бесплано рефераты

Разделы

рефераты   Главная
рефераты   Искусство и культура
рефераты   Кибернетика
рефераты   Метрология
рефераты   Микроэкономика
рефераты   Мировая экономика МЭО
рефераты   РЦБ ценные бумаги
рефераты   САПР
рефераты   ТГП
рефераты   Теория вероятностей
рефераты   ТММ
рефераты   Автомобиль и дорога
рефераты   Компьютерные сети
рефераты   Конституционное право
      зарубежныйх стран
рефераты   Конституционное право
      России
рефераты   Краткое содержание
      произведений
рефераты   Криминалистика и
      криминология
рефераты   Военное дело и
      гражданская оборона
рефераты   География и экономическая
      география
рефераты   Геология гидрология и
      геодезия
рефераты   Спорт и туризм
рефераты   Рефераты Физика
рефераты   Физкультура и спорт
рефераты   Философия
рефераты   Финансы
рефераты   Фотография
рефераты   Музыка
рефераты   Авиация и космонавтика
рефераты   Наука и техника
рефераты   Кулинария
рефераты   Культурология
рефераты   Краеведение и этнография
рефераты   Религия и мифология
рефераты   Медицина
рефераты   Сексология
рефераты   Информатика
      программирование
 
 
 

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

Виды промывок

Годы

1997

1998

1999

10 месяцев

2000

2001

Всего промывок,

в т.ч. - дистиллят

- дистиллят + нефть

- горячая нефть

1516

316

745

455

1684

309

1174

201

1289

424

625

240

1128

374

546

208

938

275

551

112

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”

Невставные

НСН2-28

НСН2-32

НСН2-44

НСН2-57

НСН2-70

20-125-ТМ-11-4

20-175-ТМ-11-4

20-225-ТМ-11-4

20-275-ТМ-11-4

в % к фонду

0,26

6,7

60,6

9,3

1,3

3,1

13,3

4,5

0,94

Вставные

НСВ2-29

НСВ2-32

НСВ2-38

НСВ2-44

НСВ2-56

20-125 -12

20-175 -12

20-175б -12

в % к фонду

1,7

54,6

0,18

5,09

0,18

5,09

0,18

34,2

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

Автоцистерна

Транспортная база

Грузоподъемность, т

Наибольшая скорость передвижения с полной нагрузкой, км/ч

Тяговый двигатель-четырёхконтактовый дизель

Номинальная мощность

(при п=2100 мин-1), кВт

Вместительность цистерны

Центробежный насос

Подача (дм3/с) при напоре, м 70

48

Время заполнения жидкостью, мин

Наиб. мощн, потреб. насосом, кВт

Условн. диам. линии, мм

всасывающей

напорной

Всасывающее устройство

Высота всасывания, м

Рабочий агент

Размеры, мм

длина

ширина

высота

Масса, кг

полная

комплекта

АЦН-11-257

КрАЗ-257Б1А

12

68

ЯМЗ-238

176,5

11

9

9600

2500

2860

22600

11040

АЦН-7,5-5334

МАЗ-5334

7,2

85

ЯМЗ-236

132

7,5

12,5

21

6

15

100

50

Эжектор

5

6950

2500

2870

15325

7450

ЦР-7АП

КрАЗ-255

7,5

71

ЯМЗ-238

176,5

7,5

8590

2500

3070

19035

10980

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

Монтажная база

Силовая установка:

марка

тип двигателя

Наиб.мощн. при частоте вращ. вала дв-ля 2800мин-1, л.с.

Насос марки

Наибольшая подача насоса, л/с.

Наибольшее давление, МПа

Водопадающий насос

Наибольшая подача, л/с.

Наибольшее давление, МПа

Объём мерной ёмкости, м3

Диам.проходн. сечения коллектора, мм

приёмного

нагнетательного

Вспомогательный трубопровод

число труб

общая длина, м

Масса агрегата, кг

без заправки

заправленного

Габаритные размеры, мм

КрАЗ-257

5УС-70

ГАЗ-51

70

23

32

13

1,5

6,4

100

50

6

22

16970

17500

10425х2650х3225

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

Теплопроизводительность по отпускаемому пару, кВт/ч

Давление на выходе из парогенератора, мПа

максимальное

рабочее

Давление пара на выходе из установки. МПа

Степень сухости пара, %

Расход пара на скважину, кг/с

Установленная электрическая мощность, кВт

Вместимость осн. топливного бака, л

Вместимость бака воды. л

Метод деаэрации

Масса установки, кг

Масса блока парогенератора, кг

Габариты, мм

парогенератора

водоподготовки

2,32

13,2

6-12

0-12

80

0,55-1,11

75

1000

5000

термический

39700

29500

12080х3850х3200

6250х3850х3200

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

Монтажная база

Максимальная температура 0С

Максимальное давление пара, МПа

Применяемое топливо

Максимальный расход топлива, кг/ч

Ресурс работы установки (по запасу воды на максимальной производительности) ч

Масса (с заправочными емкостями), кг

Шасси авт. КрАЗ 255Б или КрАЗ 257

310

10

Дизельное

83,2

3,5

19200 или 18380

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

Подачи по нефти м3/ч

Максимальная температура нагрева

нефти 0С

безводной

Рабочее давление пара на выходе. МПа

Теплопроизводительность агрегата гДж

АДПМ-12/150

12

150

122

13

3,22

2АДПМ-12/150

12

150

122

13

3,22

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

Нагрузка на головку балансира кН

1696

9288А

15470

12428а

26769

26504

16942

24356

26480

Стеклопластик

Стек+сталь

Сталь

Потр. мощн с учетом веса штанг, кВт

Стеклопластик

Стек+сталь

Сталь

Умень. веса %

Умень. потребляемой мощности

21,4

31,3

38,5

18,3

23,2

33

20,5

28,1

35,9

17,1

20,6

24,2

22

19

10,6

12,7

18,5

2,9

3,3

4,5

31

26

21,6

29,2

37,8

18,2

22,4

32,9

22,7

31,4

17,5

24,1

30,6

12,6

17,6

24,6

21

28

12,6

17,1

27,9

5,6

7

10,5

38

32

17,1

22,1

29,9

10,3

11,8

14,3

26,1

17,5

22,5

33,3

39,4

18,5

24,6

33,1

15,4

27

11,9

15,7

26,5

3,9

4.8

7,3

40

34

Страницы: 1, 2, 3


© 2010 САЙТ РЕФЕРАТОВ