Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"

В качестве дополнительного метода борьбы с АСПО, в НГДУ «ЛН” на 77,9% осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН, используются промывки различного типа (дистиллятом, дистиллятом в комбинации с нефтью, горячей нефтью).

Динамика проведения промывок представлена в таблице 7

Таблица 7

Динамика проведения промывок

В качестве растворителя используется нефтяной дистиллят, как собственного производства, так и получаемый в ОЭ НГДУ «Татнефтебитум”.

Более 58 % всех проведенных в 2001 году обработок составили промывки дистиллятом в комбинации с нефтью. Содержание нефти в растворе при этом составляет от 20 до 50 %. Выбор концентрации осуществляется технологическими службами нефтепромыслов с учетом скважинных условий.

Всего промывками охвачено 484 скважины с периодичностью промывок 2-3 раза в год. Объем разовой дистиллятной обработки составляет в среднем 8 м3.

Гидравлический расчет промывки скважины нефтедистиллятной смесью

Исходные данные:

Скважина №1828А,

Н забой = 1620 м - искусственный забой,

Диаметр эксплуатационной колонны Dэкс. к =146 мм,

Диаметр НКТ dHKT = 73 мм,

Диаметр штанг ШТ. = 22 мм,

НН2Б - 44,

Плотность дистиллята сД = 707 кг/м3,

Q = 8 м3, В=0 %.

Техника для промывки:

ЦА - 320; поршня = 100 мм; = 180 л/с

Производительность агрегата:

1 скорость - 1,4 л/с 2 скорость - 2,55 л/с

3 скорость - 4,8 л/с 4 скорость - 8,65 л/с

Расчет гидравлического сопротивления при движении дистиллята в кольцевом пространстве.

P1 = л? (HHKT? сД)/(Dэкс.к - dHKT) х (vн2/2), Рa (13 стр.193) (2.1)

где: - коэффициент трения, = 0,035;

ННКТ - длина колонны НКТ, м;

v н- скорость нисходящего потока жидкости, м/с;

сД - удельный вес дистиллята, кг/м3;

Dэкс. к - диаметр эксплуатационной колонны, м;

dHKT - диаметр НКТ, м;

При работе на 1 скорости:

Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 - 0,073) х (0,172/2) = 0,0071?106 Па;

на 2 скорости:

Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 - 0,073) х (0,372/2) = 0,0339?106 Па;

на скорости 3:

Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 - 0,073) х (0,532/2) = 0,0696?106 Па;

на скорости 4:

Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 - 0,073) х (1,032/2) = 0,263?106 Па.

2. Гидравлическое сопротивление по уравновешиванию столбов жидкости в НКТ и колонне:

P2 = (сн - сД)?g ?ННКТ, (13, стр.197) (2.2)

где: сн - плотность нефти.

С достаточной точностью для расчетов

P2 = (820 - 707)?9,81?1450 = 1,607?106 Па

3. Гидравлическое сопротивление в трубах НКТ:

Р3 = ?НКТ? ННКТ?сД? v 2в/[2(ВН - ШТ.)] (13, стр. 199) (2.3)

где: - коэффициент, учитывающий потери на местных сопротивлениях при движении дистиллята в НКТ, =1,1;

НКТ - коэффициент трения в НКТ, НКТ = 0,04;

ВН - внутренний диаметр НКТ, м ;

ШТ. - диаметр штанг, м;

v в - скорость восходящего потока, м/с;

на 1 скорости:

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·0,42/[2·(0,062 - 0,022)] = 0,09·106 Па

на 2 скорости

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·0,82/[2·(0,062 - 0,022)] = 0,361·106 Па

на скорости 3

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·1,62/[2·(0,062 - 0,022)] = 1,443·106 Па

на скорости 4

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·2,912/[2·(0,062 - 0,022)] = 4,775·106 Па

Гидравлические сопротивления на выходе агрегата ЦА-320 при обратной промывке ничтожно малы, при расчете их не используют.

5. Давление на выкиде насоса:

Рв = Р 1+ Р 2+ Р 3; (13, стр.196) (2.4)

На 1 скорости:

Рв = 0,0071?106 + 1,607?106 + 0,09·106 = 1,704·106 Па;

На 2 скорости:

Рв = 0,0339?106 + 1,607?106 + 0,361·106 =2,002·106 Па;

На 3 скорости:

Рв = 0,0696?106 + 1,607?106 + 1,443·106 =3,120·106 Па;

На 4 скорости:

Рв = 0,263?106 + 1,607?106 + 4,775·106 =6,645·106 Па.

6. Рассчитываем мощность насоса:

N = Pв·Q/з, (13, стр.197 ) (2.5)

где з - К.П.Д насоса,

з = 0,65;

на 1 скорости:

N =1,704·106 Па?1,4/0,65 = 3,67 кВт;

на 2 скорости:

N =1,704·106 Па?2,55/0,65 = 6,68 кВт;

на 3 скорости:

N =1,704·106 Па?4,8/0,65 = 12,58 кВт;

на 4 скорости:

N =1,704·106 Па?8,65/0,65 = 22,68 кВт.

7. Использование максимальной мощности:

К = (13, стр. 197) (2.6),

где максимальная мощность насоса mах = 130 кВт;

на 1 скорости:

К = 3,67·100/130 = 2,82%;

на 2 скорости:

К = 6,68·100/130 = 5,14%;

на 3 скорости:

К = 12,58·100/130 = 9,68%;

на 4 скорости:

К = 22,68·100/130 = 17,45%.

8. Скорость подъёма дистиллята в Н.К.Т.

v п =v в (13, стр.197) (2.7),

на 1 скорости v п = 0,4 м/с

на 2 скорости v п = 0,8 м/с

на 3 скорости v п = 1,6 м/с

на 4 скорости v п = 2,91м/с

где значения v в выбраны по таблице Х.2 стр. 192 (1).

9. Продолжительность подъёма дистиллята в НКТ с разрыхлением парафина и его выносом:

t =HHKT/ v п (13, стр.197) (2.8),

на 1 скорости:

t =1450/0,4 = 3625 сек. = 60,42 мин.;

на 2 скорости:

t =1450/0,8 = 1812,5 сек. = 30,21 мин.;

на 3 скорости:

t =1450/1,6 = 902,25 сек. = 15,10 мин.;

на 4 скорости:

t =1450/2,91 = 498,28 сек. = 8,30 мин.

В НГДУ «ЛН” применяется для промывки скважин нефтедистиллятной смесью комплекты из агрегата ЦА-320 на базе КрАЗ-257 и автоцистерны на базе КамАЗ - 5220 емкостью 8 м3.

Из гидравлического расчета промывки скважины видно, что оптимальный режим работы агрегата осуществляется на 3 скорости, т.к. при этом режиме происходит наилучшее вымывание парафина с НКТ и соблюдаются технические условия безопасности работы с горючим материалом - давление выкида насоса меньше или равно 7 МПа.

Из условий наименьших гидравлических сопротивлений промывку желательно начинать на 1 скорости, производительностью 1,4 л/с, с постепенным наращиванием расхода (т.е. переходом на 2-3 скорости)

Продолжительность промывки на 3 скорости (объём 8 м3) составит 15,10 минут. При окончании промывки в обратной последовательности опускаемся до 1 скорости и заканчиваем промывку.

Схема размещения оборудования при промывке скважин нефтедистилятной смесью

Применение ингибиторов различного типа

Наиболее эффективным методом борьбы с парафином является химический метод, который основан на добавке в поток жидкости при помощи агрегатов ЦА 320 М и АКПП -500, ДРС и ДРП-1, а также УДЭ и УДС, химических реагентов способных гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти.

Такими растворителями могут быть водо- и нефтерастворимые ПАВ.

Существует множество типов отечественных и импортных ингибиторов для предотвращения и удаления отложений парафина. Большинство реагентов способствует так же предупреждению образования или разрушению водонефтяных эмульсий. Наиболее эффективные реагенты СНПХ - 7202, 7204, 7400. На месторождениях АО «Татнефть” широко применяется ингибитор для предотвращения и удаления отложений парафина СНПХ-7215, который закачивается в затрубное пространство скважины при помощи агрегатов УЭД и УДС.

Наибольшее распространение на промыслах НГДУ “ЛН” получил ингибитор СНПХ-7212 М, который закачивается в затрубное пространство скважин при помощи устьевых дозаторов УЭД и УДС из расчета 100-200 г/т нефти.

Ингибиторы парафиноотложений можно дозировать в скважины при помощи глубинных дозаторов ДСИ-107. Скважинный дозатор ДСИ-107, разработан ТатНИПИнефти, предназначен для подачи водо-нерастворимых ингибиторов на приём штангового насоса. Дозатор может, применятся в скважинах с обводненностью продукции не менее 10 % при температуре рабочей среды от 283 до 373 К (10- 1000С). Плотность применяемого ингибитора должна быть ниже плотности воды не менее чем на 50 кг/м3, а кинематическая вязкость - не более 450 м2/с. Дозатор обеспечивает непрерывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут.

Эксплуатация дозатора состоит в следующем: определяются необходимый объём химреагента, длина колонны НКТ для размещения ингибитора и диаметр втулки дозатора для установления режима его работы. На скважину завозят расчетное количество ингибитора и НКТ. Из скважины извлекается насосное оборудование.

Спускается в скважину колонна НКТ расчетной длины, нижний конец которой снабжен заглушкой и пробкой.

Определяется плотность ингибитора (денсиметром) и вязкость его (вискозиметром) при температуре среды на глубине подвески дозатора в скважине, содержание воды в продукции скважины по данным предыдущей эксплуатации скважины.

При условии соответствия параметров раствора ингибитора расчетным, химреагент заливается в колонну НКТ.

Помещается втулка в камеру и заворачивается корпус в корпус. Присоединяют дозатор к колонне НКТ, предварительно ввернув трубку в нижний конец гидролинии, и устанавливают фильтр на нижнем конце нагнетательной гидролинии. Присоединяют насос к дозатору.

Спуск штангового насоса с дозатором в скважину производится в обычном порядке на необходимую глубину.

Подъём оборудования, и извлечение его из скважины производится в порядке, обратном спуску. При этом для подъёма труб без жидкости необходимо слить их содержимое, сбив полую пробку сбрасыванием металлического лома в колонну НКТ после отсоединения от нее дозатора.

Работу дозатора в скважине следует контролировать по изменению дебита скважины, величине нагрузки на головку балансира СК, химическими анализами устьевых проб добываемой жидкости.

Длину колонны НКТ для заливки раствора ингибитора целесообразно подобрать с таким расчетом, чтобы повторная заправка химреагентом производилась при очередном текущем ремонте скважины.

В зимнее время на ряде удаленных скважин применяются обработки ингибитором парафиноотложения ТНПХ - 1А в объеме 20-30 литров на скважину с периодичностью 1 раз в месяц.

2.3.5 Тепловые методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин пропариванием с помощью ППУ.

Очистка скважин, оборудованных ШГН от парафина производится за счет тепловой энергии пара, закачиваемое в затрубное пространство скважин. При этом происходит расплавление парафина находящегося в НКТ и вынос его из скважины. Настоящая технология предусматривает соблюдение следующих требований:

- периодичность очистки и количество ППУ корректируется старшим технологом промысла;

- очистка скважины от парафина при работающем СГН, при остановленном из-за отложений парафина;

- закачка пара в затрубное пространство производится после предварительного прогрева манифольда до температуры 100-150 0С;

- при очистке от парафина заклиненных скважин полированный шток устанавливается в верхнее положение, а головка балансира в нижнее положение. После того, как шток уйдет вниз, начинается попытки расхаживания штанговой колонны.

В настоящее время в НГДУ “ЛН” стремятся отказаться от тепловых методов борьбы с АСПО из-за высокой энергоемкости.

Экспериментальные исследования и расчеты распределения температуры по стволу скважины при проведении горячей промывки при помощи АДП показывают, что при глубине спуска насоса, равной 1200 метров, температура, необходимая для расплавления парафина (30-400С) достигает глубины 400-450 метров. Особенно затруднена промывка через насосы малого диаметра (28-32 мм) из-за малого проходного сечения в клапанных узлах.

Для снижения затрат и повышения эффективности горячих промывок насосного оборудования в компоновку колонны НКТ на глубине около 500 метров включают обратный клапан.

В существующих условиях передвижные парогенераторные установки применяются редко и только в тех случаях, где использование других методов невозможно по технологическим причинам.

Расчет потерь теплоты по стволу скважины при паротепловой обработке

Исходные данные: диаметр НКТ d = 0,062 м; суммарный коэффициент теплопередачи К = 666,2 кДж/м2Кч; средний коэффициент теплопроводности горных пород л = 1,02 кДж/мКч; время прогрева t = 3 час.; потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева f(ф) = 3,78; температура рабочего агента (пара) на устье скважины То = 468 К; среднегодовая температура воздуха 0 = 275 К; глубина интервала закачки рабочего агента Н = 1300 м; геотермический градиент = 0,0154 К/м;

Определим потери теплоты по стволу скважины

Q = 2рrKл/[л+rKf(ф)]·[(To-0)H - уH2/2] (13, стр.189) ( 2.9 )

Q = 2·3,14·0,031· 666,2·1,02/(1,02+0,031·666,2·3,78)·[(468 - 275)·1300 - (0,0154·13002)/2] = 400000 кДж/ч. = 400 МДж/ч;

Суммарные потери теплоты за время прогрева:

Qc = Q·t; (13, стр.190) (2.10)

Qc = 400·3 = 1200 МДж = 1,2 ГДж;

Общее количество теплоты подведенное к скважине:

Q' = i·G (13, стр.190) (2.11)

Где i- энтальпия пара при температуре 468 К и давлении 1,2 Мпа,

i = 2820 кДж/кГ; G- массовый расход закачиваемого пара, G = 4200 кГ;

Q' = 2820·4200 = 11844000 кДж = 11,844 ГДж;

Определяем количество теплоты дошедшей до забоя;

Q'' = Q' - Qc; (13 стр. 190) (2.12)

Q'' = 11,844 - 1,2 =10,644 ГДж;

Потери теплоты составляют:

з = Qc·100%/Q' (13 стр. 190) (2.13)

з = 1,2·100%/11,844 = 10,13 %.

В настоящее время в НГДУ “ЛН” стремятся отказаться от тепловых методов борьбы с АСПО из-за высокой энергоемкости.

3. МЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Глубиннонасосное оборудование

Рассмотрим основные виды используемого оборудования в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН” по механизированному фонду скважин.

Штанговые насосы

Таблица 8

Скважинные насосы, применяемые в ЦДН иГ № 1 НГДУ «ЛН”

Скважинные штанговые насосы (СШН) представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижным цилиндром и металлическим плунжером. Предназначены для откачки жидкости из нефтяных скважин, имеющих следующие показатели: температуру не более 403 К (103 0С), обводненность не более 99 % по объёму, вязкость не более 0,3 Па·с, минерализацию воды до 10 г/л, объёмное содержание свободного газа при приеме насоса не более 25 %, сероводорода не более 50 мг/л.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.

Вставной насос в обратном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъёме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять при больших глубинах спуска.

Большое распространение в эксплуатационном фонде получили насосы НСВ2 с различными значениями дебита добываемой продукции 29, 32, 38, 44, 56 м3/сут. Насос НСВ1 включает в себя цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочный клапан. В отличие от НСВ1 насос НСВ2 имеет замок в нижней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору нижним концом. Максимальная глубина спуска насосов НСВ2 составляет 2500-3000 метров. В насосе НСН2 в отличие от НСН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъёма НКТ используется ловитель (байнетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана.

Штанги

Штанги предназначены для передачи возвратно- поступательных движений плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированной стали диаметром (по телу) 19,22,25 мм и длинной 8 метров. В ЦДН и Г №1 большое распространение получили штанги диаметром 19 и 22 мм (61 %), а также их комбинирование в двухступенчатые композиции.

Насосно-компрессорные трубы

Насосно-компрессорные трубы, применяемые для эксплуатации штанговыми насосами, изготавливаются в соответствии с ГОСТ 633-80. Они подразделяются на следующие виды:

- трубы гладкие

- остеклованные трубы

- трубы с оцинкованным покрытием

- трубы с полимерным покрытием

Для эксплуатации скважин штанговыми насосами применяются следующие виды труб: из них 211 - 4 %; остеклованные - 2,511 - 96 %; 2,511 - 78 %

Трубы всех типов исполнения, имеют длины:

1 группа - от 5,5 до 8,5 м

2 группа - свыше 8,5 до 10 м.

3.2 Техника и оборудование применяемое для депарафинизации скважин в условиях НГДУ «ЛН»

Для депарафинизации скважин в НГДУ “ ЛН” применяют различное оборудование. Краткое их описание и технические характеристики приведены ниже.

Наиболее часто применяют для депарафинизации скважин метод промывки. При промывке микробиологическим раствором, нефтедистиллятной смесью, дистиллятом используются автоцистерны и промывочные агрегаты.

Доставка промывочного раствора на скважину осуществляется в автоцистернах ЦР-7АП, АЦН-7,5-5334, АЦН-11-257, АЦ-15-5320/8350, АЦ-16П.

Таблица 9

Техническая характеристика автоцистерн

Для промывки скважин применяются самоходные насосные агрегаты: цементировочный агрегат ЦА-320М, насосные установки УН1-100х200,

УН1Т-100х200. Все агрегаты имеют трубки высокого давления с цилиндрической резьбой для быстрой сборки и разборки нагнетательной линии.

Таблица 10

Техническая характеристика ЦА-320 М

3.3 Техника и оборудование при паротепловой обработке

При паротепловой обработке используются специальная техника и оборудование, парогенераторные установки: отечественная ППГУ-4/120М с максимальной производительностью пара 4 т/ч и рабочим давлением 12 МПа, заграничные “Такума” и КК.

Парогенераторная установка предназначена для выработки пара. Котлоагрегаты установок могут работать на природном газе или жидком топливе. Для предупреждения образования накипи на поверхности нагрева сырую воду перед подачей в котел осветляют и обессоливают в специальных фильтрах.

Таблица 11

Техническая характеристика парогенераторной установки ППГУ- 4/120М

Установка ППУА-1200/100

Предназначена для депарафинизации скважин, промысловых и магистральных нефтепроводов, замороженных участков наземных коммуникаций в условиях умеренного климата. Можно использовать так же при монтаже и демонтаже буровых установок и при прочих работах для отогрева оборудования.

Включает в себя парогенератор, водяную, топливную и воздушную системы, привод с трансмиссией, кузов, электрооборудование и вспомогательные узлы. Оборудование установки смонтировано на раме, закрепленной на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б или КрАЗ-257, и накрыто металлической кабиной для предохранения от атмосферных осадков и пыли.

Привод основного оборудования осуществляется от тягового двигателя автомобиля, управление работой установки - из кабины водителя.

Таблица 12

Техническая характеристика ППУА- 1200/100

Агрегаты АДПМ

Предназначены для депарафинизации скважин горячей нефтью. Агрегат, смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ 255Б1А, включает в себя нагреватель нефти, нагнетательный насос, системы топливо и воздухоподачи к нагревателю, систему автоматики и КИП, технологические и вспомогательные трубопроводы.

Привод механизмов агрегата - от двигателя автомобиля, где размещены основные контрольно- измерительные приборы и элементы управления.

Таблица 13

Техническая характеристика агрегатов АДПМ-12/150 и 2АДПМ-12/150

Нефть, подвозимая в автоцистернах, закачивается насосом агрегата и прокачивается под давлением через нагреватель нефти, в котором она нагревается до необходимой температуры. Горячая нефть подается в скважину, где расплавляет отложения парафина и выносит их в промысловую систему сбора нефти

3.4 Подбор основного глубинно-насосного оборудования по скважине

Исходные данные:

Lп = 1200 м Ру = 1,6 МПа

Рпл = 16,8 МПа Gо = 8,4 м3/ т

Рзаб = 13,5 МПа св = 1170 кг/ м3 сн = 875 кг/ м3

в = 1,027

Д = 146 мм Насос - 225-ТНМ

К = 20,6 т/ сут·МПа Станок-качалка - СКД-6-2,5-2800

п = % Число качаний n = 5

dнкт = 73 мм = 2,5 Длина хода L = 2,5 м

Q = 19,0 м3/ сут.

Определяем планируемый отбор жидкости по уравнению притока при

п = 1:

Q = К·(Рпл - Рзаб)п, т/ сут, (5, стр. 130) (3.1)

где: К - коэффициент продуктивности, т/сут;

Рпл - пластовое давление, МПа;

Рзаб - забойное давление, МПа;

п. - показатель фильтрации при линейной зависимости Q = Р; п =1.

Q = 20,6·(16,8 - 13,5) = 68 т/ сут.

глубина спуска насоса Lп = 1200 м.

Плотность смеси при пв = 53%:

рсм = , кг/ м3 (5, стр. 130) (3.2)

где: сн - плотность нефти кг/ м3,

сг - плотность газа, кг/ м3

св - плотность воды, кг/ м3

nв - содержание воды в продукции скважины, %

в - объемный коэффициент смеси.

ссм = =1018 кг/ м3

Необходимая теоретическая производительность установки при коэффициенте подачи з = 0,6 - 0,8:

Qоб =, м3/ сут, (13, стр.195) (3.3)

где Qоб - планируемый отбор, т/ сут.

Qоб = == 45 м3/ сут.

4. По диаграмме области применения СКД6 и СКД8 определяем тип СК.

Lп = 900 м, Qоб = 45 м3/сут, dнасоса = 57 мм. По глубине спуска насоса и дебиту выбираем тип станка-качалки и диаметр насоса: СКД6-2,5-2800 - станок-качалка нормального ряда дезаксиальный, максимальная длина хода устьевого штока - 25 дм, номинальный крутящий момент на валу редуктора - 28 кН·м. Максимальное число качаний п = 14 в минуту.

5. Выбираем тип насоса:

НСН-1 - до 1200 м,

НСН-2 - от 1200 до 1500 м,

НСВ-1 - от 1500 до 2500 м,

НСВ-2 - свыше 2500 м.

Выбираем НСН-1, который спускается на глубину до 1200 м, поскольку Lп = 900 м.

6. Выбираем насосно-компрессорные трубы по диаметру насоса dн = 57 мм, выбираем dнкт = 73 мм.

7. По рекомендациям таблиц выбираем конструкцию штанг исходя из данных:

dн = 57 мм, Lп = 900 м. Конструкция колонны штанг одноступенчатая: диаметр штанг dш = 19 мм. Максимальная глубина спуска насоса при данной конструкции колонны Lп = 920 м, штанги изготовлены из стали 20НМ, нормализованной при [упр] = 90 МПа.

8. Число качаний балансира станка-качалки:

n = , кач/мин, (13. стр. 195) (3.4)

где Q - заданная фактическая производительность установки, т/ сут;

Fпл - площадь поперечного сечения плунжера;

S - длина хода полированного штока, м;

з = 0,8 - КПД станка-качалки;

1440 - число минут в сутках, 24·60 = 1440 мин;

ссм - плотность смеси.

n = == 4,855 5 кач/ мин.

9. Площадь поперечного сечения плунжера:

Fпл = , м2, (13. стр. 111) (3.5)

где dп - диаметр насоса, dп = 57 мм.

Fпл = = 0,00255 м2

10. Определяем необходимую мощность и выбираем тип электродвигателя для привода СК:

N = ,(13, стр. 133)(3.6)

где зн = 0,9 - КПД насоса;

зск = 0,82 - КПД станка-качалки;

з = 0,7 - коэффициент подачи насосной установки;

К = 1,2 - коэффициент степени уравновешенности станка-качалки;

Н - динамический уровень;

ссм - плотность смеси, кг/ м3;

n - число качаний в минуту;

Sшт - длина хода полированного штока, м;

Dпл - диаметр плунжера насоса

N ==33,88 кВт

11. По полученной мощности двигателя N = 33,88 кВт подбираем тип двигателя по справочнику АОП2 - 82 - 6. Параметры двигателя: номинальная мощность

Рн = 40 кВт; частота вращения вала 980 об/ мин; КПД - 91,5 %; cos = 0,89;

Мпуск / Мном = 1,8; Ммакс / Мn = 2,2; Iпуск / In = 7,5. (13, стр.255)

3.5 Определение экстремальных нагрузок, действующих на головку балансира

1. Вычисляем критерий Коши:

= , (13, стр.117) (3.7)

где n - число качаний балансира в минуту;

L - глубина спуска насоса, м;

а - скорость звука в колонне штанг, м/с - для одноступенчатой колонны, а = 4600 м/с;

= == 0,102

2. Максимальная нагрузка, действующая на головку балансира:

Ртах = Рж + Рш*, (13, стр. 117) (3.8)

где Рж - вес столба жидкости над плунжером;

Ршт - вес колонны штанг;

в - коэффициент потери веса штанг в жидкости;

S - длина хода полированного штока, м;

n - число качаний балансира в минуту;

- коэффициент, учитывающий вибрацию штанг;

3. Коэффициент потери веса штанг в жидкости:

в = , (13, стр. 115) (3.9)

где сшт = 7850 кг/ м3 - плотность штанг;

сж = 875 кг/м3 - плотность нефти;

в = = 0,89

4. Коэффициент, учитывающий вибрацию штанг:

= = 5,850 (5, стр. 193) (3.10)

tg = 5,850 = 0,1025;

5. Вес колонны штанг в жидкости:

Ршт = qср*L (13, стр.115 ) (3.11)

q ср = q*g, (13, стр. 115) (3.12)

где q = 2,35 кг - масса 1 м штанг d = 19 мм;

g = ускорение свободного падения;

qср = 2,35*9,81 = 23,05

Ршт = 23,05*900 = 20745 Н

6. Вес жидкости в трубах:

Рж = Fпл*L*ссм* g, (13, стр. 115) (3.13)

где Fпл - площадь сечения плунжера;

Рж = *900*1018*9,81 = 22923,4 Н

Ртах = = 42114 Н 42кН

7. Минимальная нагрузка на головку балансира:

Ртiп = Ршт* (5, стр.193) (3.14)

Рmin = 20745*= 17923.6 Н 17 кН

Определяем максимальное напряжение цикла:

тах = , МПа, (13, стр. 123) (3.15)

где fшт - плошадь поперечного сечения штанг dшт = 19 мм

ѓшт = , м2,

ѓшт = = 2,8*10-4 м2

тах = = 150,4 МПа

Минимальное напряжение цикла:

тin = МПа; (13, стр. 123) (3.16)

тin = = 64 МПа

10. Амплитудное напряжение цикла:

а = МПа, (13, стр. 123) (3.17)

а = = 43,2 МПа

11. Среднее напряжение цикла:

ср = , МПа (13, стр.122) (3.18)

ср = = 107,2 МПа

12. Приведенное напряжение цикла:

пр = , МПа (13, стр. 123) (3.19)

пр = = 80,6 МПа

Полученное значение приведенного напряжения удовлетворяет требованиям используемой колонны штанг диаметром d = 19 мм с приведенным напряжением пр = 90 МПа, из условия пр пр.

3.6 Расчет на прочность стеклопластиковых штанг

С целью определения нагрузок, возникающих в точке подвеса штанг, произведём расчет на прочность комбинированной колонны из стальных и стеклопластиковых штанг. Расчет будем вести согласно “Методики расчета колонны штанг из композиционного материала для ШСНУ”, разработанной ВНИИнефтемаш 24.07.1994.

Исходные данные для расчета:

Номер скважины № 1696

Глубина подвески насоса Ннас = 1200м

Длина хода сальникового штока = 0,9 м

Число качаний балансира п = 5мин-1

Средняя масса 1м колонны СПНШ тспнш = 1,05 кг

Средняя масса 1м колонны стальных штанг тст = 2,35 кг

Диаметр плунжера Дпл = 32 мм

Диаметр штанг шт = 19 мм

Внутренний диаметр НКТ Двн = 62 мм

Плотность жидкости ж = 1090 кг/м3

1. Для вычисления максимальной нагрузки в точке подвеса штанг Ртах воспользуемся формулой Слоннеджера

Ртах=(Ршт + Рж )*(1 + *п/137), Н (5, стр. 193) (3.20)

где: Ршт - вес колонны штанг, Н

Рж - вес столба жидкости, Н

- длина хода сальникового штока, м

п - число ходов, мин-1

2. Вычислим вес колонны штанг Ршт

Ршт=Ннас* *(тспнш* + *тст)= 1200 * 9,81 * (1,05*0,5 + 0,5 * 2,35) = 20012,4 Н

3. Найдем вес столба жидкости Рж

Рж=пл*Ннас* ж * (13, стр.121) (3.21)

где : пл= /4*Дпл2=/4*(32*10-3) 2=8,01*10-4 м2

Рж=8,01*10-4*1200*1090 *9,81=10314,5 Н

Вычислим Ртах;

Ртах=(20012,4 + 10314,5)*(1 + 0,9 *5/137)=31323 Н

4. Минимальное усилие в точке подвеса штанг при ходе вниз

Рт1п=Ршт1 (1 - *п/137), Н (5, стр. 193) (3.22)

где: Ршт1- вес колонны штанг в жидкости

Ршт1=Ннас** (*1спнш+ *1ст) (13, стр.127) (3.23)

здесь: 1спнш - вес 1м СПНШ в жидкости

1ст - вес 1м стальных штанг в жидкости

Ршт1=1200*9,81*(*0,71+ *2,09)=16480,8 Н

Рт1п=16480,8*(1 -0,9*5/137)=15939,5 Н

5. Для определения напряжений, действующих в точке подвеса штанг, воспользуемся следующими формулами:

шт=/4*шт2= 0,785*(19*10-3)2= 2,84*10-4 м2 (5, стр. 195) (3.24)

тах= Ртах/ шт = 31323/2,44*10-4=110,3 мПа (5, стр. 195) (3.25)

т1п= Рт1п/ шт = 15939,5/2,84*10-4=56,1 мПа (5, стр. 195) 3.26)

а=(тах -т1п)/2= (110,3-56,1)/2=27,1 мПа (5, стр. 195) (3.27)

пр= = = 54,7 Мпа (5, стр. 195) (3.28)

Как видно из вычислений, приведенное напряжение, действующее в точке подвеса штанг равно 54,7 МПа.

Так как по предельно допустимым приведенным напряжениям для стеклопластика у нас нет значений, то воспользуемся минимальным значением предельно допускаемых приведенных напряжений для стали марки 40. В пользу стеклопластиковых штанг говорит также, что разрушающее напряжение при растяжении у них больше, чем у стальных: 760 МПа у стеклопластика и 610 МПа у стали.

пр=70мПа- приведенное напряжение для стали

Полученное пр=54,7 мПа свидетельствует о возможности использовать в качестве материала для штанг стеклопластик.

Для приведения эксперимента было подобранно 9 скважин. Для определения эффективности использования стеклопластиковых штанг скважины были оборудованы счетчиками активной и реактивной электрической мощности.

Ниже в таблице № 14 приведены результаты расчетов.

Таблица № 14

Результаты анализа работы СПНШ

Страницы: 1, 2, 3