Вход

Курсовая работа НГПО. Анализ и оптимизация работы оборудования УСШН

Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:
Курсовая работа*
Код 233946
Дата создания 10 июня 2016
Страниц 34
Мы сможем обработать ваш заказ 30 ноября в 12:00 [мск]
Файлы будут доступны для скачивания только после обработки заказа.
2 190руб.
КУПИТЬ

Описание

Курсовая работа по предмету Нефтегазопромысловое оборудование. Тема - Анализ и оптимизация работы оборудования УСШН. ВУЗ - ПНИПУ (ПГТУ). Оценка - 5. ...

Содержание

Введение 3
1. Определение проектного забойного давления. Расчет оптимального дебита скважины. Определение динамического уровня для различных режимов (построение зависимости) 4
2. Определение глубины подвески насоса 6
2.1 Построение графика распределения давления по стволу скважины 6
2.2 Расчет коэффициента сепарации. Построение зависимости газосодержания от глубины скважины 9
2.3 Определение глубины погружения насоса под динамический уровень жидкости 11
3. Определение диаметра плунжера насоса, группы посадки плунжера в цилиндре с учетом вязкости ГЖС и содержания механических примесей 12
4. Определение коэффициента подачи насосной установки, режима откачки 12
5. Выбор типоразмера НКТ с учетом типоразмера глубинного насоса 16
6. Предварительный выбор компоновки штанговой колонны 16
6.1 Расчет максимальной нагрузки в точке подвеса штанговой колонны 17
6.2 Расчет минимальной нагрузки в точке подвеса штанговой колонны 17
7. Выбор станка-качалки. Расчет максимального крутящего момента на вал редуктора. Выбор редуктора. Определение мощности, потребляемой электродвигателем СК. Выбор электродвигателя. 18
8. Выбор устьевой арматуры, сальника, полированного штока и подвески полированного штока 19
9. Проведение кинематического анализа СК 21
9.1 Расчет (с построением графиков) перемещения, скорости и ускорения точки подвеса штанговой колонны от угла поворота кривошипа по формулам элементарной и приближенной теории кинематики СК 21
9.2 Построение кинематической схемы СК (в масштабе) 25
10. Уточненный расчет штанговой колонны 26
11. Проверочный расчет колонны НКТ с учетом устойчивости колонны к разрыву в опасном сечении, страгивающей нагрузке в резьбовом соединении и с учетом максимального давления. Определение толщины стенки НКТ, группы прочности стали 27
12. Расчет уравновешивания глубинно-насосной установки (кривошипное, балансирное уравновешивание) 29
13. Построение расчетной динамограммы 30
14. Расчет капитальных затрат на установку 31
15. Итоговая таблица по подбору УСШН 32
Заключение 33
Список использованной литературы 34

Введение

Эксплуатация скважин установками скважинных штанговых насосов (УСШН) занимает на современном этапе развития отечественной нефтедобывающей промышленности особое место. По количеству скважин, оборудованных УСШН, этот способ добычи нефти занимает первое место на территории РФ, а по объему добычи нефти – второе.
Целью данной

Фрагмент работы для ознакомления

опт-Рурρгжсgрпр.опт=рнас∙0,3=0,3∙13,0=3,9 МПарур=рзатeρ0НурgТ0р0Тсрzсррур=0,5∙e1,08∙1,293∙800∙9,81∙273100000∙(300+269,1)/2∙0,55=0,61 МПаρгжс=ρпр+ρу21-βв+ρв∙βв=860+85721-0,38+1200∙0,38=988,3 кг/м3hпогр=3,9-0,619,81∙988,3∙106=339,3 мГлубина спуска насоса:Lнас=Ндин+hпогр=800+339,3=1139,3 м3. Определение диаметра плунжера насоса, группы посадки плунжера в цилиндре с учетом вязкости ГЖС и содержания механических примесейПлощадь сечения плунжера определим по диаграмме АзНИИ [10, стр. 109]. Исходными данными для определения служат глубина подвески насоса (1139,3 м) и дебит скважины (2,6 м3/сут). Выбираем диаметр плунжера 28 мм, насос НСВ1-28.По зазору между плунжером и цилиндром насосы делятся по посадкам на следующие четыре группы [7, стр. 186]: 0, I, II, III с зазорами 0-0,0225 мм, 0,010-0,035мм, 0,035-0,060 мм и 0,060-0,085 мм соответственно. Для маловязких нефтей при большой высоте подъема жидкости (свыше 1200 м) с невысоким содержанием песка, повышенным выделением газа и повышенным устьевым давлением применяют насосы 0-й и I-й группы посадки. При повышенной вязкости и глубине подвески в пределах 500-1200 м следует применять насосы группы посадки II. В обводненных и многодебитных скважинах, с повышенным содержанием асфальто-смолопарафиновых веществ и песка рекомендуется применение насосов группы III.Для заданных условий извлечения нефти выбираем посадку группы I.4. Определение коэффициента подачи насосной установки, режима откачкиКоэффициент подачи насосной установки находят как произведение четырех коэффициентов:под=нап·деф·ут·bус, гденап – коэффициент наполнения;деф – коэффициент деформации;ут – коэффициент объемных утечек;bус – коэффициент усадки нефти.Расчет коэффициента наполнениянап=1/(1+Vг), гдеVг – содержание свободного газа на приеме насосаПо графику (рис. 2.2) определяем значение Vг на приеме насоса. Vг=0,095.нап=1/(1+Vг)=1/(1+0,095)=0,913Расчет коэффициента деформацииДанный коэффициент учитывает упругие деформации штанг и труб, приводящие к разности между длиной хода полированного штока и длиной хода плунжера.γдеф=SплS,где Sпл – длина хода плунжера; S - длина хода полированного штока, S=2,1 м;Длина хода плунжера всегда меньше длины хода полированного штока на величину упругих деформаций штанг и труб λ за насосный цикл.λ=S-Sпл;Sпл=S-λшт-λтр+2λин,где λшт - деформация штанг;λтр - деформация труб;λин – деформации, вызванные инерционными нагрузками при динамическом режиме работы установки.Тогда γдеф=К∙S-λS,где К – коэффициент выигрыша хода плунжера за счет сил инерции;К=1+2,076∙10-10∙Lн2∙n2=1+2,076∙10-10∙1139,32∙2,82=1,00266;λ=λшт+λт=Lн∙РжЕ1fшт +1fтгде Рж=Fпл∙Pвн-Pпн=Fплρ∙g∙Hн+Ру-РпнДавление на приеме насоса находим по графику (рис. 2.1). Рпн=6,0 МПа.Рж=3,14∙0,02824∙(860∙9,81∙1139,3+40000-6,0∙106)=2247,5 Н – гидростатическая нагрузка на плунжер насоса от веса столба жидкости в НКТ;fтр=π(dнкт нар2-dнкт вн2)4=3,14∙(0,0732-0,0622)4=0,00117 м2; fшт =π∙dшт 24= 3,14∙0,01924=0,000283 м2 Тогда λ=1139,3∙2247,50,21∙101210,000283+10,00117=0,054γдеф=К∙S-λS=1,00266 ∙2,1-0,0542,1=0,977Коэффициент усадкиКоэффициент усадки – коэффициент, учитывающий объёмные свойства продукции скважины (нефть, нефть + вода).Определяем объёмный коэффициент нефти, как отношение объёма нефти в пластовых условиях к объёму нефти после дегазации (ст.усл.).bус=1bн∙(1-nв)+bв∙nв=11,08∙(1-0,38)+1∙0,38=0,95Расчет коэффициента объемных утечекФормула для расчёта коэффициента утечек:ηут=Qт-qутQт;Утечки в зазоре плунжерной пары насоса рассчитываем по формуле Пирвердяна:qут=0,262∙1+1,5∙Сэ2∙Dпл∙δ3∙рпн-рвс цρж∙νж∙lпл==0,262∙1+1,5∙Сэ2∙Dпл∙δ3∙рпн-рвс цμж∙lплгде ρж,νж – плотность и кинематическая вязкость откачиваемой жидкости; lпл - длина плунжера, м (lпл=1,5 м); δ – зазор между плунжером и цилиндром при их концентричном расположении, м; Сэ – относительный эксцентриситет расположения плунжера в цилиндре, пусть плунжер расположен концентрично в цилиндре (Сэ = 0). Рвсц=Рпн-∆Ркл вс- давление в цилиндре насоса при всасывании; где ∆Ркл вс=vmax2ρжд2εкл2 - перепад давления в клапане; где εкл- коэффициент расхода клапана, определяется по графикам Г.С. Степановой в зависимости от числа Рейнольдса Reкл=vmaxdклνж. vmax=4Qклdкл2- максимальная скорость движения продукции; где Qкл- расход газожидкостной смеси через клапан; dкл-диаметр отверстия в седле клапана, 0,02 м;Рассчитываем расход газожидкостной смеси:QсмР=QжР+Vгв(Р)QжР=QндbжР1-КсепbжР=bнР1-βв+βвbв=1,0651-0,38+1∙0,38=1,0403QжР=1,40,842∙86400∙1,04031-0,6=8,1∙10-6м3/с VгвР=Г0Рнас-Го(Р)zР0ТсквQндРТ0=2,9∙10-6м3/с QсмР=8,1+2,9∙10-6=1,1∙10-5м3/с Тогда vmax=4∙1,1∙10-50,022=0,364 м/сReкл=0,364∙0,022,7∙10-3/988=1465εкл=0,4∆Ркл вс=0,3642∙988,32∙0,42=409 Па=4,1∙10-4МПаРвсц=6,0-0,00041=5,9996 МПаqут=0,262∙0,028∙(0,035∙10-3)3∙6,0-5,9996∙1062,7∙10-3∙1,5=3,2∙10-11м3/сηут=2,686400-3,2∙10-112,686400=0,99αпод=0,913∙0,95∙0,977∙0,99=0,84Чтобы осуществить запланированный дебит скважины, насос должен обладать определенной подачей Qнас, компенсирующей утечки продукции в плунжерной паре:Qнас=Qж(Рцв)βнап=1,1∙10-50,913=1,2∙10-5м3/сС другой стороны, Qнас=FплsплN.Скоростью откачки называют произведение длины хода плунжера sпл на число двойных ходов N:sплN=QнасFпл=4∙1,2∙10-53,14∙0,0282=0,019мс=1,17 м/минПри длине хода 2,1 м число качаний определится как N=0,0192,1=0,01качс=0,6 качмин.5. Выбор типоразмера НКТ с учетом типоразмера глубинного насосаНа основании таблицы соответствия размеров НКТ типоразмерам скважинных насосов [7, стр. 188] для глубинного насоса НСВ1-28 выбираем НКТ условным диаметром 60 мм, гладкие, группы прочности Д.6. Предварительный выбор компоновки штанговой колонныПод конструкцией штанговой колонны понимается совокупность диаметров и длин отдельных ступеней штанг, изготовленных из соответствующих сталей. В практике насосной эксплуатации большое распространение получили таблицы АзНИПИнефти. Воспользуемся ими.Выбранному насосу и рассчитанной глубине спуска соответствует одноступенчатая колонна штанг из углеродистой стали, нормализованной при [σпр]=70 МПа, условным диаметром 19 мм.При работе ШСНУ 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.Режимы работы ШСНУ принято делить на статические и динамические по критерию динамического подобия (критерий Коши) [6, стр.174]:μд=ωLнaгде a – скорость звука в штанговой колонне, 4600 м/с для одноступенчатой колонны штанг;ω=2πN – частота вращения вала кривошипа, с-1;Lн – длина колонны штанг, м.μд=2∙3,14∙0,01∙1139,34600=0,016≤0,3 режим работы установки статический, для расчета нагрузок можно пользоваться упрощенными формуламиРассчитаем коэффициент, учитывающий потерю веса штанг, помещенных в жидкость:Kарх=ρшт-ρжρштгде ρшт, ρж - плотность материала штанг (7850 кг/м3) и жидкости соответственно.Kарх=7850-9887850=0,874Рассчитываем вес штанг в воздухе:Ршт=Ннi=1nqштiϵiгде qштi - вес одного метра штанг с муфтами в воздухе, Н;ϵi - доля штанг данного размера в ступенчатой колонне, д. ед.;Ршт=1139,3∙23,0535=26264,9 Н=26,3 кН6.1 Расчет максимальной нагрузки в точке подвеса штанговой колонныВоспользуемся формулой И.М. Муравьева:Рmax=Рж+Ршт(Карх+sn21440)Рассчитаем максимальную нагрузку для нескольких значений длины хода и числа качаний. Результаты занесем в таблицу 6.1. Например, при длине хода 2,1 м и числе качаний 0,6 кач/мин:Рmax=2247,5+26264,90,874+2,1∙0,621440=25216,8 Н=25,2 кНТаблица 6.16.2 Расчет минимальной нагрузки в точке подвеса штанговой колонныДля расчета воспользуемся формулой [6, стр. 175]:Рmin=Ршт(Карх-sn22400)Рассчитаем минимальную нагрузку для нескольких значений длины хода и числа качаний. Результаты занесем в таблицу 6.2. Например, при длине хода 2,1 м и числе качаний 0,6 кач/мин: Рmin=26264,90,874-2,1∙0,622400=22947,2 Н=22,9 кНТаблица 6.27. Выбор станка-качалки. Расчет максимального крутящего момента на вал редуктора. Выбор редуктора. Определение мощности, потребляемой электродвигателем СК. Выбор электродвигателя.Выбираем станок-качалку согласно диаграммам А.Н. Адонина [6, стр.149] по исходным данным глубины погружения насоса и проектного дебита жидкости. Заданным требованиям удовлетворяют следующие виды СК.типа СКН: СКН-3;базовые: 3-СК-3-0,75-400; модифицированные: 5-СК-4-2,1-1600.Выбираем СК типа 5-СК-4-2,1-1600. Паспортные характеристики: Рmax=40 кН, Мкр max = 16 кН·м.Максимальный крутящий момент на кривошипном валу редуктора СК вычисляют по формуле Р.А. Рамазанова [6, стр. 179]:Мкр max'=300s+0,236sРmax-Рmin=300∙2,1+0,236∙2,125216,8-22947,2=1754,8 Н∙мТ.к. данная формула предполагает, что коэффициент наполнения насоса равен 1 и СК точно уравновешен, а на практике эти условия не всегда выполняются, расчетный крутящий момент рекомендуется увеличить на 20 %:Мкр max=1,2Мкр max'=2105,8 Н∙м=2,1 кН∙мПолучаем, что расчетные характеристики меньше паспортных и СК выбран правильно. По рассчитанному значению крутящего момента выбираем редуктор Ц2НШ-315 с паспортным значением крутящего момента на ведомом валу 7,1 кН·м.Потребляемую мощность электродвигателя СК найдем методом Б.М. Плюща и В.О. Саркисяна [7, стр. 219]:Iполн=103N(К1+К2ρждs9,8)/ηпгде ηп – КПД передачи от вала двигателя к валу кривошипа, который учитывает потери в редукторе и клиноременной передаче (принимается равным 0,96-0,98). К1 – коэффициент, зависящий от типа СК. При грузоподъемности 4 т коэффициент равен 6,0.К2 – коэффициент, зависящий от режима откачки и диаметра насоса. Определяется по формуле:К2=1,26∙10-2αпод2+0,28(1+3,6∙10-4SN2Dпл3)2=1,26∙10-20,842+0,28(1+3,6∙10-42,1∙0,0120,0283)2=0,0118Iполн=103∙0,016+0,0118∙988∙2,19,80,96=113,5 ВтВ качестве приводов СК используются короткозамкнутые асинхронные двигатели в закрытом обдуваемом исполнении единой серии АО. Выбираем двигатель АО2-11-6 с номинальной мощностью 0,4 кВт. 8. Выбор устьевой арматуры, сальника, полированного штока и подвески полированного штокаВыбираем устьевое оборудование типа ОУ-140-146/168-65БХЛ (рис 8.1).Рисунок 8.1 – Оборудование устьевое ОУ-140-146/168-65Б и ОУ-140-146/168-65БХЛ1 — крестовина; 2 — конусная подвеска; 3 — резиновые уплотнения; 4 — разъемный фланец; 5 — патрубок; 6 — тройник; 7— задвижка; 8 — устьевой сальник СУС2; 9, 11 — обратный клапан; 10 — кран; 12 — пробкаЭто оборудование предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах, расположенных в умеренном и холодном макроклиматических районах. В оборудовании устья типа ОУ колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить исследовательские работы через межтрубное пространство.Запорное устройство оборудования — проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускаются по межтрубному пространству через специальный патрубок.Подъемные трубы подвешены на конусе. Насосно-компрессорные трубы и патрубок для спуска приборов уплотнены разрезными резиновыми прокладками и нажимным фланцем. В оборудовании применен устьевой сальник с двойным уплотнением СУС-2. Для перепуска газа в систему нефтяного сбора и для предотвращения излива нефти в случае обрыва полированного штока предусмотрены обратные клапаны.Подвески сальникового устьевого штока предназначены для соединения устьевого штока с приводом ШСН. Позволяют исследовать скважины с помощью гидравлического динамографа, а также регулировать установку плунжера в цилиндре насоса. В качестве подвески полированного штока выбираем ПСШ-3 (рис 8.2).Рисунок 8.2 – Подвеска ПСШ устьевого штока1 — нижняя траверса; 2 — плашки каната; 3 — пружина плашек; 4 — винт опорный; 5— верхняя траверса; 6— плашка штока; 7 — пружина плашек штока; 8 — сальниковый шток; 9 — канатШтоки сальниковые устьевые предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки. Штоки типа ШСУ изготавливаются из круглой холоднотянутой калиброванной качественной углеродистой стали марки 40. Наружная поверхность штока должна быть полированной. В качестве устьевого сальникового штока выбираем ШСУ31-2600. 9. Проведение кинематического анализа СК9.1 Расчет (с построением графиков) перемещения, скорости и ускорения точки подвеса штанговой колонны от угла поворота кривошипа по формулам элементарной и приближенной теории кинематики СК Рисунок 9.1 – Кинематическая схема СКА – точка подвеса штанг; К, К1 – длина заднего и переднего плеч балансира; l – длина шатуна; r – радиус кривошипаКинематические параметры для 5СК-4-2,1-1600:К1 =2,1 мК =1,5 мl=1,8 мr=0,75 мПриближенная методика (теория) основывается на допущении, что r/k=0, траектория движения точки В – прямая, т.е. по существу является теорией кривошипно-шатунного механизма, в котором учитываются конечные величины соотношения r/l.Строим графики зависимости перемещения, скорости и ускорения точки подвеса штанговой колонны от угла поворота кривошипа (через 300) по формулам приближенной теории кинематики СК.Перемещение точки подвеса штанг [8, стр. 144]:SА=К1Кr1-cosφ+r22lsinφ, где φ=ωtСкорость точки подвеса штанг:vA=К1Кωrsinφ+r2lsin2φУскорение точки подвеса штанг:wA=К1Кω2rcosφ+rlcos2φТак, проведем расчет для угла 300:SА=2,11,5∙0,541-cos300+0,5422∙1,8sin300=0,223ω=πn30=3,14∙0,630=0,0628vA=2,11,5∙0,0628∙0,54sin300+0,542∙1,8sin⁡(2∙300)=0,045wA=2,11,5∙0,0842∙0,54cos300+0,541,8cos⁡(2∙300)=0,004Результаты расчета для всех значений угла поворота представлены в таблице 9.1.Таблица 9.1угол поворота ϕперемещение s, мскорость v, м/сускорение w, м/с200,0000,0000,006300,2230,0450,004600,6670,0690,001901,2140,066-0,0021201,7170,045-0,0031502,0420,021-0,0031802,1000,000-0,0022101,878-0,021-0,0032401,433-0,045-0,0032700,886-0,066-0,0023000,383-0,0690,0013300,058-0,0450,004360-0,0010,0000,006График зависимости перемещения, скорости и ускорения точки подвеса штанговой колонны от угла поворота кривошипа представлен на рис. 9.2.Рисунок 9.2 – График зависимости перемещения, скорости и ускорения точки подвеса штанговой колонны от угла поворота кривошипа. Расчет по приближенной теорииЭлементарная теория основана на следующих допущениях: преобразующий механизм станка-качалки рассматривается как обычный кривошипно-шатунный (т.е. r/l=0; r/k=0). Точка В движется по прямой. Строим графики зависимости перемещения, скорости и ускорения точки подвеса штанговой колонны от угла поворота кривошипа (через 300) по формулам приближенной теории кинематики СК.Перемещение точки подвеса штанг:SА=К1Кr1-cosφСкорость точки подвеса штанг:vA=К1КωrsinφУскорение точки подвеса штанг:wA=К1Кω2rcosφТак, проведем расчет для угла 300:SА=2,11,5∙0,541-cos300=0,141vA=2,11,50,0628∙0,54sin300=0,033wA=2,11,50,06282∙0,54cos300=0,004Результаты расчета для всех значений угла поворота представлены в таблице 9.2.Таблица 9.

Список литературы

1. Аванесов В.А. Насосно-компрессорные трубы: учеб. пособие / В.А. Аванесов, Е.М. Москалева. – Ухта: УГТУ, 2000 – 52 с.
2. Архипов К.И. Справочник по станкам-качалкам / К.И. Архипов, В.И. Попов, И.В. Попов. – Альметьевск: отдел оперативной полиграфии управления «ТатАСУнефть» АО «Татнефть», 2000 – 146 с.
3. Батманова О.А. Расчет машин, оборудования для подготовки добычи нефти и газа: учеб. пособие / О.А. Батманова. – Ухта: УГТУ, 2012 – 66 с.
4. Батманова О.А. Определение производительности и КПД ШСНУ, изучение кинематики станка-качалки: метод. указания к выполнению лабораторной работы / О.А. Батманова. - Ухта: УГТУ, 2010 – 12 с.
5. Лекомцев А.В. Оценка глубины подвески штанговых глубинных насосов в скважинах Уньвинского месторождения / А.В. Лекомцев // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2011. – № 01
6. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти / И.Т. Мищенко. – М: Недра, 1989 – 245 с.
7. Мищенко И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: учеб. пособие для вузов / И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный. – М.: Недра, 1984. – 272 с.
8. Молчанов Г.В. Машины и оборудование для добычи нефти и газа: учебник для вузов / Г.В. Молчанов, А.Г. Молчанов. – М.: Недра, 1984 – 464 с.
9. Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование: учеб. пособие. – Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», 2008 – 416 с.
10. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти: учебник для техникумов / А.М. Юрчук, А.З. Истомин. – М.: Недра, 1979 – 271 с.
Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.
* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.
© Рефератбанк, 2002 - 2022