Расчет оборудования при штанговой глубинно-насосной эксплуатации скважин

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Самарский государственный технический университет»

(ФГБОУ ВПО «СамГТУ»)

 

 

Факультет «нефтетехнологический»

Кафедра «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов»

 

 

 

 

 

 

 

Курсовой проект

ПО ДИСЦИПЛИНЕ « Техника и технология добычи нефти и газа»

на тему:

«Расчет оборудования при штанговой глубинно-насосной эксплуатации скважин»

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил студент:

                                                                                              IV-НТФ-9  Коцарев А.А.

Преподаватель:

Снарев А.И.

 

 

 

 

 

Самара 2014

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 70 % действующего фонда скважин. Поэтому надежность эксплуатации этих установок в различных геолого-физических условиях скважины во многом будет определять показатели процессов добычи нефти.

Основными направлениями работ по повышению эффективности процессов добычи нефти с применением ШСНУ  в последние годы являются:

1. совершенствование методов подбора  оборудования к условиям конкретной  скважины и режима его работы, а также поддержание оптимальных  условий эксплуатации в течение  всего межремонтного периода;

2. разработка новых и совершенствование  существующих технических средств для эксплуатации ШСНУ;

3. разработка и применение специальных  конструкций насосов для добычи  высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий;

4. разработка и внедрение мероприятий  по экономии электроэнергии при  добыче нефти с помощью ШСНУ.

Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы:

1. простота ее конструкции;
2. простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;
3. удобство регулировки;
4. возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;
5. малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;
6. высокий КПД;
7. возможность эксплуатации скважин малых диаметров.

При проектировании эксплуатации скважины ШГН выбирают типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний, конструкцию штанговой колонны.

Как показывает практика, межремонтный период работы скважин с установками ШСН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Существующие многочисленные методики подбора оборудования и режима работы позволяют с разной степенью успешности решать вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин. Значительные осложнения при работе скважин (в том числе деформация колонны штанг и НКТ) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования.

Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м. с дебитом жидкости от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.

Необходимость данных расчетов связана с установлением оптимального режима работы ШСНУ для достижения максимального коэффициента подачи штангового глубинного насоса.

 

 

 

1. Назначение и классификация ШГНУ.

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкостей с температурой не более 130 ˚С, обводненностью не более 99%  по объему вязкостью до 0,3 Па-с минерализацией воды до 10 г/л содержанием механических примесей до 3,5 г/л, свободного газа на приеме не более 25%, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацией ионов водорода рН4,2-8,0.

Установка предназначена для подъема нефти из скважины, преимущественно высоковязкой, с помощью привода от станка-качалки.

 Станок-качалка – балансирный индивидуальный механический привод

ШСН. Применяется в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Основными узлами станка-качалки являются рама, стойка (обычно в виде

усеченной четырехгранной пирамиды), балансир с поворотной головкой,

шарнирно подвешенная к балансиру траверса с двумя кривошипами и

противовесами. Для изменения числа качаний станок-качалка комплектуется

набором сменных шкивов.

В 80-х годах прошлого столетия станки-качалки выпускали в двух

исполнениях:

• СК (семь типоразмеров);

• СКД (шесть типоразмеров).

Технические характеристики их приведены в табл. 1 и 2.

Отличительной особенностью станков-качалок типа СКД

следующее: кинематическая схема преобразующего механизма нессиметричная

(дезаксиальная) с углом дезаксиала 9 градусов и повышенным кинематическим

отношением 0,6; меньшие габариты и масса; редуктор установлен

непосредственно на раме станка-качалки.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода полированного штока)

регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном

относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое место).

Частоту движения головки балансира (число качаний) изменяют сменой

шкива на валу электродвигателя на шкив другого диаметра.

 

  2. Состав оборудования.

Балансирный станок-качалка состоит из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смонтированы: стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балансир 10, имеющий на одном конце головку 12 на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном 7. Шатун соединен с кривошипом 5, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески 13.

 

Рис. 4.21. Штанговая скважинная насосная установка: 1 — фундамент; 2 - рама; 3 — электродвигатель; 4 - цилиндр; 5 - кривошип; 6 — груз; 7 - шатун; 8 - груз; 9 - стойка; 10 - балансир; 11 - механизм фиксации головки балансира; 12 - головка балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - полированная штанга; 15 - оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 17 - насосно-компрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 - газовый якорь; 21 - уплотнение полированной штанги; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр глубинного насоса; 25 - плунжер насоса; 26 - нагнетательный клапан; 27 - всасывающий клапан.

Устьевое оборудование I предназначено для герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб, замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине.

Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8...10 м, диаметр 16...25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штанга 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.

Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной по 8...12 м, диаметром 38...100 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкостъ направляется в промысловую сеть.

 

3. Устройство и принцип действия насос.

Глубинный штанговый насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 - в нижней части цилиндра.

Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх — происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.

Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.

 

 

4. Обоснование и расчет основных нагрузок.

Выбираем станок-качалку, диаметр и тип насоса, штанг и НКТ и установливаем режимные параметры работы установки для заданных условий:

дебит скважины – 70 м3/сут; плотность нефти – 850 кг/м2; глубина спуска насоса – 900 м., буферное давление – 1,1 МПа, сила сопротивления движению – 7 МПа, вязкость жидкости – 0,1 см2/с

По диаграмме А.Н. Адонина на пересечении проекций и находим 7СК-12-2,5-4000 и диаметр плунжера насоса 68 мм. Выбираем вставной насос , т.к. .

НКТ находим из выбиираем НКТ

Предварительно выбираем штанги из стали 20ХН Берем двухступенчатую колонну штанг диаметром 25 и 22 мм.

Режимные параметры 7СК-12-2,5-4000 по ГОСТ 5866-66: - длина хода точки подвески штанг. Число качаний

Редуктор Ц2РС-750 с передаточным отношением , диаметром шкива 1000 мм.

Составим таблицу режимов станка-качалки.

№	S	n	Fпл	Dпл	Pmax	Pmin
1	0,9	20,97	39,77	7,12	567180	19746
2	1,2	17,31	36,13	6,78	63647	20550
3	1,5	14,92	33,54	6,54	61131	21123
4	1,8	13,21	31,57	6,34	59209	21560
5	2,1	11,92	29,99	6,18	57673	21910
6	7,7	5,00	19,5	4,98	47452	24263
7	3,19	9,00	26,17	5,77	53914	22802
8	2,07	12,00	30,17	6,20	57839	21915

 

Масса двухступенчатой колонны:

   

 

 

Таким образом из таблицы видно, что наиболее приемлемыми режимами работы насоса при среднем коэффициенте подачи насоса являются 5-й и 4-й, однако диаметр плунжера при этих режимах получится больший.

Для выбора оптимального режима определим максимальные значения нагрузок в точке подвеса штанг:

 

 

 

Наиболее выгодным режимом будет 5-й, при котором наименьшая.

Минимальная нагрузка:

 

 Определим  максимальное и минимальное напряжения:

 

 

 

 

 

Выбираем штанги из ст.20ХH2М. нормализация с упрочненным нагревом ТВЧ.

Коэффициент запаса прочности штанг по пределу текучести:

 

Определим необходимое число качаний при использовании стандартного диаметра плунжера насоса с соответствующей длиной хода:

 

Определим диаметр шкива электродвигателя для нестандартного числа качаний:

 

 

5. Определение нагрузки, длины хода и производительности 

Параметр Коши:

 

- где

1. Максимальная  и минимальная нагрузка по  статической теории (формула Муравьева  И.М.)

 

• где
• где
• где
• где

 

2. Максимальная и минимальная нагрузка по формулам А.С. Вирновского:

Вес штанг в жидкости:

 

Вес столба жидкости в кольцевом пространстве:

 

Площадь поперечного сечения штанг:

 

Удлинение штанг от веса столба жидкости:

 

Площадь поперечного сечения внутреннего канала труб:

 

Коэффициент изменения сечения потока жидкости при переходе от насоса в трубы:

 

Площадь сечения труб по металлу:

 

Коэффициент отношения площадей:

 

Кинематические коэффициенты:

 

Максимальная нагрузка:

 

Минимальная нагрузка:

 

3. Упрощенные  формулы А.С. Вирновского:

 

 

4. Формула И.А. Чарного:

 

 

 

5. Формула  А.Н Адонина:

Кинематический коэффициент:

 

 

Таким образом, принимая за основу нагрузку, рассчитанную по формулам А.С.Вирновского, можно считать, что наиболее близкие значения по дают упрощенная формула А.С. Вирновского (-2982 Н) и формула А.Н.Адонина (+39 Н); по наиболее близкое значение дает упрощенная формула А.С. Вирновского (+1128 Н)

 

Определить длину хода плунжера по статической теории.

Давление столба жидкости над плунжером:

 

Средняя скорость в подъемных трубах:

 

Число Рейнольдса:

 

Коэффициент гидравлического сопротивления:

 

Потери давления за счет сопротивления потоку жидкости в трубах: