Расчеты оборудования для добычи нефти
Рассмотрение и характеристика функциональной схемы комплекса машин и оборудования для добычи нефти и газа. Определение длины хода и диаметра плунжера, обеспечивающих максимальную производительность насоса. Расчет диаметра штуцера фонтанной арматуры.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 30.05.2023 |
| Размер файла | 1,8 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/
32
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет»
(ФГБОУ ВО «КубГТУ»)
Институт нефти, газа и энергетики
Кафедра нефтегазового дела им.проф. Г.Т.Вартумяна
Направление подготовки: 21.03.01 - «Нефтегазовое дело»
Профиль: «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»
Курсовой проект по дисциплине: «Оборудование для добычи нефти»
На тему: «Расчеты оборудования для добычи нефти»
Выполнил студент Криворотов С.И. 4 курса группы 15-НБ-НД-1
Руководитель работы С.В.Усов/
Члены комиссии В.В.Климов
Н.М.Лешкович
Краснодар 2018
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет»
(ФГБОУ ВО «КубГТУ»)
Институт нефти, газа и энергетики
Кафедра нефтегазового дела им.проф. Г.Т.Вартумяна
Направление подготовки: 21.03.01 - «Нефтегазовое дело»
Профиль: «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»
УТВЕРЖДАЮ
Директор ИНГЭ, д-р техн. наук, проф.
___________________ Д.Г.Антониади
Задание
на курсовой проект
Студенту: Криворотову С.И. курса 4 группы 15-НБ-НД-1
Тема работы: «Расчеты оборудования для добычи нефти»
(утверждена указанием директора института №______ от ________2018 г.
План работы (согласно варианту):
1. Теоретическая часть:
1.1 Силовой расчет станка-качалки; Кинематика и динамика длинноходовых безбалансирных приводов;
1.2 Функциональная схема комплекса машин и оборудования для добычи нефти и газа;
1.3 Оборудование для кислотной обработки; оборудование для теплового воздействия на пласт;
1.4 Блоки дозирования химических реагентов, нефтяные резервуары.
2. Расчет оборудования для добычи нефти.
Объем работы: а) пояснительная записка 58 стр.
б) графическая часть: ________
Рекомендуемая литература:
1)Оборудование для добычи нефти. Методические указания к практическим занятиям. Сост.: Арутюнов А.А. и др. -Краснодар: Издательский дом - Юг, 2014 г. - 182 с.
Срок выполнения: с 14.09.2018 г. по 07.12.2018 г.
Срок защиты: с 07.12.2018 г.
Дата выдачи задания: 14.09.2018 г.
Дата сдачи работы на кафедру: 07.12.2018 г.
Руководитель работы: ________________________/ С.В. Усов /
Задание принял студент ______________________/ С.И. Криворотов/
Реферат
Курсовой проект содержит: 58 страниц, 13 рисунков, 6 таблиц, 35 источников литературы.
Скважина, станок-качалка, привод, наземное оборудование, подземное оборудование, оборудование для добычи нефти и газа, кислотная обработка, тепловое воздействие на пласт, блок дозирования химреагентов, нефтяной резервуар.
В настоящем курсовом проекте приводятся теоретическая и практическая части.
В теоретической части рассматриваются следующие вопросы:
- Силовой расчет станка-качалки; кинематика и динамика длинноходовых безбалансирных приводов;
- Функциональная схема комплекса машин и оборудования для добычи нефти и газа;
- Оборудование для кислотной обработки; оборудование для теплового воздействия на пласт;
- Блоки дозирования химреагентов, нефтяные резервуары.
В расчетной части приведены и рассчитаны следующие типызадач:
- Определение длины хода и диаметра плунжера обеспечивающих максимальную производительность насоса;
- Расчет колонны насосных штанг;
- Расчет уравновешивания станков-качалок;
- Расчет пускового давления компрессорного подъемника;
- Расчёт нагрузки на подъёмный крюк, оснастки талевой системы и рационального использования мощности подъёмника;
- Определение диаметра штуцера фонтанной арматуры
- Выбор и расчет насосно-компрессорных труб...
Содержание
Задание
Реферат
Введение
1. Теоретическая часть
1.1 Силовой расчет станка-качалки; кинематика и динамика длинноходовых безбалансирных приводов
1.1.1 Силовой расчет станка-качалки
1.1.2 Кинематика и динамика длинноходных безбалансирных приводов
1.2 Функциональная схема комплекса машин и оборудования для добычи нефти и газа
1.3 Оборудование для кислотной обработки; оборудование для теплового воздействия на пласт
1.3.1 Оборудование для кислотной обработки
1.3.2 Оборудование для транспортирования кислоты
1.3.3 Оборудование для теплового воздействия на пласт
1.4 Блоки дозирования химреагентов; нефтяные резервуары
1.4.1 Блоки дозирования химреагентов
1.4.2 Нефтяные резервуары
2. Расчетная часть
2.1 Определение длины хода и диаметра плунжера, обеспечивающих максимальную производительность насоса
2.2 Расчет колонны насосных штанг
2.3 Расчет уравновешивания станков-качалок
2.4 Расчет пускового давления компрессорного подъемника
2.5 Расчёт нагрузки на подъёмный крюк, оснастки талевой системы и рационального использования мощности подъёмника
2.6 Определение диаметра штуцера фонтанной арматуры
2.7 Выбор и расчет насосно-компрессорных труб
Заключение
Список использованной литературы
Введение
Современное оборудование любой скважины на любой стадии жизни месторождения должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Использование дополнительного оборудования с новыми технологиями, а также контроль за работой глубинно-насосных установок с применением контрольно-измерительных комплексов способствовали интенсификации добычи при сложных условиях, как на начальной, так и на поздней стадии разработки месторождения. [5]
Оборудование для нефтедобычи - это многофункциональные агрегаты и механизмы, которые существенно облегчают добычу сырой нефти и делают ее более эффективной и качественной.
Обычно среди таких устройств, прежде всего, выделяют буровое оборудование необходимое для разработки скважин. Отметим также, что выбор оборудования напрямую зависит от способа добычи нефти. Сейчас основными являются три таких способа - насосный, газлифтный и фонтанный.
Насосная добыча нефти характеризуется применением внедренных электрических насосов и скважинных насосов.
При фонтанной добыче нефть поднимается наверх, благодаря энергии пласта. А при газлифтном способе добычи используется энергия сжатия газа и воды. [3]
Таким образом, для экономически выгодной эксплуатации месторождения необходим правильный подбор оборудования еще на начальных этапах разработки. Вопросу выбора, а также расчетному подтверждению правильности выбора оборудования и посвящен настоящий курсовой проект.
1. Теоретическая часть
1.1 Силовой расчет станка-качалки; кинематика и динамика длинноходовых безбалансирных приводов
1.1.1 Силовой расчет станка-качалки
Силовой расчет станка-качалки включает в себя комплекс расчетов, на основе которых определяются основные размеры деталей, обеспечивающие прочность, надежность, соответствие фактических параметров заданным при эксплуатации установки. Силовой расчет состоит из двух этапов: определения усилий, действующих в отдельных узлах и деталях; расчета основных размеров. [1] нефть плунжер насос штуцер
Рисунок 1 - Схема сил, действующих в элементах балансирного станка-качалки
Основой силового расчета является кинематический расчет для определения длины элементов преобразующего механизма. [15] Порядок определения сил следующий:
1. Исходя из динамограммы изменения усилия Р0 в точке подвеса штанг, определяются усилия в отдельных элементах станка-качалки (рис.1).
2. Тангенциальное усилие Т на пальце кривошипа определяют в зависимости от способа уравновешивания.
3. Исходя из максимального значения Tmax, находят максимальный крутящий момент, передаваемый редуктором на кривошипный вал:
,
4. Находят силы, сжимающие (или растягивающие) шатун: при балансирном или комбинированном уравновешивании:
,
при роторном уравновешивании:
.
5. Сила, действующая вдоль кривошипа:
,
при балансирном уравновешивании:
.
6. Усиление, действующее перпендикулярно к оси балансира:
.
Подставив значение , получим при комбинированном и балансирном уравновешивании:
.
при роторном уравновешивании:
,
7. Усиление, действующее вдоль балансира:
,
при комбинированном и балансирном способах уравновешивания:
,
при роторном уравновешивании:
.
8. Вертикальная составляющая, действующая на опору балансира:
,
где: вес балансира в сборе.
9. Горизонтальная составляющая, действующая на опору балансира:
.
10. Реакция опор ног стойки различны, так как на шарнир действует горизонтальная составляющая.
11. Сила , действующая на опоры кривошипного вала редуктора:
,
где: вертикальная составляющая:
,
горизонтальная составляющая:
,
где: радиус кривошипа;
радиус начальной окружности ведомого зубчатого колеса редуктора;
угол зацепления тихоходой пары редуктора;
угол наклона зуба.
На основе приведенных формул, исходя из закона изменения усилия определяются закономерности изменения усилий, действующих в элементах станка-качалки в течение двойного хода. При этом должны быть учтены все возможные режимы работы, например, неправильный выбор уравновешивающих грузов или вообще их отсутствие, нарушение режима работы скважинного насоса [2], заклинивание его плунжера или колонны штанг, обрыв колонны штанг.
На основе расчетов и экспериментально полученных данных можно сделать общие выводы о характере изменения усилий, действующих в элементах станка-качалки:
- как правило, максимум крутящего момента (и касательной силы) соответствует первому пику нагрузки на динамограмме, а минимум -- второму пику нагрузки.
- при роторном уравновешивании и равенстве длин плеч балансира законы изменения усилий и практически совпадают: при комбинированном уравновешивании характеры изменения усилий аналогичны, но их абсолютная величина меньше, причем на отдельных участках может принимать отрицательные значения;
- максимальное значение соответствует ходу штанг вверх и при комбинированном уравновешивании меньше, чем при роторном;
- сила достигает максимума в первой половине хода точки подвеса штанг вниз. [25]
В соответствии с определенными законами изменения усилий, воздействующих на детали станка-качалки, проводится их прочностной расчет.
1.1.2 Кинематика и динамика длинноходных безбалансирных приводов
Для безбалансирных длинноходовых установок характерно наличие вертикально установленного основания, на котором монтируется реверсивный механический редуктор, обеспечивающий возвратно-поступательное движение колонны штанг. В зависимости от особенностей схемы установка может быть скомпонована различным образом, однако общим для всех является соединение силового органа (например, барабана, на который наматывается канат подвески штанг) посредством реверсивного редуктора, имеющего муфты, тормоза с приводным двигателем. [22]
Наличие фрикционной муфты (или нескольких муфт), соединяющей силовой орган с приводом, ведет к тому, что однозначная связь между ведущим и ведомым звеньями отсутствует. Поэтому нельзя, как, например, для балансирных станков-качалок, имеющих преобразующий механизм, однозначно связать положение точки подвеса штанг с положением ведущего звена.
Указанная особенность рассматриваемых установок приводит к коренному изменению законов движения точки подвеса штанг по сравнению с балансирными станками-качалками.
Так, например, длинноходовые безбалансирные установки позволяют в зависимости от особенностей скважины изменять скорости установившегося движения штанг при ходе вверх и вниз, ускорения точки подвеса штанг независимо от длины хода и числа качаний (рис. 2).
Рисунок 2 - Приближенная закономерность изменения скорости точки подвеса штанг бескривошипных станков-качалок
Как видно, график v = f(t) представляет собой чередование периодов покоя, неустановившегося и установившегося движения.
Полагая в первом приближении закон изменения скорости движения точки подвеса штанг линейным, рассмотрим основные фазы движения. Начало цикла соответствует паузе (фаза I), когда обе муфты выключены и точка подвеса штанг находится в покое. В момент включения муфты, приводящей в действие барабан при ходе штанг вверх, скорость движения точки подвеса начинает увеличиваться (фаза 2) и в произвольный момент времени может быть определена по формуле:
,
где: скорость установившегося движения штанг вверх.
Переходный процесс заканчивается при достижении точкой подвеса установившейся скорости движения, после чего она не меняется (фаза 3).
При подходе к верхнему положению точки подвеса штанг срабатывает система реверсирования (на рисунке она не показана) и фрикционная муфта начинает выключаться (фаза 4).
Скорость движения точки подвеса при этом уменьшается до нуля:
.
После остановки точки подвеса штанг она некоторое время находится в покое (фазы 5, 6). В течение этого времени происходит переключение системы реверсирования. В этот период барабан может быть зафиксирован специальным тормозом, включающимся в паузах.
В период разгона точки подвеса штанг при ходе вниз включается муфта, обеспечивающая вращение барабана в обратную сторону, скорость увеличивается от нуля до :
.
Процесс разгона соответствует фазе 7, после чего следует период установившегося движения (фаза S) со скоростью При подходе к нижнему положению (фаза 9) муфта выключается и движение тормозится. Скорость движения точки подвеса штанг уменьшается до нуля:
,
Далее следует пауза (фаза 10), в течение которой барабан и, соответственно, точка подвеса штанг неподвижны.
Время включения и выключения муфт, обеспечивающих вращение барабана, регулируется независимо друг от друга, а поэтому время установившегося движения, закон изменения скорости и ускорения не зависят от длины хода точки подвеса штанг и числа качаний.
Таким образом, точка подвеса штанг в безбалансирных длинноходовых установках движется в определенные периоды с установившейся скоростью и, следовательно, без ускорения. Путь движения с постоянной скоростью в установках с длиной хода точки подвеса штанг 8--12 м составляет до 80--90 % от полного хода.
Поскольку в общем случае скорость перемещения точки подвеса штанг вверх и вниз может быть различной, то время двойного хода определяется как:
,
где: средние скорости перемещения точки подвеса штанг вверх и вниз, которые, в свою очередь, могут быть определены так:
,
,
где:
,
,
где: длительности отдельных фаз движения.
Преобразуя полученные выражения, имеем:
,
Уравновешивание данных установок по схеме заканчивается в подборе груза, который определяется по формуле:
,
где: диаметры барабанов, на которые наматывается канат, связанный с точкой подвеса штанг, и канат, связанный с уравновешивающим грузом;
коэффициент, учитывающий динамику установки.
Различие в кинематике движения точки подвеса штанг предопределяет качественное отличие динамограмм усилий в точке подвеса штанг (рис. 3), которое заключается прежде всего в отсутствии «поворота» динамограммы по часовой стрелке в силу наличия динамической составляющей, знак которой изменяется на противоположный в течение хода вверх и вниз.
Составляющая нагрузки, обусловленная вибрацией штанг, в установках подобного типа тоже может быть уменьшена по сравнению с балансирными, а поэтому динамограмма длинноходовой установки ближе к теоретической, имеющей вид параллелограмма.
Рисунок 3 - Динамограмма длииноходовой бескривошипной установки: 1- длинноходной установки; 2 - балансирного станка-качалки
Сопоставление динамограмм балансирных установок с длиной хода и длинноходовых безбалансирных показывает, и частности, что первые имеют конфигурацию динамограмм, которые показывают, что длинноходовые безбалансирные станки-качалки обеспечивают лучшие условия работы как колонны штанг, так и скважинного насоса.
1.2 Функциональная схема комплекса машин и оборудования для добычи нефти и газа
Нефтегазовые, газовые или газоконденсатные месторождения разрабатывают и эксплуатируют с помощью машин, оборудования, сооружений, аппаратов, инструментов и механизмов, функционирование которых взаимосвязано между собой и с функционированием объекта разработки и эксплуатации -- нефтяным, нефтегазовым или газовым или газоконденсатным пластом или несколькими пластами месторождения. [8]
Таким образом, то, что обычно принято называть нефтяным или газовым промыслом, следует рассматривать как единую систему, сочетающую в себе как геологическое образование, так и комплекс инженерных средств. [18]
Важнейшей задачей эффективной работы одного или группы промыслов является синхронизация функционирования комплекса инженерных средств и объекта разработки и эксплуатации, что обеспечивается техническим и административным управлением и всем персоналом промысла с привлечением необходимых средств автоматизации и регулирования и, в частности, АСУ. Поэтому кроме машин и оборудования, эта система содержит и средства измерений регулирования, автоматизации и вычислительную технику (рис. 4).[4]
Рисунок 4 - Функциональная схема нефтегазового промысла: 1 -- скважины для нагнетания в пласт воды; г -- скважина для нагнетания в пласт газа; 3 -- система сбора пластовой жидкости и газа и нх разделения на нефть, газ, воду; 4 -- насосные станции; 5 -- компрессорные станции; 6 -- система поддержания пластового давления нагнетанием в пласт воды и газа; 7 -- нефтяные скважины; 8 -- газовая шапка; 9 -- нефтенасыщенная часть пласта; 10-- водонасыщенная часть пласта; 11 -- комплекс оборудования для воздействия на пласт с целью интенсификации добычи и увеличения нефтегазоотдачи путем увеличения проницаемости коллектора и снижения вязкости пластовой жидкости; 12 -- комплекс оборудования для текущего ремонта скважин; 13 -- комплекс оборудования для капитального ремонта скважин; 14 -- оборудование для эксплуатации скважин
Нефтегазовая залежь, условно показанная в виде антиклинальной структуры, содержит нефть, подпираемую по крыльям структуры пластовой водой, а в сводовой части -- газовую шапку. Пласт эксплуатируют скважинами, часть которых, обычно называемых нефтяными, служит для извлечения пластовой жидкости из пласта, а часть -- для нагнетания в пласт воды и газа (в шапку). Данный комплекс скважин -- важнейший. Для подъема по скважине добываемой пластовой жидкости используют комплекс другого оборудования -- оборудования для эксплуатации скважин. Пластовую жидкость, содержащую кроме нефти воду, газ, механические примеси, с помощью системы сбора собирают и разделяют на нефть, воду, газ и другие компоненты, после чего нефть обессоливают, обезвоживают и как товарную направляют потребителям. Из газа после первичной обработки получают сухой газ. Все эти технологические процессы выполняются комплексом оборудования 3. Для интенсификации и более полного извлечения запасов нефти из пласта используют комплекс оборудования 11, к которому относится оборудование для кислотной обработки пласта, его гидроразрыва, а также для термовоздействия. Для поддержания или восстановления пластовой энергии в пласт с помощью напорного и коммуникационного оборудования 6 закачивают воду и газ, в том числе добытую воду, а также сухой газ. Кроме того, для восполнения разницы в объемах извлеченных пластовой жидкости и воды к возвращаемой воде добавляется вода из других источников, которая подвергается специальной подготовке в оборудовании 6. [21]
Комплексы оборудования для эксплуатации нефтяных или газовых месторождений на морском или океанском континентальном шельфах или на заболоченных территориях отличаются тем, что содержат кроме машин и оборудования, которые по функциональному назначению аналогичны рассмотренным выше, также и другие оборудование и сооружения, специфичные только для морских промыслов. Одним из основных функциональных назначений этих комплексов является обеспечение возможности разработки месторождений не отдельными вертикальными скважинами, а кустами наклонно направленных скважин. Эти сооружения и оборудование позволяют осуществлять подводную разработку месторождений, площади которых находятся под водой на больших, средних и малых глубинах, под подвижными полями льда.
Собственно скважина, нефтяная или нагнетательная, и подъемное или нагнетательное оборудование, которым она оснащена, сохраняют работоспособность ограниченное время, продолжительность которого значительно меньше периода разработки пласта и соответствует периоду, обычно называемому межремонтным. Поэтому эксплуатация каждой скважины циклична, прерывиста. Время перерывов, т. е. время, затрачиваемое на ремонт скважины, обычно называемый капитальным ремонтом, или на ремонт внутрискважинного подъемного оборудования (текущий ремонт), как и количество труда, затраченного на эти процессы, по каждой скважине определяются геологическими условиями, надежностью оборудования скважины и спущенного в нее подъемного или нагнетательного оборудования. [7] Надежность прежде всего определяется наработкой на отказ и ремонтоспособностью скважины и подъемного или нагнетательного внутрискважинного оборудования. Число скважин, с помощью которых разрабатывается месторождение или пласт, весьма значительно и, как правило, определяется сотнями и даже тысячами, а межремонтный период их работы невелик, поэтому суммарные затраты времени и труда на ремонты обоих видов весьма большие, что делает необходимым иметь службу ремонта, оснащенную большим количеством сложного оборудования для текущего и капитального ремонтов скважин. После капитального ремонта, а часто и после бурения новой скважины необходимо ее освоение с использованием специализированного оборудования.
Такова схема взаимосвязи геологического образования -- продуктивного пласта и главных комплексов оборудования для его разработки. [23]
1.3 Оборудование для кислотной обработки; оборудование для теплового воздействия на пласт
1.3.1 Оборудование для кислотной обработки
Обработка нефтесодержащего коллектора, в составе которого имеются карбонатные породы, кислотой улучшает проницаемость пласта в зоне скважины, а соответственно обусловливает и интенсификацию притока жидкости к скважине либо увеличивает ее приемистость, если скважина нагнетательная.
Для обработки пласта кислотой применяется комплекс оборудования, в состав которого входят арматура для устья скважины, насосный агрегат для нагнетания кислоты в скважину, автоцистерна для перевозки кислоты и химреагентов, манифольд для соединения автоцистерны с приемом насосного агрегата и с устьевой арматурой. [9] Кроме того, в районах с большими объемами работ по кислотным обработкам имеются базы с запасом кислоты.
При соляно-кислотной обработке концентрация кислоты в растворе составляет 8-20 % в зависимости от пород нефтесодержащего коллектора. Если концентрация раствора соляной кислоты выше рекомендуемой, трубы устьевого и скважинного оборудования разрушаются, а если ниже -- снижается эффективность обработки призабойной зоны.
Для предохранения труб, емкостей, насосов, трубопроводов, устьевого и скважинного оборудования от коррозионного воздействия кислоты в раствор добавляют специальные ингибиторы. В качестве ингибиторов применяется формалин (40 % раствор формальдегида в воде) или Уникол марки У-К, У-2 и М-Н. Несмотря на применение защитных мер, в процессе обработки скважины в соляной кислоте образуется значительное количество примесей в виде окислов железа, которые выпадают из раствора их и закупоривают поры пласта. Для предотвращения выпадения применяются стабилизаторы, в качестве которых используется уксусная кислота, добавляемая в раствор в количестве 0,8-1,6 % объема разведенной соляной кислоты.
Раствор соляной кислоты приготовляют следующим образом. После определения его объема в емкость заливается вода. К ней добавляются ингибитор, затем стабилизатор и замедлитель реакции - препарат ДС в количестве 1-1,5% от объема закачиваемого в скважину раствора кислоты. После тщательного перемешивания раствора в последнюю очередь добавляют рассчитанный объем концентрированной соляной кислоты при постоянном перемешивании.
На промыслах применяются кислотные обработки нескольких видов: закачка кислоты в пласт под давлением, кислотные ванны, при которых кислота закачивается в скважину только в объеме забоя без задавки ее в пласт для очистки внутренней поверхности забоя от загрязняющих отложений (цемент, глинистый раствор, смолы, парафин, продукты коррозии), а также закачка горячего кислотного раствора, который нагревается за счет экзотермической реакции между соляной кислотой и реагентом-- магниевым материалом.
Для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты и нагнетания его в пласты применяются специальные агрегаты Азинмаш-30А, АКПП-500, КП-6,5. [33]
Агрегат Азинмаш 30А монтируется на трехосном грузовом автомобиле КрАЗ-257 высокой проходимости. Агрегат включает: трехплунжерный горизонтальный насос одинарного действия 5НК-500, коробку отбора мощности, промежуточную трансмиссию, манифольд, гуммированные цистерны (основная и смонтированная на прицепе). Его схема приведена на рисунке 5.
Рисунок 5 - Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30А: 1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны.
Таблица 1.1 - Техническая характеристика агрегата Азинмаш-30А
|
Наименование |
Значение |
|
|
Диаметр сменных плунжеров насоса 5НК--500, мм |
100; 200 |
|
|
Ход плунжера, м |
130 |
|
|
Наибольшая частота двойных ходов, мин-1 |
240 |
|
|
Вместимость цистерны с двумя одинаковыми отсеками, м3 |
6 |
|
|
Масса транспортируемой жидкости, не более, т |
6,5 |
|
|
Предохранительный клапан гвоздевого типа на давление, МПа: при плунжере диаметром 120 мм при плунжере диаметром 100 мм |
32 50 |
|
|
Максимальная мощность, кВт |
176 |
|
|
Грузоподъемность прицепа МАЗ-5243, т |
6,8 |
|
|
Вместимость цистерны, м3 |
6 |
Агрегат АКПП-500 (рис. 6) смонтирован на трехосном грузовом автомобиле КрАЗ-255Б высокой проходимости. Агрегат состоит из трехплунжерного горизонтального насоса одинарного действия с приводом от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности и промежуточную трансмиссию, гуммированной цистерны и трубопроводов с арматурой. Принцип действия агрегата не отличается от агрегата Азинмаш-30А. [13]
Рисунок 6 - Насосная установка с цистерной AKПП-500: 1 - автошасси КрАЗ-255Б; 2 - насос 5НК-500; 3 - цистерна; 4 - вспомогательный трубопровод; 5 - редуктор; 6 - манифольд; 7 - коробка отбора мощности
Таблица 1.2 - Техническая характеристика АКПП-500
|
Наименование |
Значение |
|
|
Вместимость гуммированной цистерны, м3 |
3 |
|
|
Максимальная подача насоса 5НК-500, л/с |
15,85 |
|
|
Максимальное давление, МПа |
50 |
|
|
Масса, кг |
16 090 |
|
|
Масса транспортируемой жидкости, не более, кг |
3600 |
|
|
Размеры агрегата, мм: - длина - ширина - высота |
8645 2750 3760 |
1.3.2 Оборудование для транспортирования кислоты
Для транспортирования ингибированной соляной кислоты и подачи ее на насосный агрегат при кислотной обработке призабойной зоны скважины применяются специальные кислотовозы КП-6,5 и прицеп-цистерна ПЦ-6К.
Кислотовоз КП-6,5, схема которого изображена на рисунке 7, смонтированный на автомобиле КрАЗ-255Б, состоит из гуммированной цистерны, центробежного одноступенчатого насоса, трубопроводов и запорной арматуры. [17]
Рисунок 7 - Кислотовоз КП-6,5: 1 - шасси автомобиля КрАЗ-255Б, 2 - манифольд, 3 - цистерна, 4 - центробежный насос
Таблица 1.3 - Техническая характеристика кислотовоза КП-6,5
|
Наименование |
Значение |
|
|
Вместимость гуммированной цистерны, м3 |
6 |
|
|
Подача насоса 3X-9B-3-51, м3/ ч |
29-60 |
|
|
Допустимая высота всасывания, м.вод.ст |
2-5 |
|
|
Давление, МПа |
0,35 |
|
|
Габаритные размеры, мм длина ширина |
8645 2750 |
|
|
Масса, кг |
13 420 |
|
|
Масса транспортируемой жидкости, не более, кг |
6450 |
Прицеп-цистерна ПЦ-6К (рис. 8) предназначена для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты с содержанием НС1 21 %.
Рисунок 8 - Прицеп-цистерна ПЦ-6К: 1 - шасси; 2 - пенал для рукава; 3 - заземляющее устройство; 4 - клик заземления; 5 - боковой ящик; 6 - ограничитель наполнения; 7 - дыхательный клапан; 8 - горловина; 9 -цистерна; 10 - поплавковый указатель уровня; 11- огнетушитель; 12 - ящик задвижки Dу = 70 мм; 13 - трубопровод для приема и выдачи нефтепродукта; 14 - дышло прицепа; 15 - опора для крепления рукава; 16 - цепь заземления; 17 - трубопровод для слива отстоя
Таблица 1.4 - Техническая характеристика прицепа-цистерны ПЦ-6К
|
Наименование |
Значение |
|
|
Вместимость цистерны, м3 |
6 |
|
|
Диаметр наливного трубопровода с пробковым краном, мм |
100 |
|
|
Диаметр сливного трубопровода с секторным краном, мм |
50 |
|
|
Размеры, мм длина ширина высота |
7696 2500 2950 |
|
|
Масса (без груза), кг |
4593 |
Допускается добавлять в транспортируемую жидкость плавиковую кислоту в количестве до 5 % и уксусную кислоту до 2 % от объема соляной кислоты. Цистерна смонтирована на шасси автомобильного прицепа МАЗ-8925.
При отсутствии описанных специальных кислотных агрегатов скважину обрабатывают при помощи обычных передвижных насосных или промывочных агрегатов с последующей промывкой водой гидравлической части насосов.
1.3.3 Оборудование для теплового воздействия на пласт
Для повышения коэффициента нефтеотдачи и увеличения темпов отбора нефти из пласта применяется термическое воздействие на пласт. Оно оказывает эффективное воздействие на высоковязкую нефть неоднородных пластов, где применение заводнения не дает значительного эффекта. Нередко термические методы используются в тех случаях, когда никаким другим способом извлечь нефть из пласта не удается.
Важным преимуществом методов теплового воздействия на пласт является достижение высокого коэффициента нефтеотдачи.
Методы термического воздействия на пласт характеризуются меньшими по сравнению с прочими методами капитальными вложениями и эксплуатационными затратами.
При применении этих методов отсутствует необходимость в использовании дорогих химических реагентов, например ПАВ.
При воздействии на пласт применяется комплекс оборудования, состоящий из специальной арматуры устья скважин; лубрикатора для спуска приборов; термостойких пакеров; внутрискважинных компенсаторов удлинения колонны НКТ. [20]
Арматура устья для герметизации устья нагнетательных скважин в период тепловой обработки пласта обеспечивает подвеску колонны НКТ, компенсирует ее удлинение и позволяет проводить исследовательские работы по стволу скважины и на забое. Она состоит из запорных устройств - задвижек и вентилей, фитингов-крестовиков, тройников, катушек и специальных устройств для компенсации тепловых удлинений колонны и подводящего паропровода. Арматура устья устанавливается на скважине перед началом паротеплового процесса и после его окончания демонтируется. [6] В качестве примера рассмотрим арматуру АП-65-150 (рис. 9). В зависимости от внутрискважинного оборудования различают два исполнения: при установке на забое скважины термостойкого пакера и при отсутствии телескопического устройства для компенсации термических удлинений колонны НКТ; при отсутствии пакера на забое или при использовании его совместно с компенсатором теплового удлинения НКТ. [31,32]
Рисунок 9 - Устьевая арматура АП-65-150
Арматура включает в себя крестовину, которая вместе с затрубным вентилем 5 устанавливается на фланце колонны обсадных труб. Колонна НКТ либо соединяется с телескопической трубой сальника, установленного на корпусе, либо крепится к катушке. Зазор между корпусом 4 и трубой 2 уплотняется набором прорезиненных асбестовых манжет 3. На фланце телескопической трубы (или на катушке) монтируется узел, состоящий из задвижки, шарнира и тройника. Устьевое шарнирное устройство состоит из трех шарниров и обеспечивает компенсацию теплового расширения НКТ и подводящей линии паропровода. Стволовой шарнир обеспечивает компенсацию угловых деформаций колонны. На тройнике установлены датчики термометра и манометра, а сами приборы смонтированы на приборном щитке. Эта группа приборов замеряет температуры и давления в центральном канале, приборы, присоединенные к крестовине,-- в затрубном пространстве. Управление запорными устройствами, обслуживание арматуры осуществляется со специальных площадок, конструкция которых предусматривает вертикальное перемещение элементов арматуры.
Лубрикатор устьевой предназначен для спуска в скважину глубинных манометров, термометров и других приборов для исследования без прекращения закачки пара в пласт. Лубрикатор устанавливается на фланце верхней задвижки, смонтированной на тройнике арматуры устья. [16]
Термостойкие пакеры герметизируют затрубное пространство скважины при нагнетании пара в пласт и защищают эксплуатационную колонну от воздействия давления и температуры. Одновременно пакеры предотвращают тепловые потери н позволяют снизить температурные напряжения.
Компенсаторы теплового расширения НКТ могут быть конструктивно объединены с пакером либо устанавливаться отдельно.
Паровые передвижные установки используются для прогрева ствола скважины и фильтровой зоны пласта. В качестве источника пара могут использоваться установки ППУ-3 либо ППУ-1200/100. Установка ППУ-ЗМ (рис. 10) смонтирована в кузове 2 на шасси автомобиля КрАЗ-257 и включает в себя цистерну с водой, парогенератор 3, питательный насос 6 с приводной группой 5, установленные на раме 4, которая с помощью хомутов крепится к раме автомобиля. При работе установки предварительно подогретая вода подается питательным насосом 6 в парогенератор 3, где превращается в пар требуемой температуры. Парогенератор прямоточного типа, источником тепла является дизельное топливо. Для защиты системы в случае остановки питательного насоса, его неисправности и т. п. перед парогенератором предусмотрены обратный клапан и вентиль. На выходе парогенератора имеются сепаратор и предохранительный клапан.
Рисунок 10 - Паровая передвижная установка ППУ-3М
Эксплуатация агрегата требует строгого контроля жесткости применяемой воды, использования фильтров, снижающих ее жесткость, а также профилактического контроля толщины слоя накипи и удаления ее.
Таблица 1.5 - Техническая характеристика ППУ-3М
|
Наименование |
Значение |
|
|
Производительность, кг/г |
1000 |
|
|
Максимальное давление пара, М П а |
10 |
|
|
Максимальная температура пара, °С . |
310 |
|
|
Расход топлива, кг/г |
85 |
1.4 Блоки дозирования химических реагентов; нефтяные резервуары
1.4.1 Блоки дозирования химических реагентов
Установка дозирования химреагентов осуществляют автоматизированную подготовку и дозированное введение разнообразных жидких реагентов в трубопроводы промысловой системы транспортировки и подготовки нефти для реализации внутритрубопроводного деэмульгирования нефти, уменьшения отложения солей на стенках продуктопроводов и оборудования, а также для защиты трубопроводов и оборудования от коррозии.[19]
Применяется в групповых установках комплексной подготовки нефти, газа и воды, на кустовых площадках, площадках дожимных насосных станций и установках комплексной подготовки нефти, газа и воды.
Установка дозирования химреагентов состоит из технологического и аппаратного помещений.
Все оборудование установок БР-2.5 и БР-10 (рис. 11) размещено в теплоизолированной будке 1, смонтированной на сварной раме-санях 2. Будка разделена герметичной перегородкой 4 на два отсека (технологический и аппаратный).
Рисунок 11 - Блоки дозирования химреагентов БР-2.5 и БР-10
В технологическом отсеке блока устанавливаются:
- насос-дозатор 6 (электронасосный дозировочный агрегат, мембранный или плунжерный), осуществляющий непрерывное объемное дозирование химреагентов;
- насос шестеренный 7, осуществляющий заполнение технологической емкости химреагентом, перекачку химреагента из наружной емкости во внутреннюю и периодическое перемешивание реагента в емкости;
- емкость внутренняя 8 (расходная) прямоугольного сечения, сварная, с визуальным уровнемером, предназначенная для хранения химреагента, оснащенная электрообогревателем 5, термометром, тарировочной емкостью для настройки насоса-дозатора и другим дополнительным оборудованием;
- емкость наружная (технологическая) безнапорная, сварная, прямоугольного сечения, с визуальным уровнемером, предназначенная для хранения и подогрева дополнительного объема химреагента;
- трубопроводная обвязка нагнетательной и приемной линий насосов-дозаторов, включающая при необходимости дополнительное оборудование;
- система вентиляции и освещения;
- КИПиА для осуществления контроля технологических параметров и постов управления 3.
- управление электрооборудованием, установленным в технологическом помещении блока дозирования реагента (обогреватели помещения и реагента, освещение, вентилятор, насосы), производится со шкафа управления, находящемся в аппаратном помещении.
Путем подачи в смеситель в определённых соотношениях воды и концентрированного реагента на установке БР-25 при необходимости можно приготовить и дозировать водный раствор реагентов.
Возможны варианты комплектации блока дозирования реагента с емкостью для смешения химреагентов, с оборудованием для одновременного дозирования двух химреагентов, с дублированием насосов-дозаторов. [30]
Таблица 1.6 - Основные технические характеристики БДХ типа БР
|
Показатели |
Блок дозирования химреагентов |
|||
|
БР-2.5 |
БР-10 |
БР-25 |
||
|
Размер дозы, г/т |
10-50 |
10-50 |
10-50 |
|
|
Вязкость дозируемой среды, мПа·с |
До 1000 |
До 850 |
До 850 |
|
|
Подача дозировочного насоса, л/ч |
2,5 |
10 |
25 |
|
|
Рекомендуемое давление нагнетания, МПа |
10 |
10 |
4 |
|
|
Температура дозируемого агента, °С |
50-60 |
20-60 |
20-60 |
|
|
Температура окружающей среды, °С |
От -40 до +50 |
От -40 до +50 |
От -40 до +50 |
|
|
Запас химического реагента, сут |
15 |
30 |
2-10 |
|
|
Габаритные размеры, мм |
3360*2300*2725 |
3770*2250*3090 |
3770*2400*2680 |
|
|
Масса, кг |
3000 |
3090 |
4500 |
1.4.2 Нефтяные резервуары
В настоящее время резервуарное оборудование для хранения нефти и нефтепродуктов распространено крайне широко и присутствует на всех этапах нефтедобычи и нефтепереработки. Резервуары устанавливаются непосредственно на месторождении нефти, промежуточных станциях по перекачиванию, предприятиях нефтепереработки и нефтехимических предприятиях, а также на местах аварийного разлива нефтепродуктов. Поскольку состав, химические и физические свойства нефтепродуктов могут меняться в зависимости от этапа, это требует применения резервуаров различной конструкции и назначения. [27]
Классификация резервуаров для хранения нефтепродуктов может проводиться по различным критериям, таким как основной конструкционный материал, конструкция крыши и т.д. Из наиболее общих классификаций, отражающих основные различия этих сооружений, можно выделить следующее.
В зависимости от расположения резервуара на местности выделяют следующие типы (рис.12):
· наземные;
· полуподземные;
· подземные;
· подводные.
Рисунок 12 - Типы резервуаров по расположению
По материалу, из которого изготавливают резервуар, они классифицируются следующим образом:
· железобетонные;
· металлические;
· неметаллические (резинотканевые, пластиковые, стеклопластиковые и т.д);
· организованные в природных пустотах (шахтные, льдогрунтовые и т.д.).
Материал резервуара в большинстве случаев определяет его конструкцию, из-за чего выделяют следующие типы резервуаров:
· каркасные (металлические, железобетонные и т.д.);
· мягкие (резинотканевые, полимерные и т.д.).
По форме корпуса резервуары делятся на (рис.13):
· цилиндрические;
· сферические;
· каплевидные.
Рисунок 13 - Типы резервуаров по форме корпуса
Также важна классификация резервуаров по способу организации крыши, в связи с чем выделяют:
· резервуары с плавающей крышей;
· резервуары со стационарной крышей и понтоном;
· резервуары со стационарной крышей и без понтона.
Основными конструктивными элементами резервуара для хранения нефтепродуктов являются: корпус, крыша, основание, которое может дополнительно оснащаться элементами жёсткости, и различные вспомогательные элементы, такие как ограждения, люки, лестницы и т.д. [28]
Небольшие резервуары ёмкостью макс. 50 м3 производят непосредственно на предприятиях. При монтаже их дополняют недостающими для правильной эксплуатации деталями оборудования. Более крупные резервуары ёмкостью макс. 100 000 м3 производятся на отдельных предприятиях и доставляются на место монтажа в виде отдельных, готовых к сборке резервуара элементов.
Выбор конструктивного решения для крыши зависит от условий хранения нефтепродуктов, климатических условий размещения резервуара и его ёмкости. Стационарные крыши могут иметь сферическую форму (для резервуаров до 30 000 м3), если опираются на корпус, или коническую форму (для резервуаров до 5 000 м3), если устанавливаются на опорную стойку. [34]
При хранении воспламеняющихся нефтепродуктов с высокими показателями давления паров в резервуарах для светлых нефтепродуктов имеют место достаточно большие потери продукта вследствие его испарения. Для предотвращения таких потерь в конструкции резервуара используются плавающие крыши или крыши с понтонами. Такие понтоны оснащаются герметическими гибкими затворами из материалов, устойчивых к воздействиям со стороны хранимых продуктов.
К основному конструкционному материалу резервуара предъявляются следующие требования: коррозионная стойкость, неподверженность химическим воздействиям со стороны продукта и непроницаемость. Поэтому основным материалом, который идёт на изготовление резервуаров, является сталь (листовой прокат) углеродистых и низколегированных сортов, для которых характерны хорошая свариваемость, устойчивость к деформации и хорошие характеристики пластичности. В отдельных случаях используется алюминий.
Из неметаллических резервуаров наибольшее распространение получили железобетонные, в которых хранят вязкие и застывающие нефтепродукты, такие как мазуты, битумы, а также тяжелые нефтепродукты с низким процентом бензиновых фракций. Нефти с большим количеством бензиновых фракций и легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранят в резервуарах из железобетона, непроницаемость которых достигается посредством нанесения дополнительного бензо- и нефтеустойчивого покрытия.
Мягкие резервуары, называемые также нефтетанками, из специальных полимерных материалов, отличаются гибкостью, малым удельным весом и высокой химической и коррозионной стойкостью. Такие резервуары не требуют предварительной закладки фундамента и могут располагаться на простых деревянных подкладках. Малый удельный вес и компактность в сложенном состоянии делают их предпочтительными в случаях, когда требуется организовать временное хранилище нефти без необходимости возведения капитальных сооружений. Этому также способствует простота и быстрота их установки и демонтажа.
Подводные резервуары представляют собой погруженные в воду баки. Принцип подводного хранения нефти (нефтепродуктов) основан на их разности плотностей в сравнении с водой, благодаря чему они (вода и нефть) практически не смешиваются. Хранимая нефть как бы покоиться на водяной подушке. По этой причине многие такие резервуары проектируются без днищ в виде колоколов. Они изготавливаются из железобетона, металла и эластичных материалов (синтетических или резинотканевых). Подводные резервуары размещаются на дне водоемов и закрепляются с помощью якорей. Заполнение происходит с помощью насосов, а для опорожнения оказывается достаточно гидростатического давления воды, выталкивающего нефтепродукт вверх по отводящему каналу. Применяют их на морских базах и нефтепромыслах, где они могут показать большую эффективность, чем береговые резервуары.
Наиболее распространенным по форме являются цилиндрические резервуары. [35] Они экономичны по металлоемкости, что было показано еще на примере резервуаров Шухова, достаточно просты в производстве и монтаже, а также обладают хорошей прочностью и надежностью. Изготавливаться вертикальные резервуары могут как полистовым способом, так и из рулонных заготовок.
Наряду с резервуарами цилиндрической формы на химических производствах успешно применяют сферические резервуары, корпус которых состоит из отдельных листов 25 - 30 мм толщиной, свальцованных или сваренных по форме шара. Корпус резервуара устанавливается после сборки на железобетонный фундамент в кольцо. Также форма резервуара может быть каплевидной. Такие резервуары собираются из деталей в виде лепестков, изготовленных отдельно на заводе и доставленных на место монтажа.
При хранении нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, керосин) в межсезонье большое значение имеют сооружаемые в отложениях каменной соли подземные хранилища, размещаемые на глубине (100 м и ниже). Они создаются размывом соли водой (выщелачивание) через скважины. Для опорожнения хранилища от нефтепродуктов в него закачивают насыщенный солевой раствор.
При хранении нефтяных продуктов в подземных резервуарах пространство вокруг них заливается бетоном, что обеспечивает безопасность хранения. Степень влажности грунта, в который погружается резервуар, определяет степень его дополнительной защиты. Это может быть как специальное антикоррозийное защитное покрытие, так и гидроизоляция резервуара. Подземные резервуары обладают рядом преимуществ, заключающихся в удобстве эксплуатации, экономии места на территории, где они устанавливаются, и возможности их размещения в местах с высокой сейсмичностью. Так же важно отметить и тот факт, что подземные резервуары меньше подвержены суточным колебаниям температур.
Для хранения нефтепродуктов под землей лучше всего подходят двустенные ёмкости, в которых резервуар (основной) находится внутри защитного резервуара, а расстояние между их стенками должно составляет не менее 4 мм. Полость между основным и защитным резервуарами хорошо загерметизирована и заполнена газом или жидкостью, плотность которых меньше, чем плотность хранимого нефтепродукта. Постоянный контроль межстенной полости дает возможность своевременного определения повреждений и предотвращения возможной аварии. [29]
Нормальным режим эксплуатации резервуаров обычно подразумевает дооснащение их дополнительным оборудованием технологического плана, к которому относится дыхательная и защитная аппаратура. «Дыхание» резервуара подразделяют на большое и малое. Второе связано с суточным колебанием температуры и, как следствие, последовательным испарением и конденсацией паров нефтепродуктов, приводящих к увеличению и уменьшению давления в резервуаре. Большое “дыхание” наблюдается в моменты опорожнения и залива. К системе безопасности относят различные люки для доступа обслуживающего персонала и снятия замеров.
Также дополнительно могут устанавливаться приборы для измерения уровня продукта, датчики температуры, пробоотборные устройства, противомолниевая защита и защита от статического электричества, а также препятствующие отложению нефтепродуктов устройства. При хранении нефтепродуктов, имеющих повышенную вязкость, резервуары оборудуются обогревательными устройствами. Снаружи резервуар может быть дополнительно покрыт слоем диэлектрической краски, защищающей корпус от воздействий щелочного и кислотного характера, которые оказывают грунт и грунтовые воды.
2. Расчетная часть
2.1 Определение длины хода и диаметра плунжера, обеспечивающих максимальную производительность насоса
Штанговый глубинный насос в подавляющем большинстве случаев представляет собой насос одинарного действия с проходным плунжером. Исходные данные для определения длины хода и диаметра плунжера представлены ниже.
Таблица 2.1
|
Дано |
Наименование |
|
|
= 900 кг/м3 |
- плотность жидкости; |
|
|
dвн(НКТ) = 62 мм |
- внутренний диаметр НКТ; |
|
|
dнкт = 73 мм |
- наружный диаметр НКТ; |
|
|
dпл = 32 мм |
- диаметр плунжера насоса; |
|
|
dшт = 22 мм |
- диаметр насосных штанг; |
|
|
h = 1200 м |
- динамический уровень в скважине; |
|
|
L = 1400 м |
- глубина спуска насоса; |
|
|
n = 14 |
- число качаний в минуту; |
|
|
S = 2,1 м |
- длина хода сальникового штока. |
1. Длина хода плунжера (по статической теории) для глубины спуска насоса L <1500 м:
(м), (1)
где: s - длина хода сальникового штока в м;
n - число качаний в минуту;
- потери хода от удлинения насосных штанг и труб:
, (2)
где: - площадь поперечного сечения плунжера, смІ;
- площадь поперечного сечения штанг, смІ;
- площадь поперечного сечения тела НКТ, смІ;
Е = 2,1 Ч кгс/смІ - модуль упругости стали;
- плотность жидкости в скважине, кг/м3.
2. Найдём площадь поперечного сечения плунжера, штанг и тела НКТ:
,
,
,
отсюда:
Тогда:
Увеличение диаметра плунжера приводит к повышению производительности глубинного насоса только до определенного предела, т.к. одновременно с этим увеличиваются потери хода из-за упругих деформаций НКТ и штанг. Для любой глубины спуска насоса существует некоторый предельный диаметр плунжера, при котором можно получить максимальную производительность. Она может быть получена при таком диаметре плунжера, при котором потери хода от упругих деформаций равны половине хода сальникового штока. [14]
3. Для случая, когда НКТ не заякорены, максимальная площадь плунжера определяется по формуле:
Откуда:
(4)
4. Для случая, когда НКТ заякорены, максимальная площадь плунжера определяется по формуле:
Вывод: в результате расчета была определена длина хода плунжера Sпл = 2,06 м и максимальные площади плунжеров, обеспечивающих максимальную производительность насоса (Dпл = 7,57 см2 в случае, когда НКТ не заякорены, и Dпл = 8,72 см2 в случае, когда НКТ заякорены).
2.2 Расчет колонны насосных штанг
Штанговая насосная установка состоит из привода, насосных штанг, глубинного насоса, вспомогательного подземного оборудования, НКТ. Насосные штанги служат для передачи механической энергии от двигателя к глубинному насосу. Подбор ступенчатой колонны штанг ведется путем определения точки, в которой напряжение равно максимально допустимому. [24] Исходные данные для задачи приведены далее.
Таблица 2.2
|
Дано |
Наименование |
|
|
= 0,90 |
- коэффициент потери веса штанг в жидкости |
|
|
= 1500 кгс/ см2 |
- допустимое напряжение на растяжение |
|
|
= 965,1 кгс |
- вес столба жидкости над плунжером |
|
|
= 800 кгс/мі |
- плотность жидкости в скважине |
|
|
dпл = 32 мм |
- диаметр плунжера |
|
|
l = 1500 м |
- глубина установки насоса |
|
|
sшт = 2 м |
- длина хода сальниковой штанги |
|
|
m = 0,03 |
- фактор динамичности |
|
|
n = 5 |
- число качаний стана |
|
|
Sпл = 8,04 см2 |
- площадь поперечного сечения плунжера |
|
|
d1=19 мм |
- диаметр штанг (верхняя ступень) |
|
|
d2=16 мм |
- диаметр штанг (нижняя ступень) |
|
|
f1 =2,84 см2 |
- площадь поперечного сечения штанг (верхняя ступень) |
Подобные документы
История бурения скважин и добычи нефти и газа. Происхождение термина "нефть", ее состав, значение, образование и способы добычи; первые упоминания о газе. Состав нефтегазовой промышленности: значение; экономическая характеристика основных газовых баз РФ.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 14.07.2011Средства, методы и погрешности измерений. Классификация приборов контроля технологических процессов добычи нефти и газа; показатели качества автоматического регулирования. Устройство и принцип действия термометров сопротивления и глубинного манометра.
контрольная работа [136,3 K], добавлен 18.03.2015Производство и использование для добычи нефти установок электроцентробежных погружных насосов. Состояние нефтяной промышленности РФ. Разработки по повышению показателей работы насоса и увеличение наработки на отказ. Межремонтный период работы скважин.
реферат [262,7 K], добавлен 11.12.2012Расчет комплекса оборудования для производственного процесса добычи руды на открытом горном месторождении. Характеристика экскаватора и основных машин технологической цепочки. Параметры технической и эксплуатационной производительности оборудования.
курсовая работа [29,7 K], добавлен 02.03.2011Характеристика оборудования для добычи и замера дебита нефти, газа, воды и капитального ремонта скважин. Конструкции установок штангового глубинного насоса. Схема и принцип работы автоматических групповых замерных установок. Дожимная насосная станция.
реферат [852,0 K], добавлен 11.11.2015Расчет бурового наземного и подземного оборудования при глубинно-насосной штанговой эксплуатации. Выбор типоразмера станка-качалки и диаметра плунжера насоса, конструкции колонны штанг и расчет их на выносливость. Правила эксплуатации станка-качалки.
контрольная работа [81,8 K], добавлен 07.10.2008Расчет конструкции скважины, числа спущенных в нее обсадных колон, их длины, диаметра и интервала цементирования. Определение диаметра долота под эксплуатационную и промежуточную колонну. Внутренний диаметр обсадной трубы скважины под кондуктор.
контрольная работа [16,6 K], добавлен 19.11.2013Описание основных способов добычи нефти. Характеристика оборудования для эксплуатации нефтяных скважин фонтанным способом: арматура, запорные и регулирующие устройства, фланцевые соединения. Особенности и принцип действия газлифтной эксплуатации скважин.
реферат [8,7 M], добавлен 17.05.2012Общие сведения и нефтегазоносность Бахметьевского месторождения . Устройство фонтанной арматуры. Преимущества и недостатки газлифта. Эксплуатация скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Бурение, ремонт и исследование скважин.
отчет по практике [2,0 M], добавлен 28.10.2011Фонтанирование нефтяной скважины как процесс движения нефти от её забоя к устью, происходящий под действием пластовой энергии. Назначение модели-макета фонтанной арматуры крестового типа, ее компоновка и функции узлов, расчет параметров данной модели.
дипломная работа [3,6 M], добавлен 05.11.2010
