсовой температуре и зимой при максимальной минусовой температуре. 
При приемке заземляющего устройства в наличии должен быть паспорт.  
Выводы 
При добыче обводненной нефти возникает ряд осложнений связанный с агрессивным воздействием минерализованной воды на скважинное оборудование, вызывающее коррозию, образование солей. Всё это ведёт к преждевременному отказу ШСНУ, снижению межремонтного периода работы скважин и увеличению себестоимости добываемой нефти.

8. Способы борьбы с повышенным содержания песка на приеме штангового насоса.

Отрицательное влияние песка в продукции приводит к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10   20 мин) возможно заедание плунжера в насосе, а при большом осадке – и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости подачи восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К песчаным скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Выделяют 4 группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации:

1. Наиболее эффективный метод – предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе – уменьшением отбора жидкости.

При этом целесообразно обеспечить плановый запуск песочной скважины увеличением длины хода   , числа качаний   или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное пространство (20   25 % от дебита).

2. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. Условия выноса по А.Н. Адонину,

,

где   – скорость восходящего потока жидкости;

 – скорость свободного осаждения песчинки с расчетным диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной фракции, составляющей около 20 % всего объема песка.

Это обеспечивается подбором сочетаний подъемных труб и штанг либо подкачкой в затрубное пространство чистой жидкости (нефти, воды).

3. Установкой песочных якорей (сепараторов) и фильтров у приема насоса достигается сепарация песка от жидкости. Работа песчаных якорей основана на гравитационном принципе.

Песочный якорь прямого действия одновременно является газовым якорем. Применение песочных якорей – не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Метод эффективен для скважин, в которых поступление песка непродолжительно и общее его количество невелико.

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, цементно-песчано-солевые, песчано-пластмассовые, пружинные и другие фильтры. По А.М. Пирвердяну, лучшими являются сетчатые фильтры с размером ячеек 0,25 х 1,56 мм. Вследствие быстрого засорения (забивания, заклинивания) противопесочные фильтры не нашли широкого применения. Их целесообразно помещать в корпус с "карманом" для осаждения песка (не образуется забойная пробка, уменьшается скорость заклинивания) или сочетать с песочным якорем.

 
Рис. 11.6.  Принципиальная схема песочного якоря прямого действия: 1 – эксплуатационная колонна; 2 – слой накопившегося песка; 3 – корпус; 4 – приемная труба; 5 – отверстия для ввода смеси в якорь

4. Использование специальных насосов для песочных скважин.

При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера "на выворот" при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки-завихрители. Кроме того, принимают режим откачки, характеризующийся большой длиной хода S и малым числом качаний  .

Основной способ подъема высоковязких нефтей на поверхность – штанговый скважинно-насосный. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные сигналами гидродинамического трения и при движении штанг в жидкости, а также движении жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны.

При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа·с может происходить "зависание" штанг в жидкости при ходе вниз. С целью уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи: применение специальных двухплунжерных насосов, увеличение диаметра НКТ, насоса и проходных сечений в клапанах насоса, установление тихоходного режима откачки (число качаний до 3   4 мин-1, длина хода 0,8   0,9 м) подливом растворителя (маловязкой нефти) в затрубное пространство (10   15 % расхода добываемой нефти или воды), подогревом откачиваемой жидкости у приема насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

Для борьбы с отложениями парафина применяют такие же методы, как при фонтанной и газлифтной эксплуатации. При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ, что ведет к снижению производительности насоса и прекращению извлечения жидкости. При небольшой интенсивности отложения парафина применяется наземная и подземная пропарка труб с помощью паропередвижной установки.