Выбор и определение параметров ШСНУ
Нефть как природная горючая маслянистая жидкость, которая состоит из смеси углеводородов самого разнообразного строения. Особенности выбора и определения параметров штанговых скважинных насосных установок. Анализ конструкции штанговых глубинных насосов.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 19.04.2022 |
| Размер файла | 3,6 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru
Введение
Нефть - это природная горючая маслянистая жидкость, которая состоит из смеси углеводородов самого разнообразного строения. Их молекулы представляют собой и короткие цепи атомов углерода, и длинные, и нормальные, и разветвленные, и замкнутые в кольца, и многокольчатые. А своей историей происхождения и использования она уходит далеко в прошлое. Как и многие другие источники органических веществ, она была известна многим древним народам. Раскопки на берегах Евфрата установили, что за 6000--4000 лет до н. э. нефть применяли как топливо. Есть сведения, что у нас на Кавказе нефть использовалась 2000 лет тому назад. Арабский историк Истархи, живший в Х в., свидетельствует, что с древних времен бакинцы вместо дров жгли землю, пропитанную нефтью. Нефть издавна вывозили из Баку в качестве осветительного материала.
Бурение скважин и промышленная добыча нефти начинается, однако, гораздо позже. В это время выделяются такие методы добычи нефти как: шахтный и скважинный. До начала VXIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые, в то время, предварительно обсаживали плетнем.
В начале нефть и продукты ее переработки (керосин) применяли для освещения. Потом нефть и мазут стали употреблять как топливо для паровых котлов (пароходных и паровозных), а также для получения смазочных материалов. С появлением двигателей внутреннего сгорания, в том числе дизелей, продукты переработки нефти -- керосин, соляровое масло и более тяжелые масла стали широко применяться как топливо. Именно это вызвало быстрое К 70-ым годам XIX в. основная добыча в России и в мире начинает происходить уже из нефтяных скважин. А первые глубинные насосы начинают применять в Баку в 1876 г., первый глубинный штанговый насос - в Грозном в 1895 г. развитие добычи и переработки нефти.
Сейчас Россия является одним из крупнейших участников мирового энергетического рынка и поставщиком нефти и нефтепродуктов для европейских стран. Так же она активно наращивает поставки нефти в страны Азиатско-тихоокеанского региона. Добычу нефти в стране осуществляют более 240 нефтегазодобывающих организаций. 11 нефтедобывающих холдингов обеспечивают более 95% всего объема добычи.
Теперь основными видами насосов для насосной эксплуатации в России являются штанговые глубинные насосы (ШГН) и электроцентробежные насосы (ЭЦН). Так как УЭЦН имеет гораздо высокие добычные возможности по сравнению со штанговой, а это очень важно при необходимости отбора больших объемов жидкости из скважины, основной объем нефти в стране добывается с помощью установок ЭЦН (около 60% нефти всей страны).
В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000...1500 м (а иногда даже до 3000 м), чем обеспечивается подъем жидкости до 200 м3/сут. Несмотря на это свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами, а с их помощью в стране добывается около 30% нефти.
Широкое распространение ШСНУ в первую очередь обуславливается простотой ее конструкции, обслуживания и ремонта в промысловых условиях, удобством её регулировки, малым влиянием на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости, относительно высоким КПД и возможностью эксплуатации скважин малых диаметров, по сравнению с другими установками и способами эксплуатации.
1.Краткая характеристика оборудования
Чуть более 13% всех скважин в России эксплуатируются фонтанным и газлифтным способами добычи нефти (хотя эти скважины дают более 30% всей российской нефти).
Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения. Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН). Он представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом - станком-качалкой. Установка состоит из:
* привода
* устьевого оборудования
* насосных штанг
* глубинного насоса
* вспомогательного подземного оборудования
* насосно-компрессорных труб.
Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность. ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99%, абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300 С. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200-3400 м.
Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг. В большинстве ШСНУ в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Он включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение, и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса (рисунок 1).
Широкое распространение ШСНУ обуславливают 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.
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;
- наличие переменных упругих деформаций длинной колонны штанг, что приводит к снижению коэффициента подачи глубинного насоса;
- наличие механической связи между станком-качалкой и насосом.
Рисунок 1 - Схема балансирного станка-качалки
1 - канатная подвеска; 2 - балансир с поворотной головкой; 3 - опора балансира; 4 - стойка; 5 - шатун; 6 - кривошип; 7 - редуктор; 8 - ведомый шкив; 9 - клиноременная передача; 10 - электромотор; 11 - ведущий шкив; 12 - ограждения; 13 - салазки поворотные для электромотора; 14 - рама, 15 - противовес, 16 - траверса, 17 - тормозной шкив.
нефть насос глубинный
На поздней стадии разработки месторождений обостряется вопрос выбора оборудования для эксплуатации скважин, обеспечивающего добычу нефти в осложненных условиях при наименьших затратах. Особенно это касается высокообводненных скважин с дебитами по жидкости более 40 м3/сут. В практике отечественной нефтедобычи такие скважины, как правило, эксплуатируются УЭЦН. Однако, КПД УЭЦН не высок и затраты электроэнергии на подъем нефти велики. Причем, чем ниже номинальная производительность ЭЦН, тем ниже КПД. Применение на скважинах с дебитом до 130 м3/сут УСШН с балансирными станками-качалками (СК) требует из-за ограниченной длины хода (до 3,5 м у серийных СК) режимов откачки с высокой частотой качаний, что при работе с насосами большого диаметра резко сокращает срок службы штанг и МРП скважин. Полученная экономия затрат на электроэнергию не окупает затрат на дополнительные ремонты и сопутствующие потери добычи нефти. Увеличение длины хода балансирных СК приводит к резкому росту их габаритов и металлоемкости, а следовательно, и стоимости привода, его монтажа и обслуживания.
Кроме описанных станков-качалок существует много других индивидуальных приводов для штанговых насосных установок, не получивших, однако, широкого распространения.
Существуют так же балансирные СК с гидропневматическим и пневматическим уравновешиванием. Эти станки более компактные, чем обычные балансирные, имеют более плавный ход, меньшие инерционные нагрузки. Однако они сложнее в изготовлении, дороже и, несмотря на некоторое уменьшение габаритных размеров, более металлоемки. Уравновешивание в них достигается как за счет использования роторных противовесов, так и за счет сжатия воздуха в специальном цилиндре с перемещающимся в нем поршнем. Кроме того, на СК с пневматическим уравновешиванием обязательно имеется небольшой одноцилиндровый компрессор для подкачки воздуха в систему уравновешивания.
Насосные штанги
Насосные штанги, соединенные в штанговую колонну, передают возвратно-поступательное движение от точки подвеса штанг поверхностного привода к плунжеру насоса.
Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12, 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании-развинчивании, и выполнена резьба метрическая специальная. Штанги соединяются между собой муфтами.
ГОСТ 13877-80 предусматривает изготовление штанг номинальной длиной 8000 мм. Для подбора необходимой длины подвески колонны изготавливаются укороченные штанги длиной 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм.
Муфты из стали марок 40 и 45 подвергают поверхностной закалке током высокой частоты (ТВЧ). Для тяжелых условий эксплуатации муфты изготавливают из легированной стали марки 20Н2М.
Для изготовления насосных штанг используют сталь следующих марок:
-- 40, нормализованная и нормализованная с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ;
-- 20Н2М (никель-молибденовая), нормализованная, нормализованная с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ или нормализованная с последующей объемной закалкой и высоким отпуском;
-- 15НЗМА, нормализованная с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ;
-- 15Х2НМФ, закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск;
-- ЗОХМА, нормализованная с последующим высоким отпуском и упрочнением нагревом ТВЧ;
-- 15Х2ГНМФ, закалка и высокий отпуск.
Продолжаются разработки стеклопластиковых или углепластиковых насосных штанг для использования в скважинах с коррозионно-активной средой. Конструкция аналогична стальным штангам, т.е. есть гладкое тело штанги и высаженная часть с резьбой. Но здесь могут быть разные варианты: либо сама высаженная часть и резьба выполняется из композита (стеклопластик или углепластик), либо резьба и высаженная часть штанги выполнена из стали, а сама высаженная часть прикрепляется к гладкому телу штанг. Основная особенность стеклопластиковых штанг - их малая масса: при одинаковой прочности они в 3-4 раза легче стальных, но в 2-3 раза эластичнее. Обычно их используют (в сочетании со стальными штангами) в глубоких скважинах (более 2000 м) или в скважинах с высококоррозионной пластовой жидкостью.
Колонна насосных штанг может выполняться не только из отдельных штанг, соединенных между собой с помощью резьбы, но и в виде непрерывной колонны. К непрерывным насосным штангам (ННШ) относятся прутковые и гибкие штанги.
Прутковые ННШ представляют собой колонну необходимой длины, состоящую из отдельных участков разного поперечного сечения. Отдельные участки колонны соединяются с помощью сварки в стык, сварной шов проходит термическую и механическую обработку. Поперечное сечение участков ННШ выбирается из условий равнопрочности колонны. Колонна ННШ может состоять из нескольких (до 10) участков, условный диаметр которых различается на 1,5 мм. Как правило, такая штанга имеет массу на 8--10% меньше, чем аналогичная колонна обычной конструкции. Поскольку штанга имеет непрерывную конструкцию с соединениями только на насосе и полированном штоке, сила трения такой колонны по колонне НКТ и в перекачиваемой жидкости значительно меньше. Помимо этого, из-за отсутствия муфт ННШ большего размера можно устанавливать в НКТ меньшего диаметра.
При транспортировании прутковых ННШ, а также при спуске и подъеме их из скважины колонна штанг наматывается на барабан, диаметр которого выбран из условия возникновения в теле штанг напряжений изгиба, не превышающих предел текучести материала штанг. Из-за этого диаметр барабана для намотки непрерывных штанг может достигать величины 7--11 м. Для уменьшения этих размеров поперечное сечение штанг выполнено не круглым, а эллиптическим, причем намотка штанг на барабан происходит по малой оси эллипса.
Штанговая колонна работает в тяжелых условиях, на нее действуют агрессивная скважинная среда и переменные нагрузки, приводящие к накоплению усталостных явлений в штанговой колонне. Кроме этого, колонна штанг изнашивается вследствие трения о колонну НКТ, особенно при эксплуатации в наклонно-направленных скважинах.
На штанговую колонну действуют следующие нагрузки:
* статические -- вес штанговой колонны с учетом силы плавучести и вес столба жидкости над плунжером высотой от динамического уровня жидкости, за вычетом объема, занимаемого штанговой колонной;
* динамические -- силы инерции движущихся масс штанговой колонны и жидкости, так как их движение осуществляется с ускорением, а также силы вибрации, обусловленные волновыми явлениями, возникающими в штанговой колонне при работе насоса.
При работе штанговой колонны в наклонно-направленных скважинах и при откачке высоковязких жидкостей, эмульсий необходимо учитывать силы трения штанговой колонны о трубы и жидкость, так как их значение может быть соизмерено с весом колонны.
Наибольшие растягивающие напряжения действуют в верхней части колонны, наименьшие -- в нижней. Однако в нижней части колонны могут возникнуть и сжимающие напряжения при ходе вниз при откачке вязких жидкостей и эмульсий. Это отрицательно влияет на долговечность работы штанговой колонны, поэтому в этих условиях данный участок усиливают, т.е. применяют тяжелые штанги или штанги большего диаметра.
Как было показано в предыдущем разделе настоящей книги, возможно применение и специальных насосов с гидравлическим утяжелителем низа штанговой колонны, что устраняет возможность знакопеременного нагружения нижней части штанговой колонны.
Разрушение штанговой колонны носит усталостный характер. Промысловый опыт показал, что чаще всего штанга обрывается на участках длиной 0,25--0,35 м, прилегающих к головкам, т.е. там, где конструкция имеет максимальные концентраторы напряжений за счет изменения формы штанги и где может возникнуть изгибающий момент от возможной несоосности тела и головки штанги.
В связи с усталостным характером разрушения штанг их долговечность снижается при работе в коррозионной среде. В скважинах, где наблюдается коррозия и отложения солей, для повышения надежности насосных штанг должны осуществляться мероприятия по подаче в скважину ингибиторов.
Для форсированных режимов эксплуатации целесообразно применять легирование и углеродистые штанги, закаленные ТВЧ.
Для рабоы с насосами малых диаметров (29, 32, 38 мм) предпочтительнее использовать углеродистые штанги из стали марки сталь 40 согласно расчетам глубин спуска.
Для эксплуатации скважин с глубиной спуска насоса более 1500 м отбором жидкости выше 40 м3/сут следует использовать штанги из стали марок ЗОХМА, 15НЗМА, 15Х2НМФ, закаленные ТВЧ.
В условиях сильной коррозии хорошо работают штанги из стали марки 15НЗМА.
Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток).
2.Определение основных элементов ШСНУ
2.1 Подбор насосной установки
Для выбора УШСН заданы следующие исходные данные:
- глубина скважины L0 = 1300 м;
- расстояние от устья до динамического уровня hд = 461 м;
- фактический дебит жидкости Qж пл = 40 м3/сут;
- диаметр эксплуатационной колонны Dэ = 150 мм;
- диаметр насосно-компрессорных труб dнкт = 89 мм;
- объемная обводненность жидкости B = 0;
- плотность дегазированной нефти сн дег = 900 кг/м3;
- плотность пластовой воды св = 1100 кг/м3;
- плотность газа (при стандартных условиях) сг о = 1,4 кг/м3;
- газовый фактор G0 = 59,5 м3/м3; вязкость нефти нн = 3 * 10-6 м2/с;
- вязкость воды нв = 10-6 м2/с;
- давление насыщения нефти газом Pнас = 9 МПа;
- пластовое давление Pпл = 11 МПа;
- устьевое давление Pу = 1,5 МПа;
- средняя температура в стволе скважины T = 310 К;
- коэффициент продуктивности Kпр = 1,05 * 10-10 с * Па;
- объёмный коэффициент нефти при давлении насыщения bнас = 1,20.
Опираясь на исходные данные дебита и глубины скважины, по диаграмме Адонина определим тип станка-качалки. Для наших условий нам подходит СК8 - 3,5 - 4000.
Определим дебит нефти , м3/с:
|
(1) |
е - фактическая производительность нефти, м3/сут.;
- объемная обводненность жидкости, доля единицы.
Определим забойное давление , МПа:
|
, |
где - пластовое давление, МПа;
- коэффициент продуктивности, м3/(с•Па).
Определим глубину спуска насоса L, м:
где - динамический уровень, м;
- плотность дегазированной нефти, кг/м3;
- ускорение свободного падения, м/с2.
Подставив известные величины в формулу (3) получим, что:
По диаграмме А. Н. Адонина на пересечении проекций (Q = 40 м3/сут и L = 1208,5 м) действительно находим СК8 - 3,5 - 4000 с данными, аналогичными исходным.
Тип насоса определяют в зависимости от глубины спуска и параметров добываемой жидкости. При глубинах спуска более 1200 м и наличии в жидкости значительного количества абразивных частиц (более 1,5 г/л) следует применять вставные насосы. А при использовании вставных насосов превышение диаметра НКТ над диаметром плунжера должно составлять 28 - 32 мм.
Значит при диаметре НКТ =89 мм (89 - 30 = 59 мм) необходим насос с ближайшим стандартным диаметром плунжера, т.е. с = 57 мм.
Для более точного определения режимных параметров работы насоса применяют аналитические методы. Первый метод был разработан Муравьевым И. М. и Крыловым А. П. и развит Оркиным К. Г. Он состоит в определении для принятого станка-качалки диаметра плунжера Dпл, длины хода полированного штока S и числа качений n. Так как последние два параметра известны, для дальнейшего осуществления расчета, необходимо вычислить Dпл, через площадь сечения плунжера Fпл.
Площадь сечения плунжера Fпл определяют из формулы производительности насоса, мм2:
где - фактическая производительность нефти, м3/сут;
- длина хода, м;
- число качаний (двойных ходов), об/мин.
Подставив исходные данные получаем:
Далее определим диаметр плунжера Dпл, мм:
где - площадь сечения плунжера, мм2.
Выбираем ближайшее стандартное значение диаметра плунжера = 57 мм. Диаметры плунжера определенные графическим и аналитическим методами совпали. Значит вышестоящие расчеты выполнены верно.
В данном случае при всех известных параметрах наиболее подходящим насосом для эксплуатации с СК8 - 3,5 - 4000 является вставной насос НВ1Б57-35-12 с диаметром плунжера = 57 мм, предназначенный для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа на приеме не более 10%, а так же имеющий цельный безвтулочный цилиндр, характеризующийся повышенной прочностью, износостойкостью и транспортабельностью.
2.2 Определение праметров штанг
При выборе оптимального режима работы насоса исходят из условия получения минимальных напряжений в штангах, а, следовательно, и минимальной нагрузки на головку балансира с последующей проверкой коэффициента запаса прочности.
Из расчетов, выполненных выше, для эксплуатации совместно с СК8-3,5-4000, мы выбрали вставной насос НВ1Б57-35-12. Следовательно, для диаметра плунжера насоса = 57 мм, при рекомендованной глубине спуска L=1230 м (и рассчитанной L=1208,5 м), выберем из таблицы 2.2 [7] колонну насосных штанг с диаметрами =25 мм и =22 мм и соответствующими длинами ступеней: =483,4 мм и =725,1 мм.
Определим вес столба жидкости без учета динамического уровня жидкости , Н:
|
, |
где - площадь поперечного сечения плунжера насоса, м2;
- глубина спуска насоса, м;
- плотность дегазированной нефти, кг/м3;
- ускорение свободного падения, м/с2.
|
(7) |
Подставляем исходные данные в (6) и (7):
.
Определим вес колонны штанг в воздухе , Н:
где и - масса одного метра штанг каждой ступени, кг; по таблице 2.5 [7] и .
и - длина каждой ступени, м.
Н.
Определим вес штанг в жидкости , Н:
где - коэффициент потери веса штанг в жидкости:
где - плотность материала штанг, кг/м3;
- плотность дегазированной нефти, кг/м3.
Подставим исходные данные в (9) и (10):
.
Определим среднюю площадь штанг , мм2:
где и - площадь поперечного сечения штанг каждой ступени, мм2;
и - длина соответствующих ступеней, в процентных долях.
Определим средний диаметр штанг , мм:
Среднюю площадь штанг мы определили, так что по формуле (12):
Определим коэффициент, учитывающий соотношение диаметров штанг и труб :
где - площадь проходного сечения НКТ, мм2:
где - внутренний диаметр НКТ, мм:
Так как мы крепим насос к НКТ с условным диаметром d = 89 мм, по таблице 1.1 [7] определим, что его толщина стенки равна S=6,5 мм.
Подставив известные значения в формулы (13) - (15) получим, что:
Определим удлинение колонны штанг от веса столба жидкости , м:
где - вес столба жидкости без учета динамического уровня жидкости, H;
- глубина спуска насоса, м;
- модуль упругости стали, МПа; для стали = 2,1 105 МПа;
Определим максимальную и минимальную нагрузки в точке подвеса штанг, кН:
где - вес столба жидкости без учета динамического уровня жидкости, Н;
- вес штанг в жидкости, Н;
- диаметр плунжера, м;
- средний диаметр штанг, м;
- число качаний (двойных ходов), об/мин;
- вес колонны штанг в воздухе, Н;
- коэффициент, учитывающий соотношение диаметров штанг и труб;
- длина хода, м;
- удлинение колонны штанг от веса столба жидкости, м.
Подставим известные значения в формулы (17) и (18):
Определим максимальное , минимальное , амплитудное напряжения, возникающие в штангах, МПа:
Подставляем вычисленные ранее данные в формулы (19) - (21):
Определим приведенное напряжение в штангах с помощью формулы, выведенной Одингом И.А., МПа:
Согласно формуле (22):
Далее необходимо выбрать материал для изготовления штанг, так чтобы выполнялось условие:
Согласно вычисленному , по таблице 2.4 [7] выбираем сталь 20Н2М, нормализованную с поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ. Для данной стали , , а твердость по Бринеллю составляет 200 НВ.
Вычислим коэффициент запаса прочности для выбранного материала штанг:
При всех известных величинах запас прочности будет составлять:
Что вполне приемлемо для заданных условий работы насосной колонны штанг.
2.3 Расчет НКТ по аварийной нагрузке
Расчет заключается в определении значений аварийных нагрузок, возникающих в процессе эксплуатации колонны НКТ и случаях обрыва штанг в процессе работы или спуска насоса в скважину, и проверки их коэффициента запаса прочности по страгивающей нагрузке.
Для эксплуатации в данных условиях используем колонну НКТ с условным диаметром d=89 мм, состоящую из стальных бесшовных гладких труб и муфт, с треугольной резьбой с углом при вершине = 60о, шагом 2,540 мм и с соответствующей высотой профиля, равной .
В начале определим вес колонны насосно-компрессорных труб , учитывая его облегчение, так как при L=1208,5 м и происходит большое заглубление насоса под динамический уровень, кН:
где и - длины участков НКТ выше и ниже динамического уровня, м;
- масса 1 п.м НКТс учетом муфт, кг; по таблице 1.1 [7] =13,65 кг;
- ускорение свободного падения, кг/м3;
- плотность дегазированной нефти, кг/м3;
- плотность материала труб, кг/м3; для стали =7850 кг/м3.
Если подставить в формулу (24) все известные величины, то получим:
Вес столба жидкости в трубах , кН:
где - внутренний диаметр НКТ, м;
- длина колонны насосных штанг, м;
Сила инерции от массы оборвавшейся колонны штанг , кН:
где - средняя площадь штанг, м2;
- плотность материала штанг, кг/м3;
- ускорение падения штанг, м/с2;
Обрыв колонны насосных штанг чаще всего происходит при работе насосных штанг. Следовательно, учитывая, что падение происходит в столбе жидкости, ускорение падения штанг не превысит значения м/с2. Значит при падении штанг возникает сила инерции, равная:
Определяем аварийную нагрузку на НКТ по формуле, кН:
где - вес труб без учета их погружения в жидкость, кН;
- вес штанг в жидкости с учетом их погружения в жидкость, кН;
- вес столба жидкости в трубах, кН;
- сила инерции от массы оборвавшейся колонны штанг, кН.
Так как вес штанг в жидкости был вычислен ранее по формуле (9), общая аварийная нагрузка, возникающая в НКТ, равна:
Далее для проверки коэффициента прочности определим страгивающую нагрузку , возникающую в резьбовом соединении:
где - средний диаметр тела трубы под резьбой, мм:
где - внутренний диаметр НКТ, мм;
- толщина тела трубы под резьбой в основной плоскости, мм:
- высота профиля резьбы, мм;
- предел текучести материала труб, Мпа;
- поправка Шумилова:
- длина резьбы с полным профилем, мм; по таблице 1.1 [7] ;
- угол наклона несущей поверхности резьбы к оси трубы, в градусах; для гладких труб с треугольной резьбой
- угол трения в резьбе, в градусах; .
Подставив исходные данные в формулы (28) - (31) получаем:
.
Коэффициент запаса по страгивающей нагрузке определяется как:
при условии, что необходимый запас прочности должен быть больше .
При аварийной нагрузке данная колонна НКТ способна обеспечить нормальную работу с запасом:
Т.е. необходимый запас прочности обеспечен.
2.4 Расчет НКТ по циклической нагрузке
Расчет заключается в определении значений циклических нагрузок, возникающих в связи с тем, что часть столба жидкости при ходе штанг вверх воспринимается плунжером, а при ходе вниз полностью трубами. При выполнении расчета трубы проверяются на страгивающую нагрузку и на выносливость.
Вычисленный запас прочности должен быть не ниже n=1,3.
При данных условиях работы максимальная нагрузка на трубы возникает при ходе штанг вниз, минимальная - при ходе вверх. Следовательно, формулы для их определения выглядят следующим образом:
где - вес труб с учетом погружения их в жидкость, кН;
- площадь сечения внутреннего канала трубы, м2;
- площадь поперечного сечения плунжера, м2;
- давление столба жидкости в трубах, МПа;
где - глубина спуска насоса, м
- плотность дегазированной нефти, кг/м3;
- ускорение свободного падения, м/с2;
и - силы трения при ходе штанг вниз и вверх (принимаемые равными 3% от веса штанг в жидкости), кН:
где - вес штанг в жидкости с учетом их погружения в жидкость, кН.
Вес колонны труб и площади сечения внутреннего канала трубы и поперечного сечения плунжера были вычислены ранее по формулам (7), (14) и (24); вес штанг в жидкости - по формуле (9).
Давление столба жидкости равно:
Силы трения, возникающие при ходе штанг вниз и вверх:
Тогда подставляя все известные и вычисленные данные получаем:
Площадь поперечного сечения трубы по резьбе в основной плоскости, м2:
где и - внешний и внутренний диаметры трубы, мм;
- высота профиля резьбы, мм.
Вычислим максимальное и минимальное напряжение в верхнем сечении труб по основной плоскости резьбового соединениям, МПа:
Используя формулы (37) - (40) получаем:
Определим запас прочности на циклические нагрузки:
где - предел выносливости материала труб, определенного при испытаниях в коррозионно-активных средах, при симметричном цикле растяжение-сжатие;
- коэффициент, учитывающий концентрацию напряжений;
- коэффициент, учитывающий свойства материала и характер нагружения.
Примем для труб из стали с диаметром d=89 мм: = 160 МПа (для морской воды), = 6 (по таблице 5 из [8]) и = 0,09.
Тогда коэффициент запаса прочности равен:
.
Т.е. необходимый запас прочности по циклическим нагрузкам обеспечен.
3. Техническое описание оборудования
Станок-качалка СК 8-3,5-4000 является индивидуальным механическим приводом нефтяных штанговых скважинных насосов, в умеренном и холодном микроклиматических районах и обладает следующими техническими параметрами (таблица 2).
Таблица 2 - Техническая характеристика СК 8-3,5-4000
|
Номинальная нагрузка на устьевом штоке, Р, кН 80 Длина ходов устьевого штока, м 3,5; 3,0; 2,50; 2,10; 1,80; Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора), кН м 40 Число качаний балансира в мин. 5...15 Мощность электродвигателя, кВт не более 30 Длина переднего плеча балансира, мм 3500 Длина заднего плеча балансира, мм 2500 Длина шатуна, мм 3000 Наибольший радиус кривошипа, мм 1200 Диаметр шкива редуктора, мм 1000 Система уравновешивания кривошипная Частота вращения электродвигателя, об/мин 1500 Габаритные размеры, мм не более 8450 Масса станка-качалки, кг не более 14200 |
На СК 8-3,5-4000 собственно устанавливают редуктора типа Ц2НШ-750Б (таблица 3).
Таблица 3 - Техническая характеристика редуктора Ц2НШ-750Б
|
Наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу, кНм |
40 |
|
|
Передаточное число |
37,18 |
|
|
Тип редуктора |
Цилиндрический двухступенчатый шевронный |
|
|
Зубчатое зацепление |
Система Новикова с исходным контуром по ГОСТ 15023-76 |
|
|
Габаритные размеры, мм: длина ширина высота |
1485 1930 968 |
|
|
Масса (сухая), кг не более |
2735 |
Для станка-качалки СК8-3,5-4000 используется электродвигатель типа АОП2-72-4.
Таблица 4 - Техническая характеристика электродвигателя АОП2-72-4.
|
Используемый двигатель |
АОП2-72-4 |
|
|
Номинальная мощность, кВт |
30 |
|
|
Синхронная частота вращения, об/мин |
1500 |
|
|
Коэффициент полезного действия, |
90 |
|
|
Коэффициент мощности |
0,85 |
|
|
Отношение пускового момента к номинальному |
7,5 |
|
|
Тормоз |
барабанный |
|
|
Передача |
клиноременная |
|
|
Тип ремня |
В 4000 ГОСТ 1284-68 |
|
|
Максимальное количество ремней (одной группы), шт |
4 |
|
|
Диаметры шкива редуктора, мм |
800 |
|
|
Масса двигателя |
190 |
3.3 Конструкция и принцип действия ШНУ
Штанговая насосная установки ШНУ (Чертеж общего вида ШСНУ СК8-3,5-4000) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос 2 и насосные штанги 3.
В наземное оборудование входит станок-качалка (СК8-3,5-4000), состоящий из электродвигателя 12, кривошипа 10, шатуна 9 и балансира 8.
Станок-качалка сообщает штангам 3 возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску 6 для сочленения с верхним концом полированного штока 5 и головку балансира 7 для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов при подземном ремонте.
Балансир 7 качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с массивными кривошипом 10 с помощью шатуна 9. Кривошип может перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипа.
Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.
Все элементы станка-качалки - пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме 13, которая закрепляется на бетонном фундаменте 14.
Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.
Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки СК8-3,5-4000, где вращательное движение, получаемое от электродвигателя 12, при помощи редуктора 11, кривошипа 10 и балансира 8, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое штанговому насосу 2 через насосные штанги 3.
При ходе плунжера вверх под ним снижается давление и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса, а жидкость над закрытым нагнетательным клапаном проталкивается вверх.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.
При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и переливается в выкидную линию.
Выводы
На основе проведенных прочностных расчетов (расчета напряжений в штангах и подбора соответствующего материала, расчета НКТ по аварийной и циклической нагрузкам) делаем вывод, что рассчитанная колонна НКТ и штанг соответствует всем требования, необходимым для эксплуатации совместно с выбранными станком-качалкой и скважинным глубинным насосом.
Все оборудование имеет удовлетворительные значения коэффициента запаса прочности, чем обеспечивается эффективная и продолжительная работа всего сопутствующего комплекса оборудования скважинной насосной установки.
Заключение
Итак, в данном курсовом проекте были рассмотрены основные назначение и конструкция привода ШСНУ СК8 - 3,5 - 2500, его краткий обзор и анализ, была приведена техническая характеристика станка-качалки и сопутствующего оборудования, объяснен его принцип действия.
Список использованной литературы
1. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. - М.: «Недра», 1974. - 390 с.
2. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловое оборудование. - М.:«Недра», 1990. - 559 с.
3. Круман Б.Б. Глубиннонасосные штанги. - М.: «Недра», 1984. - 181 с.
4. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.:«Недра», 1984. - 464 с.
5. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: - М.: «Недра», 1973. - 381 с.
6. Раабен А.А., Шевалдин К.Е., Максутов Н.Х. Монтаж и ремонт бурового и эксплуатационного оборудования. - М.:«Недра», 1975. - 380 с.
7. Снарев А.И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа. Учебное пособие. - М.:«Инфа-Инженерия», 2010. - 232с.
8. Чичеров Л.Г., Молчанов А.Г., Рабинович Е.К. Расчеты и конструкция нефтепромыслового оборудования. - М.:«Недра», 1984. - 422 с.
9. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.:«Недра», 1974. 120 с.
10. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов: Учеб. пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 123 с.
11. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчет в добыче и нефти. - М.:«Недра», 1979. - 271 с.
Приложение А
Чертеж общего вида ШСНУ СК8-3,5-4000.
Спецификация
Размещено на Allbest
...Подобные документы
Анализ применения штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ) в современных условиях. Схема устройства ШСНУ, расчет, подбор оборудования. Скважинные штанговые насосы, их назначение и рекомендуемая сфера применения. Характеристика работы насосных штанг.
контрольная работа [1,2 M], добавлен 19.01.2016Развитие добычи нефти штанговыми скважинными насосными установками. Геолого-технические мероприятия при разработке месторождений. Виды и состояние применения ШСНУ в современных условиях. Расчет и подбор оборудования. Характеристика работы насосных штанг.
курсовая работа [3,7 M], добавлен 30.05.2014Основные типы и конструкции штанговых скважинных насосных установок и их основные узлы. Расчет ступенчатой колоны штанг определение их основных параметров для станка-качалки СКД 8-3,5-2200. Условия монтажа и ремонта его элементов, их транспортирование.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 26.02.2015Нефть как природная маслянистая горючая жидкость. Углеводороды как основные компоненты нефти и природного газа. Анализ технологии добычи и переработки нефти. Первичный и вторичный процесс. Термический крекинг, каталитический реформинг, гидроочистка.
презентация [2,5 M], добавлен 29.09.2013Устройство скважинных насосов различных типов, область использования, минимальное заглубление. Особенности эксплуатации скважинных насосных установок. Электродвигатели, применяемые для трансмиссионных насосов. Сводный график их напорных характеристик.
реферат [1,6 M], добавлен 13.12.2013Использование штанговых скважинных насосов для подъема нефти на поверхность. Техническая схема станка-качалки. Установки погружных электроцентробежных, винтовых, диафрагменных электронасосов. Система периодической и непрерывной газолифтной добычи.
курсовая работа [2,9 M], добавлен 11.05.2011Выбор подземного и наземного оборудования ШСНУ для скважин. Установление параметров работы штанговой скважинной насосной установки. Определение ее объемной производительности, глубины спуска насоса. Выбор типа электродвигателя и расчет его мощности.
контрольная работа [47,9 K], добавлен 28.04.2016Актуальность использования штанговых глубинных насосов, их функциональность и главные преимущества, правила безопасности при эксплуатации. Требования к элементам системы автоматизации, выбор оптимального варианта и его технологическое обоснование.
дипломная работа [1,0 M], добавлен 29.04.2015Устройство скважинных штанговых насосов. Описание дефектов в процессе эксплуатации. Виды и периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования. Порядок подъема насоса и его демонтаж. Выбор рациональной технологии восстановления деталей.
курсовая работа [2,7 M], добавлен 12.12.2013Решение задач контроля и регулирования нефтяных месторождений с помощью глубинных манометров. Требования к глубинным манометрам. Необходимость и особенности измерения температуры. Недостатки скважинных термометров. Необходимость измерения расхода.
контрольная работа [327,0 K], добавлен 15.01.2014Характеристика погружного насоса, погружаемого ниже уровня перекачиваемой жидкости. Анализ штанговых погружных и бесштанговых погружных насосов. Коэффициент совершенства декомпозиции системы. Знакомство с основными видами насосов погружного типа.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 18.12.2011Расчет основных элементов оборудования для откачки воды из скважины. Общие сведения о штанговых насосах двойного действия и их приводах. Определение главных параметров насоса. Проверка колонны штанг на усталостную прочность в точке их подвеса к балансиру.
контрольная работа [381,5 K], добавлен 20.01.2016Элементный состав нефти - сложной многокомпонентной взаиморастворимой смеси газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения. Групповой углеводородный состав нефтей. Твердые парафиновые углеводороды (жидкие и твердые).
презентация [290,9 K], добавлен 21.01.2015Выбор типа и мощности водоснабжающей установки. Определение полезного объема водонапорного бака. Изучение режима работы привода. Расчет расхода воды при максимальной частоте включений двигателя. Автоматизация насосных установок для откачки дренажных вод.
презентация [2,5 M], добавлен 08.10.2013Технологическое и техническое описание способа добычи нефти с помощью длинноходовой глубинно-насосной установки с цепным тяговым элементом. Разработка системы автоматического управления установкой. Расчет защитного заземления электродвигателя компрессора.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 16.04.2015Эмпирическое уравнение состояния реального газа. Расчет параметров состояния криогенных рабочих веществ. Анализ системы определения параметров многокомпонентной смеси. Нахождение энтальпии, энтропии и изохорной теплоемкости в идеально-газовом состоянии.
контрольная работа [1,8 M], добавлен 20.02.2015Выбор и описание схемы вакуумной системы. Выбор насосов и определение конструктивных параметров трубопроводов. Расчет времени предварительного разряжения и откачки пушки до рабочего вакуума. Графическая проверка совместимости работы вакуумных насосов.
курсовая работа [161,7 K], добавлен 18.01.2015Процесс приготовления резиновой смеси в резиносмесителе. Выбор регулируемых параметров и каналов внесения регулирующих воздействий. Обоснование выбора средств автоматизации. Описание работы выбранных систем автоматического контроля и регулирования.
контрольная работа [25,0 K], добавлен 27.07.2011Выбор системы водоснабжения. Определение параметров насосной станции, расчет подачи и напора. Выбор насосных агрегатов и регулирование их работы. Определение диаметра трубы водоввода. Расходы, протекающие по трубам кольца по ходу часовой стрелки.
курсовая работа [58,5 K], добавлен 26.10.2011Назначение, особенности и условия эксплуатации сварной конструкции. Выбор и обоснование выбора способа сварки балки двутавровой. Определение расхода сварочных материалов. Определение параметров сварных швов и режимов сварки. Контроль качества продукции.
дипломная работа [643,9 K], добавлен 03.02.2016
