–PAGE_BREAK–
Параметры штанговых скважинных насосов представлены в таблице 9.
Таблица 9
Параметры штанговых скважинных насосов
Насос
Условный
Размер, мм
Глубина спуска, м
Наружный диаметр, м
Длина, м
насоса
плунжера
ход плунжера
1
2
3
4
5
6
7
НСВ1
28
32
38
43
55
2500
2200
3500
1500
1200
48,2
48,2
59,7
59,7
72,2
4 – 7,2
4 – 7,2
4,1 – 9,7 4,1 – 9,7
4,9 – 9,3
1,2 – 1,8
1,2 – 1,8
1,2; 1,5; 1,8
1,2
1,2
1,2 – 3,5
1,2 – 3,5
1,2 – 6
1,2 – 6
1,8 – 6
НСВ2
32
38
43
55
3500
3500
3500
2500
48,2
59,7
59,7
72,9
6,4; 7,3
6,1; 9,7
6,1; 9,7
6,9; 9,9
1,8
1,8
1,8
1,8
2,5 – 3,5
2,5 – 6
2,5 – 6
3 – 6
НСН1
28
32
43
55
1200
1200
1200
1000
56
56
73
89
1,9; 2,9
1,9; 2,9
2,7
2,7
1,2
1,2
1,2
1,2
0,6; 0,9
0,6; 0,9
0,9
0,9
НСН2
32
43
55
68
93
1200
2200
1800
1600
800
56
73
89
107
133
3,4; 5,3
3,3; 7
3,4; 7,1
4,1; 6,8
4,3; 7
1,2
1,2; 1,5
1,2; 1,5
1,2
1,2
1,2; 3
1,2; 4,5
1,2; 4,5
1,8 – 4,5
1,8 – 4,5
Таблица 10
Техническая характеристика станков-качалок
Показатели
СК3-1,2-630
СК5-3-2500
СК10-3-5600
СКД3-1,5-710
СКД6-2,5-2800
СКД12-3,0-5600
Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН
30
50
100
30
60
120
Номинальная длина хода устьевого штока, м
1,2
3,0
3,0
1,5
2,5
3,0
Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора),
кН м
6,3
25
56
7,1
28
56
Число ходов балансира в минуту
5 — 15
5 — 15
5 — 12
5 — 15
5 — 14
5 — 12
Редуктор
Ц2НШ-315
Ц2НШ-450
Ц2НШ- 560
Ц2НШ-315
Ц2НШ-450
Ц2НШ- 560
Габаритные размеры, мм, не более:
Длина
Ширина
Высота
4125
1350
3245
7380
1840
5195
7950
2246
5835
4050
1360
2785
6085
1880
4230
6900
2250
4910
Масса, кг
3787
9500
14120
3270
7620
12065
В последние годы стали использоваться штанговые насосы с безвтулочным цилиндром. Их преимуществом является упрощение конструкции и сборки насоса. У таких цилиндров предусматривается большая толщина стенки, чем у кожуха насосов с втулочным цилиндром, что обеспечивает повышенную прочность их резьбы по сравнению с резьбой кожухов. Конструкция насосов с безвтулочным цилиндром аналогично конструкции насосов с втулочным цилиндром /3/.
2.2 Анализ эффективности эксплуатации ШСНУ в условиях ООО НГДУ “Октябрьскнефть”
Наличие большого количества скважин, эксплуатируемых УСШН различных типоразмеров, широкий диапазон условий эксплуатации, различные характеристики пластов и добываемых из них жидкостей позволили получить широкий спектр данных используемых при подборе оборудования в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”.
Анализ предусматривает группировку скважин по ряду общих признаков, которые приведены в таблице 11.
Таблица 11
Дебит
скважин по неф-
ти, т/сут
Коли-
чество
сква-
жин,
шт
Распределение насосов по
степени обводненности, %
Распределение насосов по глубине подвески насоса, м
Средняя глубина подвески,
м.
0-2
2-20
21-50
51-90
91-100
0-
700
701-
1000
1001-
1300
1301-
1500
0 –1
647
29
145
125
287
61
–
10
439
198
1261
1,1 – 5
507
18
214
142
128
5
2
18
385
102
1224
5,1 – 10
68
5
35
25
3
–
–
8
53
7
1182
10,1 – 20
14
1
10
2
1
–
–
–
14
–
1140
20,1 — 30
1
–
–
–
–
–
–
–
1
–
1016
Итого
1237
53
404
295
414
66
2
36
892
307
1240
Таблица 12
Добыча жидкости различными видами насосов по ЦДНГ-1
Вид насоса
Количество, шт.
Добыча нефти, т.
Добыча жидкости, м3
НСВ1Б-28
1
104
173,4
НСВ1Б-29
20
4161
8772,8
НСВ1Б-32
247
90987,2
248758,5
НСН2Б-43
16
10229,1
61825,5
НСН2Б-44
33
35715,3
113040,5
НСН2Б-56
4
6518,9
30687,4
НСН2Б-57
3
3987,6
27740
Итого
324
151703,1
490998,1
Наибольшее число штанговых насосов (62 %) имеет производительность по нефти до 1 т/сут. Около 95 % скважин эксплуатируется с содержанием воды до 90 %, 5 % — более 90 %. Основными глубинами подвесок насоса являются 1000-1300 м, (95 % скважин), наиболее распространенными являются насосы вставного типа – 82,7 %. Наземное оборудование скважин представлено в основном станками-качалками нормального ряда типа СКН5 – 31 %, СКД8 –15 % и 7СК8 – 29 %. Колонны штанг комплектуются двумя диаметрами штанг – 22 и
19 мм в соотношении 40 % и 60 %. Средняя величина погружения насосов под динамический уровень составляет более 300 м. что обеспечивает давление на приеме 2,5…3,0 МПа. Число ходов большинства станков-качалок поддерживается в пределах 5…6, длина хода полированного штока составляет 1,2 …2,5 м. /1/. Основное применение в ЦДНГ-1 НГДУ “ОН” получили насосы вставного типа (НСВ) – 268 шт. На них ложится основная часть добычи нефти – 95252,2 т. из 151703,1 т. в год. Но если сравнить отдельно насосы, то из таблицы видно, что насосы типа НСН2Б-44 добывают в три раза меньше жидкости, чем НСВ1Б-32, но их в 7,5 раз меньше чем вставных. Это объясняется тем, что они применяются в мало обводненных скважинах, чем вставные и производительность невставных насосов выше чем вставных /3/.
3. Теория подбора оборудования и режима работы ШСНУ
3.1 Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока
Почти во всех скважинах фактическая производительность глубинно-насосных установок ниже расчетной, что обусловлено:
-упругим удлинением и сокращением штанг и труб;
-недостаточным заполнением жидкостью цилиндра насоса;
-изменение объемов нефти и воды;
-утечкой жидкости через клапаны насоса и неплотности в НКТ /4/.
При работе насоса колонны штанг и труб периодически подвергаются упругим деформациям от веса жидкости, действующей на плунжер. Кроме того, на колонну штанг действуют динамические нагрузки и силы трения, вследствие чего длина хода плунжера может существенно отличаться от длины хода полированного штока.
Силы, действующие на узлы ШСНУ, принято делить на статические и динамические по критерию динамического подобия (критерий Коши)
(3.1)
где a=4900-скорость звука в штанговой колонне, м/с; ω=2πn-частота вращения вала кривошипа, с-1.
При μд≤0,4 режим работы установки считается статическим, а при μд>0,4 режим работы – динамическим.
Для статических режимов силы инерции не оказывают практического влияния на длину хода плунжера, и длину хода полированного штока вычисляют по следующей формуле:
, (3.2)
–PAGE_BREAK–3.2 Нагрузки, действующие на штанги и трубы
При работе глубиннонасосной установки на штанги и на трубы действуют различные виды нагрузок – статические от веса штанг и жидкости, силы инерции движущихся масс и др.
Рассмотрим природу возникновения и влияние их на длину хода плунжера. После закрытия нагнетательного клапана статическая нагрузка от столба жидкости над плунжером перед началом его хода вверх передается на штанги, вызывая их растяжение на λшт. При этом трубы разгружаются и сокращаются на λт. Плунжер остается неподвижным относительно труб, и полезный ход его начинается лишь после растяжения штанг и сокращения труб. Всасывающий клапан закрывается, вес жидкости со штанг передается на трубы, нагнетательный клапан открывается, и плунжер движется вниз. При этом статическая (постоянно действующая) нагрузка на головку балансира будет равна весу штанг в жидкости. Так как головка балансира с подвешенной к ней колонной штанг движется неравномерно (скорость изменяется от нуля в верхней и нижней точках до некоторого максимального значения в середине хода вниз и вверх), возникают ускорения и соответствующие инерционные и другие динамические нагрузки. Кроме того, в начале хода плунжера вверх, когда скорость его движения равна нулю, головка балансира уже движется с некоторой скоростью, которую она набрала в процессе растяжения штанг и сокращения труб. Вследствие этого следует удар плунжера о жидкость, в результате на штанги и головку балансира действуют динамические нагрузки. Очевидно, что максимальная нагрузка на штанги будет при движении плунжера вверх, а минимальная – при ходе вниз /5/.
К постоянным или статическим нагрузкам принято относить вес колонны насосных штанг в жидкости Р’шт, гидростатическую нагрузку Рж, обусловленную разницей давлений жидкости над и под плунжером при ходе его вверх, а также нагрузки от трения штанг о стенки подъемных труб Ртр пл /6/.
К переменным нагрузкам относятся:
инерционная нагрузка Рин, обусловленная переменной по величине и направлению скоростью движения системы “штанги-плунжер”;
вибрационная нагрузка Рвиб, обусловленная колебательными процессами, возникающими в колонне штанг под действием ударного приложения и снятия гидростатической нагрузки на плунжер;
нагрузка от трения штанг в жидкости Ртр г;
сила гидростатического сопротивления Ркл н, вызванная перепадом давления в нагнетательном клапане при движении жидкости.
Учитывая перечисленные нагрузки, можно записать общие формулы для определения усилия в точке подвеса штанг при ходе штанг вверх Рв и вниз Рн:
Рв=Р’шт+Рж+Рин в +Рвиб в+Ртр м+Ртр г+Ртр пл,
Рн=Р’шт-(Рин н+Рвиб н+Ртр м+Ртрг+Ркл н).
Вес колонны штанг в воздухе Ршти вес ее в жидкости Р’шт, заполняющей подъемные трубы, а также гидростатическая нагрузка на плунжер вычисляются по формулам:
или
где qштi– вес 1 м штанг данного диаметра в воздухе, Н; Карх=(ρшт-ρсм т)/ρшт – коэффициент плавучести штанг; ρшт – плотность материала штанг, кг/м3; ρсм меж, ρсм т – средняя плотность жидкости (смеси), находящейся соответственно в пространстве между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, кг/м; ρмеж – давление газа в этом пространстве на устье скважины, Па.
Расчет максимальных нагрузок на штанги:
При статическом режиме работы ШСНУ, т.е. при значениях параметра динамического подобия μд≤(0,3ч0,4), достаточно для практики точность обеспечивают приведенные ниже зависимости.
Формула И. М. Муравьева:
где n
=
N
∙60 – число ходов плунжера в минуту.
Формула И. А. Чарного:
Формула Дж. С. Слоннеджера:
Формула Кемлера:
Формула К. Н. Милса:
где Р’ж – вес жидкости над плунжером.
Погрешность расчета по перечисленным приближенным формулам находится в пределах 10-20% от Рmax.
Известны и другие зависимости для расчета максимальной нагрузки в точке подвеса штанг, которые по существу не отличаются от приведенных приближенных формул /6/.
Расчет минимальных нагрузок на штанги:
Формула К. Н. Милса:
Формула Д. О. Джонсона:
Формула Дж. С. Слоннеджера:
Формула Н. Дрэготеску и Н. Драгомиреску:
Н. Дрэготеску указывает, что надежность приближенных формул для определения минимальной нагрузки обычно заметно ниже, чем аналогичных формул для Рmax/6/.
4. Динамометрирование и результаты исследований
Нормальная эксплуатация штанговой скважинной насосной установки требует постоянного контроля за работой основных узлов для своевременного принятия необходимых мер для ее обеспечения. Информацию о работе подземного оборудования при этом способе добычи нефти получают при помощи динамо-метрирования. Динамометрирование ШСНУ — важнейший источник информации о работе штангового насоса, колонны штанг, состоянии забоя скважины и др. — осуществляется при помощи специальных технических средств; наиболее распространено телединамометрирование, обеспечивающее оперативное получение динамограммы на диспетчерском пульте без нарушения режима работы скважин /7/. Динамограмма представляет собой график зависимости нагрузки в точке подвеса штанг от длины хода полированного штока верхней штанги. Теоретическая динамограмма нормальной работы установки основана на учете сил тяжести, упругости, трения и закона Архимеда. Недостаточный учет других влияющих факторов, таких как инерционная сила и свойства откачиваемой жидкости, ограничивает возможность существенного динамометрирования.
Динамограмма представляет собой параллелограмм в координатах нагрузка (р) – длина хода полированного штока (S) (рисунок 2). Линия Г1А1соответствует разнице нагрузки от веса штанг и силы трения р↓и параллельна нулевой линии (оси S) динамограммы вследствие постоянства веса штанги и силы трения. Линия АГ соответствует статическому весу штанг в жидкости Ршт, т. е. без трения. Следовательно, трение колонны штанг о жидкость уменьшает длину хода плунжера, и нагнетательный клапан закрывается не в точке А, а в точке А1(отрезок f↓). При изменении направления движения плунжера процесс записывается отрезком прямой АА2. Начиная с точки А2, штанги воспринимают нагрузку от веса столба жидкости Рж (отрезок А2Б2). В точке Б1нагрузка равна сумме весов штанг жидкости и сил трения Р↑. В этой точке приемный клапан насоса открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. Дальнейшее движение плунжера описывается линией Б1В1. С началом движения вниз изменяются направление и величина сил трения. Изменение нагрузки соответствует В2Г1, при этом происходит разгрузка колонны штанг и нагружение труб. Точка Г — открытие нагнетательного клапана насоса и начало движения плунжера вниз (отрезок Г1 А1) /7/.
Рисунок 2 – Динамограмма ШСНУ
Таким образом, обработка динамограммы дает возможность определить количественные и качественные показатели работы ШСНУ: нагрузки и напряжения в полированном штоке, длину хода плунжера и полированного штока, коэффициент наполнения насоса, герметичность приемной и нагнетательной частей насоса, влияние газа, правильность посадки плунжера, наличие утечек в НКТ, отвороты и обрывы штанг или штанговых муфт, заклинивание плунжера.
По динамограмме работы ШСН в среде, содержащей свободный газ, также определяют давление у приема насоса, дебит жидкости и дебит газа.
Как правило, динамометрирование должны проводить в первый же день после спуска насоса в скважину и при изменениях режима откачки и подачи насоса, а также в процессе его работы для своевременного выявления различных неполадок.
Для установления в каждом конкретном случае характера осложнений целесообразно воспользоваться типовыми динамограммами.
Измеряемую нагрузкуG определяют умножением показания динамографа С (мм) по оси ординат на масштаб усилий Р (60 Н/мм):
G = CP.
Перемещение полированного штока и плунжера рассчитывают умножением расстояния между заданными точками по оси абсцисс на масштаб хода.
Расстояние между перпендикулярами, опущенными из крайний точек динамограммы (точки А и В) на ось, соответствует ходу полированного штока S. Ход плунжера S
пл
соответствует расстоянию между перпендикулярами, опущенными на ось из точек Б и В.
Потеря хода полированного штока равна ∆S
=
S
—
S
пл
, а коэффициент подачи насоса — η≈Sпл/S.
На рисунке 3 приведены типовые формы динамограмм /7/. Расшифровка динамограмм требует учета различных факторов.
Рассмотрим, например, динамограммы 23, 27, 28. Они соответственно, характеризуют, помимо высокой посадки и запаздывания закрытия нагнетательного клапана, негерметичность торцов втулок.
Так, например, динамограмма 23 показывает выход плунжера насоса НСН из цилиндра. Такая же форма динамограммы получена при разъедании у насоса НСН2 и НСВ1 одного стыка втулок в верхней части цилиндра и второго — в нижней части. Плунжер, находясь в нижней части, перекрывает разъеденную часть, и утечка не происходит, при ходе вверх он открывает путь для утечки жидкости. Динамограмма 27 указывает на разъедание стыка втулок посередине цилиндра.
Рисунок 3 — Типовые динамограммы ШСНУ:
1-3 — нормальная работа насоса: Нм, H>1000 м, H>1500 м соответственно; 4-6 — утечки в нагнетательной части: средняя, большая утечки; выход из строя нагнетательной части соответственно; 7 – 9 — утечки в приемной части: средняя, большая утечки, выход изстроя приемной части соответственно; 10-12 — утечки в приемной и нагнетательной частях; 13-15 — влияние газа на работу насоса: влияние пластового газа; изменение контура; влияние газа н утечки в нагнетательной части соответственно; 16-18 – прихват плунжера насоса: НСН2, НСВ1 cвыходом из замковой опоры, заедание песком соответственно, 19 -20 — утечки в НКТ; 21-22 – фонтанирование; 23 — высокая посадка плунжера в НСН2; 24 – то же, в НСВ1 без слива из замковой опоры; 25 – низкая посадка плунжера в НСН2; 26 — то же, в НСН1; 27, 28 — негерметичность насоса; 29 — обрыв или отворот штанг в нижней части; 30 – то же, в верхней части; 31-34 — низкий динамический уровень (33 — пробка, 34 — заедание песком).
На динамограмме 28 показан случай, когда разъедены стыковые соединения, расположенные в таких местах, что плунжер в нижнем и в верхнем положениях перекрывает их, а утечка происходит на середине хода плунжера. На динамограмме при этом в середине хода получается провал (показан стрелками).
Следует отметить, что в настоящее время все шире используют телеконтроль за работой штанговых скважинных насосов. Анализ многочисленных телединамограмм показал, что при четкой налаженной работе датчиков по ним можно определить такие явления, как влияние газа, применение уровня, обрыв или отворот штанг, заклинивание плунжера, низкую и высокую посадку насоса, выход из строя клапанов и др. В связи с отсутствием нулевой линии невозможно определить величину пропуска жидкости в приемной и нагнетательной частях насоса, высоту динамического уровня, степень влияния газа, течь в трубах, коэффициент наполнения насоса и потерю хода ∆S, а также производить расчет нагрузок, необходимых для подсчета напряжения в штангах /7/. Поэтому при исследовательских работах необходимо обязательно пользоваться гидравлическим динамографом.
5. Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы с учетом деформации штанг и труб
5.1 Исходные данные
Глубина скважины L, м……………………… ……………..…….…1600
Диаметр эксплуатационной колонны Dс, м…………… ……………0,150
Планируемый дебит жидкости Qж пл, м3/сут………………………..….26,2
Объемная обводненность жидкости В, доля единицы… ………………..0
Плотность дегазированной нефти ρн дег, кг/м3………………….……..850
Плотность пластовой воды ρв, кг/м3………………… ………….……1100
Плотность газа (при стандартных условиях) ρг о, кг/м3……………….1,4
Газовый фактор G, м3/м3…………………………………………….…59,4
Вязкость нефти νн, м2/с……………………………………………….3∙10-6
Вязкость воды νв, м2/с…………………………………………..………10-6
Давление насыщения нефти газом Рнас, МПа……………………….…..9
Пластовое давление Рпл, МПа…………………………….………….…11
Устьевое давление Ру, МПа……………………………………………1,53
Средняя температура в стволе скважины, К………………………….303
Коэффициент продуктивности Кпр, м3/(с∙Па)……………….…..1,02∙10-10
Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения bнас…….1,16
.
5.2 Расчеты
1. Определим дебит нефти:
2. Забойное давление:
3. Строим кривую распределения давления по стволу скважины при Рзаб=8,03 МПа (рисунок 4).
Рисунок 4 — 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 4) находим, находим что при Lн=900 м Рпр=2,56 МПа. Эту глубину и выбираем в качестве глубины спуска.
5. По диаграмме А. Н. Адонина выбираем диаметр насоса, который для Lн=900 м и Qж 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), IIгруппы посадки с зазором δ=100 мкм (10-4) в плунжерной паре.
Таблица 13
Характеристика насосных штанг
Показатели
Диаметр штанг dшт, мм
16
19
22
25
Площадь поперечного сечения штанги, см2
Вес 1м штанг в воздухе, Н
Наружный диаметр муфты, мм
2,01
17,5
38
2,83
23,5
42
3,80
31,4
46
4,91
41,0
55
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 Dт.н=0,073 м; Dт.в=0,062 м; fтр=11,6*10-4 м2.
7. Для давления рпр 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, Гн о=Gн 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/, dкл в=25 мм, dкл 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 (см. рисунок IV.1 /6/) определяем коэффициент расхода клапана при R
е=2,8*104Мкл=0,4. Перепад давления на всасывающем клапане
Н/м2=0,03 МПа.
Аналогично определим перепад давления на нагнетательном клапане. Поскольку рвык>р’нас, то Q
’г(рвык)=0 и Q
кл
=
Q
ж
(р’нас),
м3/с;
м3/с;
Mкл=0,4 (см. рисунок IV.1 /6/),
Н/м2=0,05 МПа.
Тогда давление в цилиндре насоса при всасывании рвс ц и нагнетании рнагнц и перепад давления, создаваемый насосом ∆рнас, будет следующее:
рвсц=рпр-∆ркл в=2,56-0,03=2,53 МПа;
рнагц=рвык+∆ркл н=7,94+0,05=7,99 МПа;
∆рн=рнагн ц-рпр=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 Qсм(рвсц):
Qж(рвсц)≈Qж(рпр)≈3,39∙10-4 м3/с;
м3/м3;
м3/с;
Qсм=(3,39+1,95)∙10-4=5,34∙10-4 м3/с;
Проверяем условие рвсцр’нас. Поскольку оно выполняется, то в цилиндре во время хода всасывания имеется свободный газ. Тогда коэффициент наполнения ηнап определяем в следующем порядке:
Коэффициент утечек:
Газовое число:
рнагнц=7,99 МПа>р’нас=5,5 МПа. Следовательно, коэффициент наполнения:
В расчете принято bж(р)=bн(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 δiсоставят соответственно:
Следовательно, значения коэффициента наполнения насоса, определенные для различных схем процесса выделения и растворения газа и сегрегации фаз, лежат в довольно узком диапазоне значений: ηнап=0,59-0,62. Погрешность схематизации не превышает 0,02.
Для дальнейших расчетов принимаем ηнап=0,60.
Коэффициент ηрг, учитывающий усадку нефти:
13. Определим подачу насоса Wнас, 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 6СК6-1,5*1600 или 6СК6-2,1*2500.
Первый из них не подходит, поскольку не обеспечит требуемую скорость откачки (для этого станка snmax=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 sпл=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 ([σпр]=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 mви вниз mн, а также плавучести штанг Карх 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 l1и верхнейl2ступеней.
Последовательно отметим, что qтр 1и qтр 2составляют весьма незначительную часть от веса единицы длины штанг qшт 1 и qшт 2. Поэтому при расчете можно не учитывать qтр 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*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 (см. табл. II.3 /6/), то и длину хода полированного штока Sможно 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 СК6-2,1-2500 s=2,1, 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 mωи φ в формулах А. С. Вирновского:
Принимаем a
1=a
2
=
a
1
=
a
2
=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 Рвиб получился завышенным. Поэтому примем:
Рвиб=Рж=6,1 кН;
Рmax=Р’шт+Рж+Рвиб+Рин=16,3+6,1+3,9=32,4 кН;
Рmin=Р’шт – (Рвиб+Рин)=16,3-(6,1+3,9)=6,3 кН.
Тогда экстремальные нагрузки по скорректированным формулам А. С. Вирновского составят:
Рmax=Р’шт+Рж+Кдин в(Рвиб+Рин)=16,3+6,1+0,97(6,1+3,9)=32,1 кН,
Рmin=Р’шт-Кдин в(Рвиб+Рин)=16,3-0,93(6,1-3,9)=6,8 кН.
17. Оценим силы сопротивлений, возникающие при работе насосной установки.
Будем считать постоянным угол aи равным ≈5є (~0,087 рад), а азимутальным отклонением можно пренебречь.
Тогда силу механического трения штанг можно определить по формуле:
Ртр мех=Сштα(Рж+Р’шт)=0,25∙0,087(6,1+16,3)=0,49 кН,
где Сшт по данным В. М. Троицкого для νн=3∙10-6 м2/с можно принять равной 0,25.
Силу гидравлического трения рассчитаем по формуле А. М. Первердяна:
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 [σпр]=70 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 [σпр]=90 МПа по И. А. Одингу, [σпр]=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: Рmax=32.1 кН; (Mкр)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 Iтр мех и гидродинамического Iтр г трения штанг, а также трения плунжера в цилиндре Iтр 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: ηэд=0,77, ηск=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 Iполн=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, nпр определим вероятное общее число ПРС в течение года.
Для расчетов принимаем γ=2,5 рем/год, ηпр=1 рем/год:
Nрем=γ+nпр=2,5+1=3,5 рем/год /6/.
продолжение
–PAGE_BREAK–