Определение подачи и параметров работы штангового насоса

Подача глубинной насосной установки опреде­ляется по следующей формуле:

(5.2.1)

Q= 36 м³/сут;

где 1440 — число минут в сутках; D — диаметр плунжера на­соса, м; S_б — длина хода головки балансира (сальникового штока), м; п — число качаний (двойных ходов) в минуту; r — относитель­ная плотность жидкости; h — коэффициент подачи насосной уста­новки.

Формула (5.2.1) связывает пять переменных параметров, из которых можно определить любой при известных четырех других.

Для ускорения и облегчения расчетов по определению подачи штанговых насосов можно пользоваться специальной таблицей или номограммой Иванова (рисунок…), перестроен­ной для стандартных диаметров насосов и длин хода сальникового штока в соответствии с ГОСТ 5866—76 на станки-качалки. На практике чаще всего приходится определять Q, D и h, при этом произведение длины хода сальникового штока S на число качаний в минуту п принимают таким, чтобы оно не выходило из пределов, указанных в технических характеристиках станков-качалок. Сле­дует ориентироваться на Sмах при котором Sn изменяется от 22,5 до 4,5, что соответствует скорости движения плунжера 0,75— 1,5 м/с.

Определим по номограмме (рисунок 2) фактическую подачу насоса Q_ф при следующих условиях: D = 38 мм, S= 2 м, п = 15, h = 0,75 и r = 900 кг/м³. Для этого на левой ветви оси абсцисс найдем точку, соответствующую заданному значению п, затем проведем вертикаль вверх до значения S, а из полученной точки проведем горизонталь вправо до пересечения с лучом D, после чего опустим вертикаль до луча h в четвертом квадранте и, наконец, проведем горизонталь влево до оси ординат, где и най­дем фактическую подачу Q_ф = 70 м³/сут.

Для определения диаметра плунжера D берем точку фактической подачи в нижней части оси орди­нат и точку числа качаний n в левой половине оси абсцисс и про­ектируем их — первую вправо до пересечения с линией заданного значения hи далее вверх, а вторую вверх до пересечения с линией, соответствующей длине хода сальникового штока S. Затем из найденной точки проведем горизонталь вправо. Пересечение этих линий в правой верхней части номограммы и определит диаметр плунжера насоса. Когда найденная точка попадет в про­межуток между двумя лучами D, диаметр плунжера находят путем интерполирования, и если он окажется нестандартным, тогда берут ближайший стандартный диаметр, а для получения задан­ной подачи соответственно изменяют значения параметров S и п. При этом, если принять больший диаметр, то следует в первую очередь уменьшать п и только при невозможности выполнить это надо уменьшить S, если же принять меньший диаметр, то следует увеличить S и только при отсутствии такой возможности увели­чить п.

Прощитаем тем же способом еше несколько скважин и занесем результаты в таблицу.

Таблица 13

Исходные данные

Наименьший КПД получили на скважине № 1. Подберем для нее оборудование.

h_кпд= Q_т/Q_ф=33/70=0,47

Получаем довольно неплохое КПД. Существует программа Зейгмана Ю.В. по оптимизации работы и подбору оборудовани ШСНУ. Проведенные по ней расчеты дают очень близкие результаты приведенные в пункте 5.3.

1. Определим дебит нефти:

2. Забойное давление:

3.

Рисунок 3 - Кривые распределения давления по стволу скважины (1) и колонне НКТ (2).

4. Глубину спуска насоса выбираем, исходя из оптимального давления на приеме, примерно равного 2,6 МПа. По графику (рисунок 3) находим, что при L _н=900 м Р_пр= 2,56 МПа. Эту глубину и выбираем в качестве глубины спуска.

5. По диаграмме А. Н. Адонина выбираем диаметр насоса, который для L _н=900 м и Q_{ж пл}=26,2 м³/сут равен 38 мм. По таблице IV.25 /6/ выбираем насос НСВ1-38, пригодный для неосложненных условий эксплуатации (с обычными клапанами), II группы посадки с зазором δ=100 мкм (10^-4) в плунжерной паре.

Таблица 14

Характеристика насосных штанг

6. Колонна НКТ для насоса НСВ1-38 в соответствии с таблицей IV.25 /6/ выбирается с условным диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,5 мм. Для труб этого размера D _т.н=0,073 м; D _т.в=0,062 м; f _тр=11,6*10^-4 м².

7. Для давления р_пр определим объемный коэффициент нефти:

количество растворенного газа:

м³/м³;

расход свободного газа:

м³/с;

подачу жидкости:

м³/с;

8. Коэффициент сепарации газа:

Трубный газовый фактор:

м³/м³.

Очевидно, Г _{н о}= G _{н о}.

Новое давление насыщения МПа.

9. Определим давление на выкиде насоса МПа (рисунок 4)

Определим среднюю плотность смеси в колонне НКТ:

кг/м³.

10. Определим максимальный перепад давления в клапанах при движении через них продукции скважины.

Согласно таблице IV.1 /6/, d _{кл в}=25 мм, d _{кл н}=18 мм. Предварительно определим расход смеси через всасывающий клапан:

м³/с,

м³/с.

Максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана и число Рейнольдса:

м/с;

По графику (рисунок IV.1 /6/) определяем коэффициент расхода клапана при Rе =2,8*10⁴ М _кл=0,4. Перепад давления на всасывающем клапане

Н/м²=0,03 МПа.

Аналогично определим перепад давления на нагнетательном клапане. Поскольку р_вык>р’_нас, то Q’_г(р_вык)= 0 и Q_кл=Q_ж(р^’_нас),

м³/с;

м³/с;

M_кл=0,4 (рисунок IV.1 /6/),

Н/м²=0,05 МПа.

Тогда давление в цилиндре насоса при всасывании р _{вс ц} и нагнетании р _нагнц и перепад давления, создаваемый насосом ∆ р _нас, будет следующее:

р _всц= р _пр-∆ р _{кл в}=2,56-0,03=2,53 МПа;

р _нагц= р _вык+∆ р _{кл н}=7,94+0,05=7,99 МПа;

∆ р _н= р _{нагн ц}- р _пр=7,99-2,56=5,43 МПа.

11. Определим утечки в зазоре плунжерной пары:

Проверяем характер течения в зазоре:

Следовательно, режим течения жидкости в зазоре ламинарный.

12. Определим коэффициент наполнения:

Установим предварительно Q _см (р _всц ):

Q_ж(р _всц)≈Q_ж(р_пр)≈3,39∙10^-4 м³/с;

м³/м³;

м³/с;

Q_см=(3,39+1,95)∙10^-4=5,34∙10^-4 м³/с;

Проверяем условие р _всц< р ’_нас. Поскольку оно выполняется, то в цилиндре во время хода всасывания имеется свободный газ. Тогда коэффициент наполнения η_нап определяем в следующем порядке:

Коэффициент утечек:

Газовое число:

р _нагнц=7,99 МПа> р ’_нас=5,5 МПа. Следовательно, коэффициент наполнения:

В расчете принято b_ж(р)=b_н(р);

Определим коэффициент наполнения также для неравновесного характера процесса растворения газа:

Определим коэффициент наполнения также для процесса неравновесного и при полной сегрегации фаз:

По формуле И.М. Муравьева:

Вероятные средние значения коэффициента наполнения и соответствующие максимальные абсолютные отклонения δ_i составят соответственно:

Следовательно, значения коэффициента наполнения насоса, определенные для различных схем процесса выделения и растворения газа и сегрегации фаз, лежат в довольно узком диапазоне значений: η_нап=0,59-0,62. Погрешность схематизации не превышает 0,02.

Для дальнейших расчетов принимаем η_нап=0,60.

Коэффициент η_рг, учитывающий усадку нефти:

13. Определим подачу насоса W_нас, обеспечивающую запланированный дебит нефти при получившемся коэффициенте наполнения:

м³/с.

При известном диаметре насоса можно определить необходимую скорость откачки, пользуясь, например, формулой:

м/мин.

По диаграмме А. Н. Адонина для заданного режима можно использовать станки-качалки СКД6-1,5-1600илиСК8-2,1-2500

Первый из них не подходит, поскольку не обеспечит требуемую скорость откачки (для этого станка sn_max=22 м/мин). Поэтому следует ориентироваться на параметры станка СК6-2,1-2500 по ГОСТ 5866-76, параметры которого аналогичны параметрам станка-качалки 6СК6-2,2-2500.

Выбираем s_пл=2 м; n=15 кач/мин или N=0.25 1/c.

14. При выборе конструкции штанговой колонны, вначале воспользуемся таблицами АзНИПИ ДН. По таблице IV.8 /6/ для насоса диаметром 38 мм выбираем двухступенчатую колонну штанг из углеродистой стали 40 ([σ_пр]=70 МПа) диаметрами 16 и 19 мм с соотношениями длин ступеней 55:45%. Выберем также конструкцию равнопрочной штанговой колонны по методике МИНХ и ГП.

Предварительно установим значения следующих коэффициентов (необходимые размеры штанг приведены в таблице 13):

; ; ;

;

Площадь плунжера насоса:

м².

Гидравлическая нагрузка:

Н.

Коэффициенты динамичности при ходе вверх m _в и вниз m _н, а также плавучести штанг К _арх и вспомогательный множитель М:

Сила гидравлического трения, действующая на единицу длины колонны:

Н/м,

Н/м.

Далее определим силы сопротивлений, сосредоточенные у плунжера:

Н,

Н.

Вес “тяжелого низа” принимаем равным сумме сил сопротивления, сосредоточенных у плунжера:

Н.

Далее установим длины нижней l ₁ и верхней l ₂ ступеней.

Последовательно отметим, что q _{тр 1} и q _{тр 2} составляют весьма незначительную часть от веса единицы длины штанг q _{шт 1} и q _{шт 2}. Поэтому при расчете можно не учитывать q _{тр 12:}

м.

м;

Оценим необходимую длину “тяжелого низа”, если его выполнить из штанг диаметром 25 мм:

м, или 1,6% от общей длины колонны.

Таким образом, расчетным путем была получена конструкция колонны диаметром 16 и 19 мм с соотношением длин ступеней 65:35%. Для дальнейших расчетов принимаем конструкцию колонны с соотношением длин для ступеней 65:35%.

15. Рассчитаем потери хода плунжера и длину хода полированного штока:

м.

м.

м.

Критерий динамичности для данного режима:

Поскольку _кр=0,2 (таблица II.3 /6/), то и длину хода полированного штока S можно определить по формулам:

м;

м.

Обе формулы дают одинаковый результат, причем длина хода штока оказалась несколько меньше, чем рассчитываемая без учета динамических усилий в штангах.

Для дальнейших расчетов принимаем ближайшую стандартную длину хода станка-качалки, тогда для сохранения прежней скорости откачки определяем уточненное число качаний:

кач/с=14,7 кач/мин;

рад/с.

Длина хода плунжера при s=2,1 м:

м;

а общий коэффициент подачи штанговой насосной установки:

16. Перейдем к определению нагрузок, действующих в точке подвеса штанг. Соответственно вес колонны штанг в воздухе и в жидкости с учетом веса “тяжелого низа”:

кН.

Вычислим предварительно коэффициенты m _ω и φ в формулах А. С. Вирновского:

Принимаем a₁ = a₂=a₁=a₂= 1 (для упрощения расчета).

Определим вибрационную и инерционную составляющие по формулам:

кН,

кН.

Исследованиями установлено, что вибрационная составляющая экстремальной нагрузки не может быть больше, чем гидростатическая. Следовательно, результат расчета Р _виб получился завышенным. Поэтому примем:

Р _виб= Р _ж=6,1 кН;

Р _max= Р’ _шт+ Р _ж+ Р _виб+ Р _ин=16,3+6,1+3,9=32,4 кН;

Р _min= Р ^’_шт – (Р _виб+ Р _ин)=16,3-(6,1+3,9)=6,3 кН.

Тогда экстремальные нагрузки по скорректированным формулам А. С. Вирновского составят:

Р _max= Р ^’_шт+ Р _ж+ К _{дин в}(Р _виб+ Р _ин)=16,3+6,1+0,97(6,1+3,9)=32,1 кН,

Р _min= Р^’ _шт- К _{дин в}(Р _виб+ Р _ин)=16,3-0,93(6,1-3,9)=6,8 кН.

17. Оценим силы сопротивлений, возникающие при работе насосной установки.

Будем считать постоянным угол a и равным ≈5º (~0,087 рад), а азимутальным отклонением можно пренебречь.

Тогда силу механического трения штанг можно определить по формуле:

Р _{тр мех}= С_шт α(Р _ж+ Р^’ _шт)=0,25∙0,087(6,1+16,3)=0,49 кН,

где С _шт по данным В. М. Троицкого для ν_н=3∙10^-6 м²/с можно принять равной 0,25.

Силу гидравлического трения рассчитаем по формуле А. М. Пирвердяна:

18. Рассчитаем напряжение в штангах по формулам:

МПа,

МПа,

МПа,

МПа.

Приведенное напряжение в точке подвеса штанг составляет соответственно:

по формуле И. А. Одинга:

МПа,

по формуле М. П. Марковца:

МПа,

Для штанг из стали 40 нормализованных предельно допускаемое приведенное напряжение составляет 70 МПа (по Одингу). Следовательно, для этих штанг условие обеспечения усталостной прочности не выполняется, так как [σ_пр]=70 МПа<σ_{пр од} =72 МПа.

Следовательно, можно либо подобрать штанговую колонну из штанг той же марки, но большего диаметра, например 19*22 мм, или сохранить конструкцию колонны, но выбрать штанги с более высокой усталостной прочностью, например, из стали 20 НМ, нормализованные с [σ_пр]=90 МПа по И. А. Одингу, [σ_пр]=74 МПа по М. П. Марковцу. В расчетах воспользуемся вторым вариантом.

19. Крутящий момент на кривошипном валу редуктора определим по формуле:

M_{кр max}= 300S+0.236S(Р_max-Р_min)=300∙2.1+0.236∙2.1(32.1-6.8)10³=13200 Н∙м.

20. Выберем станок-качалку. Предыдущими расчетами было установлено: Р_max =32.1 кН; (M_кр)_max=13200 Н∙м; S=2.1 м; n=14.7 кач/мин.

Сравнивая расчетные данные с паспортными характеристиками станков-качалок находим, что этим условиям удовлетворяет станок-качалка СК4-2,1-1600, который и выбираем окончательно.

21. Рассчитаем энергетические показатели работы штанговой насосной установки.

Полезная мощность:

Вт.

Коэффициент потери мощности на утечки:

Потери мощности в клапанных узлах:

Вт.

Мощность, расходуемая на преодоление механического I _{тр мех} и гидродинамического I _{тр г} трения штанг, а также трения плунжера в цилиндре I _{тр пл}:

Вт.

Вт.

Вт.

Затраты мощности в подземной части установки:

Вт.

К. п. д. Подземной части установки:

Значения к.п.д. подземной части по этим формулам получились достаточно близкие.

Принимаем: η_эд=0,77, η_ск=0,80, тогда общий к.п.д. установки:

Полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости:

Вт=45 кВт.

Определим полную потребляемую мощность также по методике Б. М. Плюща и В. О. Саркисяна:

К₁=6,0 для станка-качалки с грузоподъемностью 4 т,

Вт=6.1 кВт.

Расхождение результатов расчета полной мощности по разным методикам составило около 15% от их среднеарифметической величины, что приемлемо для практических расчетов. Для расчета принимаем I _полн =6,1 кВт. По таблице IV.16 /6/ выбираем электродвигатель АОП-52-4 с номинальной мощностью 7,0 кВт.

Удельный расход энергии на подъем жидкости:

Дж/кг,

кВт∙ч/т,

кВт∙ч/т.

Суточный расход энергии:

кВт∙ч.

22. Определим эксплуатационные показатели и межремонтный период работы штанговой насосной установки.

Предварительно определим вероятную частоту подземных ремонтов, связанных с ликвидацией аварий со штанговой колонной по формуле А. С. Вирновского при R= 0.75 и С ^’_n=0.533:

рем/год,

или по формуле:

рем/год.

Результаты расчета по обеим формулам получились близкие, однако абсолютное значение γ оказывается больше, чем определяемое по фактическим данным для основных нефтяных месторождений.

Задаваясь числом ПРС, не зависящих от типоразмера оборудования и режима его работы, n _пр определим вероятное общее число ПРС в течение года.

Для расчетов принимаем γ=2,5 рем/год, η_пр=1 рем/год:

N _рем =γ+n_пр=2,5+1=3,5 рем/год /6/.

ВЫВОДЫ

При добыче обводненной нефти возникает ряд осложнений связанный с агрессивным воздействием минерализованной воды на скважинное оборудование, вызывающее коррозию, образование солей. Всё это ведёт к преждевременному отказу ШСНУ, снижению межремонтного периода работы скважин и увеличению себестоимости добываемой нефти.

В данной работе подобрано оборудование и установлен режим работы ШСНУ, с учетом деформации штанг и труб, обеспечивающий отбор жидкости 26,2 м³/сут, осуществлен подбор глубинно - насосного оборудования ШСНУ к скважине № 1577 Волковского месторождения.

Анализ результатов подбора и расчетов показал:

1.Типоразмер станка-качалки:;

2.Типоразмер электродвигателя: АОП-52-4 с номинальной мощностью 7,0 кВт.

3. Конструкция колонны подъемных труб: D_тн=0,073 м; D_тв=0,062 м, f _тр=11,6∙10^-4 м², толщина стенки 5,5 мм;

4. Конструкция штанговой колонны: длина нижней ступени l ₁=581 м, d= 16 мм, длина верхней ступени l ₂=319 м, d =19 мм;

5. Длина хода полированного штока: 2,06 м;

6. Число качаний: 14,7 кач/мин;

7. Тип и диаметр скважинного насоса: d=38 мм, НСВ1-38;

8. Глубина спуска насоса: L_н=900 м;

9. Общая деформация штанг и труб: λ=0.15 м.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. 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. – 120 с.

2. Проект разработки Волковского нефтяного месторождения: Отчет/ Башнипинефть: Рук. Глазков А.А. и др. по заказ – наряду 87.030060.87.00. Этап 4- Уфа, 1987г.-151с.

3. В.И. Щуров.Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. -М.:

Недра, 1983г.- 510 с.

4. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. –М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000.- 653 с. ил.

5. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов /Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова.-М.: Недра, 1988.-302 с.: ил.

6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова/ Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. М., Недра, 1983.-455 с.

7. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов/А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев. Под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде-М.:Недра, 1986.-382 с.

8. Юрчук А.М. Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти-М.:Недра, 1979,-271 с.