Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Самарский государственный технический университет»

(ФГБОУ ВПО «СамГТУ»)

Факультет «нефтетехнологический»

Кафедра «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов»

Курсовой проект

ПО ДИСЦИПЛИНЕ « Техника и технология добычи нефти и газа»

на тему:

«Расчет оборудования при штанговой глубинно-насосной эксплуатации скважин»

Выполнил студент: IV-НТФ-9 Коцарев А.А.

Преподаватель: Снарев А.И.

Самара 2014



Содержание

Введение

1. Назначение и классификация ШГНУ

2. Состав оборудования

3. Устройство и принцип действия насос

4. Обоснование и расчет основных нагрузок

5. Определение нагрузки, длины хода и производительности

6. Прочностные расчеты

7. Инструкции по эксплуатации

8. Способы борьбы с повышенным содержания песка на приеме штангового насоса

Список литературы



Введение

Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 70 % действующего фонда скважин. Поэтому надежность эксплуатации этих установок в различных геолого-физических условиях скважины во многом будет определять показатели процессов добычи нефти.

Основными направлениями работ по повышению эффективности процессов добычи нефти с применением ШСНУ в последние годы являются:

1. совершенствование методов подбора оборудования к условиям конкретной скважины и режима его работы, а также поддержание оптимальных условий эксплуатации в течение всего межремонтного периода;

2. разработка новых и совершенствование существующих технических средств для эксплуатации ШСНУ;

3. разработка и применение специальных конструкций насосов для добычи высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий;

4. разработка и внедрение мероприятий по экономии электроэнергии при добыче нефти с помощью ШСНУ.

Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы:

1. простота ее конструкции;

2. простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

3. удобство регулировки;

4. возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;

5. малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;

6. высокий КПД;

7. возможность эксплуатации скважин малых диаметров.

При проектировании эксплуатации скважины ШГН выбирают типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний, конструкцию штанговой колонны.

Как показывает практика, межремонтный период работы скважин с установками ШСН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Существующие многочисленные методики подбора оборудования и режима работы позволяют с разной степенью успешности решать вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин. Значительные осложнения при работе скважин (в том числе деформация колонны штанг и НКТ) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования.

Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м. с дебитом жидкости от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.

Необходимость данных расчетов связана с установлением оптимального режима работы ШСНУ для достижения максимального коэффициента подачи штангового глубинного насоса.

насос штанговый установка производительность



1. Назначение и классификация ШГНУ

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкостей с температурой не более 130 ?С, обводненностью не более 99% по объему вязкостью до 0,3 Па-с минерализацией воды до 10 г/л содержанием механических примесей до 3,5 г/л, свободного газа на приеме не более 25%, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацией ионов водорода рН4,2-8,0.

Установка предназначена для подъема нефти из скважины, преимущественно высоковязкой, с помощью привода от станка-качалки.

Станок-качалка - балансирный индивидуальный механический привод

ШСН. Применяется в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Основными узлами станка-качалки являются рама, стойка (обычно в виде усеченной четырехгранной пирамиды), балансир с поворотной головкой, шарнирно подвешенная к балансиру траверса с двумя кривошипами и противовесами. Для изменения числа качаний станок-качалка комплектуется набором сменных шкивов.

В 80-х годах прошлого столетия станки-качалки выпускали в двух исполнениях:

* СК (семь типоразмеров);

* СКД (шесть типоразмеров).

Технические характеристики их приведены в табл. 1 и 2.

Отличительной особенностью станков-качалок типа СКД следующее: кинематическая схема преобразующего механизма нессиметричная (дезаксиальная) с углом дезаксиала 9 градусов и повышенным кинематическим отношением 0,6; меньшие габариты и масса; редуктор установлен непосредственно на раме станка-качалки.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода полированного штока) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое место).

Частоту движения головки балансира (число качаний) изменяют сменой шкива на валу электродвигателя на шкив другого диаметра.

2. Состав оборудования

Балансирный станок-качалка состоит из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смонтированы: стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балансир 10, имеющий на одном конце головку 12 на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном 7. Шатун соединен с кривошипом 5, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески 13.

Рис. 4.21 Штанговая скважинная насосная установка: 1 -- фундамент; 2 - рама; 3 -- электродвигатель; 4 - цилиндр; 5 - кривошип; 6 -- груз; 7 - шатун; 8 - груз; 9 - стойка; 10 - балансир; 11 - механизм фиксации головки балансира; 12 - головка балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - полированная штанга; 15 - оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 17 - насосно-компрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 - газовый якорь; 21 - уплотнение полированной штанги; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр глубинного насоса; 25 - плунжер насоса; 26 - нагнетательный клапан; 27 - всасывающий клапан

Устьевое оборудование I предназначено для герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб, замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине.

Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8...10 м, диаметр 16...25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штанга 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.

Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной по 8...12 м, диаметром 38...100 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкостъ направляется в промысловую сеть.



3. Устройство и принцип действия насос

Глубинный штанговый насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 - в нижней части цилиндра.

Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх -- происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.

Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.



4. Обоснование и расчет основных нагрузок

Выбираем станок-качалку, диаметр и тип насоса, штанг и НКТ и установливаем режимные параметры работы установки для заданных условий:

дебит скважины - 70 м³/сут; плотность нефти - 850 кг/м²; глубина спуска насоса - 900 м., буферное давление - 1,1 МПа, сила сопротивления движению - 7 МПа, вязкость жидкости - 0,1 см²/с

По диаграмме А.Н. Адонина на пересечении проекций и находим 7СК-12-2,5-4000 и диаметр плунжера насоса 68 мм. Выбираем вставной насос, т.к. .

НКТ находим из выбиираем НКТ

Предварительно выбираем штанги из стали 20ХН Берем двухступенчатую колонну штанг диаметром 25 и 22 мм.

Режимные параметры 7СК-12-2,5-4000 по ГОСТ 5866-66: - длина хода точки подвески штанг. Число качаний

Редуктор Ц2РС-750 с передаточным отношением , диаметром шкива 1000 мм.

Составим таблицу режимов станка-качалки.

№	S	n	Fпл	Dпл	Pmax	Pmin
1	0,9	20,97	39,77	7,12	567180	19746
2	1,2	17,31	36,13	6,78	63647	20550
3	1,5	14,92	33,54	6,54	61131	21123
4	1,8	13,21	31,57	6,34	59209	21560
5	2,1	11,92	29,99	6,18	57673	21910
6	7,7	5,00	19,5	4,98	47452	24263
7	3,19	9,00	26,17	5,77	53914	22802
8	2,07	12,00	30,17	6,20	57839	21915

Масса двухступенчатой колонны:

Таким образом из таблицы видно, что наиболее приемлемыми режимами работы насоса при среднем коэффициенте подачи насоса являются 5-й и 4-й, однако диаметр плунжера при этих режимах получится больший.

Для выбора оптимального режима определим максимальные значения нагрузок в точке подвеса штанг:

Наиболее выгодным режимом будет 5-й, при котором наименьшая.

Минимальная нагрузка:

Определим максимальное и минимальное напряжения:

Выбираем штанги из ст.20ХH2М. нормализация с упрочненным нагревом ТВЧ.

Коэффициент запаса прочности штанг по пределу текучести:

Определим необходимое число качаний при использовании стандартного диаметра плунжера насоса с соответствующей длиной хода:

Определим диаметр шкива электродвигателя для нестандартного числа качаний:

5. Определение нагрузки, длины хода и производительности

Параметр Коши:

- где

1. Максимальная и минимальная нагрузка по статической теории (формула Муравьева И.М.)

· где

· где

· где

· где

·

2. Максимальная и минимальная нагрузка по формулам А.С. Вирновского:

Вес штанг в жидкости:

Вес столба жидкости в кольцевом пространстве:

Площадь поперечного сечения штанг:

Удлинение штанг от веса столба жидкости:

Площадь поперечного сечения внутреннего канала труб:

Коэффициент изменения сечения потока жидкости при переходе от насоса в трубы:

Площадь сечения труб по металлу:

Коэффициент отношения площадей:

Кинематические коэффициенты:

Максимальная нагрузка:

Минимальная нагрузка:

3. Упрощенные формулы А.С. Вирновского:

4. Формула И.А. Чарного:

5. Формула А.Н Адонина:

Кинематический коэффициент:

Таким образом, принимая за основу нагрузку, рассчитанную по формулам А.С.Вирновского, можно считать, что наиболее близкие значения по дают упрощенная формула А.С. Вирновского (-2982 Н) и формула А.Н.Адонина (+39 Н); по наиболее близкое значение дает упрощенная формула А.С. Вирновского (+1128 Н)

Определить длину хода плунжера по статической теории.

Давление столба жидкости над плунжером:

Средняя скорость в подъемных трубах:

Число Рейнольдса:

Коэффициент гидравлического сопротивления:

Потери давления за счет сопротивления потоку жидкости в трубах:

Давление под плунжером:

Вес столба жидкости над плунжером:

Удлинение штанг:

Удлинение труб при ходе штанг вниз:

Деформация штанг за счет силы сопротивления при ходе штанг вниз:

Радиус спирали:

Длина сжатой части колонны:

Осевой момент инерции:

Потери хода за счет изгиба штанг:

Длина хода плунжера при действии статических сил:

Определить длину хода плунжера по динамической теории.

Так, как колонна штанг одноступенчатая, а жидкость вязкая, то считаем по формуле:

Определить производительность и коэффициент подачи ШГНУ по различным формулам и сравнить их:

1. Определим производительность по теории А. М. Юрчука:

2. Производительность по формуле А.Н. Адонина:

Режим откачки статический,

3. Производительность по формуле А.С. Вирновского:

4. Производительность при откачки высоковязкой жидкости по формуле Вирновского:

5. Производительность при наличии сил сопротивления:

Таким образом, производительность по первым трем формулам не отличаются. Существенные отличия наблюдаем при наличие силы сопротивления и с учетом гидродинамического сопротивления при высоких константах трения.

Теоретическая производительность:

Определим коэффициент подачи:

С учетом вязкости жидкости:

С учетом силы сопротивления:

6. Прочностные расчеты

Рассчитываем на прочность одноступенчатую колонну штанг для

Определим перепад давления над плунжером:

ДР = Р_ст + Р_б + Р_г- Р₀

Полагаем, что гидравлическое сопротивление движению жидкости в трубах мало, Р_г = 0

Найдем статическое давление над плунжером:

Р_ст = 900·850·9,81= 7,5 МПа.

Давление под плунжером

Р₀ = (L-h_д)р_жg = (900-850)·850·9,81 = 0,416 МПа,

Р_б = 1,1 МПа.

Перепад давления над плунжером

ДР = 7,5 + 1,1-0,416 = 8,184 МПа.

Выбираем штанги 22 мм и 25 мм в равных долях.

Для нижней секции (диаметр 22 мм)

Мпа

По формуле найдем

МПа;

МПа.

Максимальное напряжение

у_maх = у_ср + у_a = 47,07+55,2= 102,3МПа.

Приведенное напряжение

МПа.

Для верхней секции (диаметром 25 мм)

Р_ш2 = с_шf_x2·x₂g = 7850·0,785·0,025²·495·9,81= 18702 H;

Р_ш1 = с_шf_x1·x₁g = 11849 Н.

Определим

Р_ш1 = с_шg·0,785(d²_ш1х₁+ d²_ш2х₂) = 30551 H;

МПа.

Максимальное напряжение

у_maх2 = у_ср + у_a = 55,5+55,7= 111,2МПа.

Приведенное напряжение

МПа.

Выбираем для штанг диаметром 22 и 25 мм сталь 20ХН, имеющую у_пр = 90 МПа, у_т = 390 МПа.

Запас прочности по у_т

Запас прочности по у_пр

Определить момент на валу кривошипа и мощность электродвигателя установки

Момент на кривошипном валу редуктора:

Теоретическая мощность:

Полезная мощность:

Выбираем электродвигатель АОП-63-4 с КПД 87,5%, cos=0,87, номинальная мощность 14 кВт.

Мощность установки:

Рассчитать балансир на прочность и выносливость.

Поперечное сечение балансира в расчетном сечении представляет два сваренных двутавра №60 с двумя приваренными накладками толщиной 10 мм.

Момент сопротивления опасного сечения балансира:

Принимаем кратность мгновенной нагрузки 1,5;

Максимальное кратковременное напряжение:

Запас прочности в случае хрупкого разрушения:

Запас прочности в случае пластической деформции:

Проверим балансир на действие циклических нагрузок:

Полученные запасы прочности при статических и циклических нагрузках обеспечивают надежную работу балансира.

7. Инструкции по эксплуатации

Техника безопасности при эксплуатации ШСНУ

Опасность травмирования персонала при обслуживании скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, связана в основном с наличием движущихся частей станков-качалок и необходимостью выполнения различных операций по проверке технического состояния, изменению режима работы и ремонта наземного оборудования. К числу таких операций относится, работы по замене клиновидных ремней, снятию и установке канатной подвески, изменению длины хода и числа качаний балансира станка-качалки, а также по замене балансира, редуктора и других частей станка-качалки.

Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока.

Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры.

До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигателя должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат: “Не включать, работают люди”.

На скважинах с автоматическим или дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: “Внимание! Пуск автоматический”.

Ограждения кривошипно-шатунного механизма и клиноременных передач станка-качалки должны удовлетворять требованиям, предъявляемым правилами безопасности к ограждению, движущихся частей станков, машин и механизмов.

Системы замера дебита, пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пульт.

Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом.

Для обслуживания тормоза станка-качалки устраивается площадка с ограждением.

При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору и раме. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм², толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей - 10 мм. Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором, должны быть заглублены в землю не менее, чем на 0,5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля. Применение для этих целей стального каната не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.

Изменение длины хода балансира станка-качалки связано с необходимостью перестановки пальца на кривошипе. При выполнении этой операции возникает опасность падения работающего с высоты (если фундамент станка-качалки имеет относительно большую высоту), травмирования отсоединенным внизу шатуном, а также инструментом или отлетевшим кусочком металла (при выбивании пальца кувалдой). Во избежание несчастных случаев рабочее место подготавливают так, чтобы создать определенные удобства для выполнения указанной операции. Шатун после отсоединения от кривошипа привязывают к стойке (пирамиде) станка-качалки, а пальцы выпрессовывают по средством предназначенного для этого приспособления с использованием привода и тормоза станка-качалки.

Устанавливать балансир в требуемое положение путем проворачивания вручную шкивов клиноременной передачи запрещается

Обеспечение электробезопасности

Несчастные случаи, связанные с поражением током, одни из немногочисленных.

Автотрансформатор, станция управления заземляются перед включением электрооборудования в сеть, измеряется сопротивление заземления. Около зажимов кабельного ввода и рубильников на станцию управления устанавливают изолирующие подставки. Около трансформатора и смотанного кабеля вывешиваются плакаты “высокое напряжение”.

Повышенная опасность поражения человека электрическим током возникает при чрезмерной перегрузке токоприемников, прикосновении к токоведущим частям электрооборудования, контакте с обычно нетоковедущими металлическими частями, случайно оказавшимися под напряжением, при резком снижении сопротивления изоляции. Электрическая сеть при коротком замыкании отключается при помощи быстродействующих реле выключателей, установленных плавких предохранителей. Все эти устройства предельно сокращают время возможного действия электрического тока на человека.

Применяется защитное заземление, преднамеренное соединение с землей металлических частей оборудования, обычно не находящихся под напряжением. Заземляются металлические корпуса соединительной коробки кабеля, вторичные обмотки трансформатора, щиты управления, броня кабеля, сопротивление корпуса. Заземление должно быть не более 40 метров.

Наиболее эффективный способ защиты - защитное отключение: с помощью универсального устройств (прибор индикатора, автоматический выключатель) аварийный участок сети может быть отключен за доли секунд. Также предусматривается средства индивидуальной защиты: резиновые перчатки, диэлектрические боты.

Для обеспечения безопасности работающего персонала необходимо выполнять заземление корпусов комплектного устройства, трансформаторов, брони кабеля, то есть заземлять все наземное электрооборудование.

Сопротивление контура должно быть не более 4 Ом. В электроустановках с глухо заземленной нейтралью производят соединение заземляющего контура с нейтралью трансформатора. Периодический осмотр заземляющего устройства проводят не реже одного раза в год. Осмотр и измерение сопротивления заземляющего устройства производят летом при максимальной плюсовой температуре и зимой при максимальной минусовой температуре.

При приемке заземляющего устройства в наличии должен быть паспорт.

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.



8. Способы борьбы с повышенным содержания песка на приеме штангового насоса

Отрицательное влияние песка в продукции приводит к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10 20 мин) возможно заедание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости подачи восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К песчаным скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Выделяют 4 группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации:

1. Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе - уменьшением отбора жидкости.

При этом целесообразно обеспечить плановый запуск песочной скважины увеличением длины хода , числа качаний или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное пространство (20 25 % от дебита).

2. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. Условия выноса по А.Н. Адонину,

,

где - скорость восходящего потока жидкости;

- скорость свободного осаждения песчинки с расчетным диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной фракции, составляющей около 20 % всего объема песка.

Это обеспечивается подбором сочетаний подъемных труб и штанг либо подкачкой в затрубное пространство чистой жидкости (нефти, воды).

3. Установкой песочных якорей (сепараторов) и фильтров у приема насоса достигается сепарация песка от жидкости. Работа песчаных якорей основана на гравитационном принципе.

Песочный якорь прямого действия одновременно является газовым якорем. Применение песочных якорей - не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Метод эффективен для скважин, в которых поступление песка непродолжительно и общее его количество невелико.

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, цементно-песчано-солевые, песчано-пластмассовые, пружинные и другие фильтры. По А.М. Пирвердяну, лучшими являются сетчатые фильтры с размером ячеек 0,25 х 1,56 мм. Вследствие быстрого засорения (забивания, заклинивания) противопесочные фильтры не нашли широкого применения. Их целесообразно помещать в корпус с "карманом" для осаждения песка (не образуется забойная пробка, уменьшается скорость заклинивания) или сочетать с песочным якорем.

Рис. 11.6 Принципиальная схема песочного якоря прямого действия: 1 - эксплуатационная колонна; 2 - слой накопившегося песка; 3 - корпус; 4 - приемная труба; 5 - отверстия для ввода смеси в якорь

4. Использование специальных насосов для песочных скважин.

При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера "на выворот" при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки-завихрители. Кроме того, принимают режим откачки, характеризующийся большой длиной хода S и малым числом качаний .

Основной способ подъема высоковязких нефтей на поверхность - штанговый скважинно-насосный. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные сигналами гидродинамического трения и при движении штанг в жидкости, а также движении жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны.

При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа·с может происходить "зависание" штанг в жидкости при ходе вниз. С целью уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи: применение специальных двухплунжерных насосов, увеличение диаметра НКТ, насоса и проходных сечений в клапанах насоса, установление тихоходного режима откачки (число качаний до 3 4 мин^-1, длина хода 0,8 0,9 м) подливом растворителя (маловязкой нефти) в затрубное пространство (10 15 % расхода добываемой нефти или воды), подогревом откачиваемой жидкости у приема насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

Для борьбы с отложениями парафина применяют такие же методы, как при фонтанной и газлифтной эксплуатации. При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ, что ведет к снижению производительности насоса и прекращению извлечения жидкости. При небольшой интенсивности отложения парафина применяется наземная и подземная пропарка труб с помощью паропередвижной установки.

Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5 - 8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонны штанг с укрепленными на них скребками при каждом ходе вниз срезают парафин со стенок труб.



Список литературы

1. Расчёты машин и оборудования для добычи нефти и газа: Учеб. пособ. / А.И. Снарев, Самар, гос. техн. ун-т. Самара, 2009. 224 с.

2. Гост 5866-75 Станки качалки.

3. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчёты в технологии и технике добычи нефти. М.: Недра, 1967. 380 с.

4. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1974. 360 с.

5. Аливердизаде К.О., Даниелян А.А. и др. Расчёт и конструирование оборудования для эксплуатации нефтяных скважин. М.: Гостоптехиздат, 1959. 560 с.

6. Биргер И.А., Шорр Б.Ф. и др. Расчёт на прочность деталей машин: Справочник. М.: Машиностроение, 1979. 702 с.

Размещено на Allbest.ru