Проектування режимних параметрів роботи свердловини

 

 

Рисунок 2. 1 - Схема штангової насосної установки:

а – загальна схема: 1 –  свердловинний насос; 2 –насосно-компресорні труби; 3 – штанги; 4 –трійник; 5 – сальник; 6 – план-шайба; 7 – полірований шток; 8 – траверси; 9 – підвіска; 10 – головка балансира; 11 – балансир; 12 – опора; 13 –кривошип; 14 – шатун; 15 – редуктор; 16 – електродвигун; 17 – рама; 18 – бетонна основа; 19 –анкерні болти; 20 – роторна противага; 21 – балансирна противага;

Опора балансира − вісь, обидва кінці якого встановлені  на сферичних роликопідшипниках, поміщених  у чавунні корпуси. Середня частина  осі квадратного перетину двома  скобами прикріплена до нижньої  полиці балансира.

Траверсу шарнірно з’єднує  балансир із двома паралельно працюючими        шатунами. У верстатах з комбінованим і кривошипним зрівноважуванням  траверса фігурна у вигляді звареної балки коробчатого перетину, а у верстатах з балансирним зрівноваженням траверсою є вісь.

Шатун − сталева трубна заготовка, в один кінець якої уварена  верхня головка шатуна, а в інший  − башмак. На станках-качалках моделей 4СК − 9СК верхня головка шатуна прикріплена  до пальця; на верстатах моделей 1СК − 3СК до самої траверси. Палець верхньої головки шатуна, у свою чергу, шарнірно з’єднаний із траверсою. Башмак болтами  прикріплений до корпуса сферичного роликопідшипника пальця кривошипа.

Кривошип перетворить  обертальний рух ведучого вала редуктора  у вертикальний зворотно-поступальний рух колони штанг. Зміна довжини  ходу точки підвісу штанг досягається  зміною радіуса кривошипа.

У станках-качалках комбінованим і кривошипним зрівноважуванням на кривошипі встановлені противаги, що переміщаються за допомогою спеціальних  ходових гвинтів, встановлених у  торцевих пазах кривошипа. Обертанням гвинта здійснюється механізоване переміщення  противаги по кривошипі. По закінченні переміщення противагу закріплюють  на кривошипі, затягуючи гайки на спеціальних болтах.

Редуктор − двоступінчастий  з циліндричними зубчастими колесами, розташованими симетрично щодо його подовжньої осі. Ведучий (швидкохідний) вал обертається в роликопідшипниках  з циліндричними роликами. На кінцях ведучого вала маються конічні цапфи, на яких розташовані шків клиноременної  передачі і гальмо. Проміжний і  ведучий (кривошипний) вали встановлюють у конічних роликопідшипниках. На обидва кінці веденого вала насаджені кривошипи. Змащення зубчастої передачі й опор валів − з масляної ванни (картера).

Гальмо станка-качалки  − двох колодкове. Права і ліва колодки прикріплені до редуктора  за допомогою пальця. Колодки за допомогою стяжного пристрою охоплюють гальмовий шків, насаджений на ведучий вал редуктора. Стяжний пристрій складається з ходового гвинта з правим і лівим різьбленням і двох гайок, закріплених на рухливих кінцях колодок. Рукоятка гальма насаджена на стяжний гвинт, для зручності і безпеки при роботі винесена в коней рами за електродвигун.

Усі станки-качалки укомплектовані огородженнями поручневого типу, що закривають доступ людей до частин механізму, що рухаються, під час  його роботи.

Для полегшення обслуговування вузлів балансира на його стінці монтують сходи, а у верхній частині  − запобіжні пояси, що забезпечують безпеку роботи.

Довжина ходу точки підвісу  штанг визначається розмірами окремих  ланок механізму станка-качалки. Очевидно, що амплітуда коливань точки  підвісу шатуна до балансира дорівнює двом радіуса кривошипа. Якщо обидва плеча балансира одинакові по довжині, то довжина ходу чепцевого штока дорівнює      подвійному радіусу кривошипа.

В усіх конструкціях станків-качалок  передбачена можливість зміни довжину  ходу чепцевого штоку відповідно до заданих параметрів роботи штангового насоса. З цією метою на кривошипах роблять додаткові отвори для  кріплення шатуна. Переставляючи  нижні кінці шатунів з одних  отворів в інші, одержують різний робочий радіус кривошипа і різну  довжину ходу чепцевого штока.

Число качків балансира станка-качалки відповідає частоті обертання кривошипного вала і залежить від характеристики встановленого двигуна і передаточного відношення понижуючої трансмісії.

 Число качків балансира або змінюють підбором двигуна з відповідною характеристикою, або, що робиться частіше, зміною діаметра шківа на валу електродвигуна.

  Експлуатація нафтових свердловин штанговими насосами − один з основних способів механізованого видобутку нафти. Майже 70% діючого фонду нафтових свердловин експлуатуються за допомогою цих насосів. Штангові насоси призначені для видобутку нафти при глибині підвіски насоса до 3500 м і при дебіті свердловин від декількох до 400 т/добу.

Свердловиний штанговий  насос являє собою плунжерний насос спеціальної конструкції, пристосований для роботи в свердловинах на великій глибині. Привід його здійснюється з поверхні через колону спеціальних  штанг.

Насосна установка складається  з насоса, що знаходиться в свердловині, і станка-качалки, установленого  на поверхні устя. Циліндр насоса закріплений  на кінці спущених у свердловину  насосо-компресорних (піднімальних) труб, а плунжер підвішений на колоні штанг. Сама верхня штанга (сальниковий шток) з’єднана з головкою балансира станка-качалки  канатною чи ланцюговою підвіскою. У  верхній частині плунжера встановлений нагнітальний клапан, а в нижній частині − всмоктувальний клапан.

Колона насосних труб, по якій рідина від насоса піднімається на поверхню, закінчується на усті трійником. У верхній частині трійника розташований сальниковий пристрій, призначений  для запобігання витоку рідин  уздовж сальникового штока, що рухається. Через бічний відвід трійника рідини зі свердловини направляється у  викидну лінію.

Зворотно-поступальний рух колоні насосних штанг передається від електродвигуна через редуктор і кривошипно-шатунний механізм станка-качалки.

Принцип дії насоса наступний. При русі плунжера нагору всмоктувальний клапан під тиском рідини відкривається, у результаті чого рідина надходить  у циліндр насоса. Нагнітальний клапан у цей час закритий, тому що на нього діє тиск стовп рідини, що заповнила насосні труби.

При русі плунжера униз всмоктувальний клапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається і рідина з  циліндра переходить у простір над  плунжером. Таким чином, при ході плунжера нагору одночасно відбуваються усмоктування рідини в циліндр насоса і підйом її в насосних трубах, а при вході вниз − витиснення рідини з циліндра в порожнину труб. Ці ознаки характеризують штанговий (глибинний) насос як насос одинарної дії. При кожному наступному ході плунжера в циліндр надходить майже та сама кількість рідини, що потім переходить у труби і поступово піднімається до устя свердловини.

При безперервній роботі насоса рівень рідини в НКТ зростає.

Штангові (глибинні) насоси по конструкції і способу встановлення розділяються на дві основні групи: невстановлені і встановлені. У  кожній з цих груп насоси встановлюють різних типів, що відрізняються конструктивними  особливостями, габаритами, пристроєм  плунжера.

Невстановлені насоси характерні тим, що їхні основні вузли (циліндр  і плунжер) спускаються в свердловину  окремо: циліндр − на насосних трубах, а плунжер у зборі з всмоктувальними і нагнітальними клапанами − на штангах.

Підйом невставного насоса зі свердловин також здійснюється в  два прийоми: спочатку витягають  штанги з плунжером і клапаном, а потім труби з циліндром.

Вставний же насос спускають  у свердловину в зібраному  виді (циліндр разом із плунжером) на насосних штангах і витягають  його на поверхню також у зібраному  вигляді шляхом підйому цих штанг. Насос встановлюють і закріплюють  за допомогою спеціального замкового  пристосування, що спускають заздалегідь  у свердловину на трубах. У результаті цього для зміни вставного  насоса (при необхідності заміни окремих  вузлів чи насоса в цілому) досить підняти  на поверхню тільки насосні штанги, насосні ж труби залишаються  постійно в свердловині; їх витягають  лише при необхідності виправлення  замкового пристосування, що на практиці буває рідко. Таким чином, зміна  вставного насоса вимагає значно менше часу, ніж невставного, крім того, при використанні такого насоса менше зношуються насосні труби, тому що немає необхідності їх спускати і піднімати, а також відгвинчувати і загвинчувати при кожній зміні насоса.

Ці переваги вставного  насоса мають особливе призначення  при експлуатації глибоких свердловин, у яких спуско-підйомні операції при  підземному ремонті займають багато часу.

В даний час балансирні верстати-качалки випускаються по ГОСТ 5866—76. Залежно від параметрів приводів що врівноважують вантаж установлюється або на балансирі, або на кривошипі  редуктора, або і тут і там. Відповідно спосіб зрівноваження називають  балансирним, роторним або комбінованим .

До складу верстата-качалки  входять наступні основні вузли: рама із стійкою, балансир з опорою та противагами, два шатуни, два кривошипи з противагами, редуктор, клинопасова передача, гальмо, злектродвигун, канатна підвіска сальникового штока.

Одним з недоліків балансирних  верстатів-качалок є їх велика маса. Це зумовлює необхідність спорудження масивного фундаменту, спорудження якого є достатньо складним і трудомістким.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Проектування режимних параметрів роботи свердловини

 

Вихідні дані

Глибина свердловини, м                                           Н=1334;

Діаметр експлуатаційної  колони, м                         D=0,154;

Пластовий тиск, МПа                                                Р_пл=4,6;

Тиск насичення  нафти газом, МПа                          Р_н=7,2;

Густина дегазованої  нафти, кг/м³                           ρ_н=842,0;

Густина пластової  води, кг/м³                                  ρ_в =1078,0;

Прогнозований дебіт рідини, т/доб.                        Q_р=2,3;

Обводненість продукції                                            n_в=0,71;

Динамічний  рівень рідини, м                                   h_д=1020;

Занурення насоса під динамічний

рівень рідини, м                                                         h=40;

Середній  газовий фактор, м³/м³                               G₀=73,0·0,842=61,466;

В’язкість дегазованої  нафти, Па·с                            μ_нд=4,69·10^-3;

Густина газу, кг/м³                                                     ρ_г=0,736;

Пластова  температура, К                                           Т_пл=72+273=345;

Густина повітря  при нормальних умовах, кг/м³         ρ_п=1,293;

Температура нейтрального шару, К                         Т_нш=280;

Глибина нейтрального шару, м                                 L_нш=20;

Температура при стандартних умовах ,К                 Т_ст=293;

Температура при нормальних умовах, К                  Т₀=273;

Атмосферний тиск, МПа                                            Р₀=0,1;

Коефіцієнт  пружності (модуль Юнга), Па                Е_пр=2·10¹¹;

 

 

3.1. Розрахунок технологічних параметрів роботи свердловини

 

Вибір обладнання та режиму роботи свердловини  проводимо за допомогою діаграм  А.Н. Адоніна.

Визначаємо спочатку густину рідини,кг/м³:

=·(1-)+·=842·(1-0,71)+1078·0,71=1009,56 кг/м³; 

Коефіцієнт продуктивності свердловини:

К= т/доб·МПа,

К= =

=1,543 т/доб.

Визначаємо глибину спуску насоса:

L=Н-  =1334-+40 =1060 м.

При заданому проектному дебіту рідини 2,3 т/добу і глибині підвіски насосу 1060 м по діаграмі Адоніна вибираємо насос діаметром 28 мм. Нормальна робота глибинного насоса забезпечується при коефіцієнті подачі насоса =0,6. Тому вибираємо верстат-качалку типу 3СК=3=0,75=400 з максимальною довжиною ходу полірованого штока 0,75 м.

Ѕ=0,75 м;          d_пл=0,028 м;         α_н=0,6;           n=15.

Динамічність роботи установки  характеризується критерієм Коші:

ψ= ==0,314,

де ψ – критерій Коші;

     а-швидкість розповсюдження  звуку в колоні штанг          а=5300м/с.

Уточнене число качань визначаємо з умови забезпечення відкачування рідини:

n= , де – теоретична подача насоса,т/доб;

*-площа поперечного перерізу плунжера насоса, м²;

=1440⋅⋅n=1440⋅ ⋅Ѕ⋅n=1440⋅ ⋅0,75⋅15=9,975 т/доб.

*=6,158·10^-4 м²;

= = =3,46. Приймаємо 4 ходи за хвилину. n_ф=4.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Для заданої глибини спуску насоса приймаємо вставний насос типу НВ1С-29-21-14 для якого потрібні 60 мм НКТ. Приймаємо одноступеневу колону штанг 16 мм.

 

3.2. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів роботи свердловини

 

Густину рідини на прийомі насоса приймемо як середню густину рідини в свердловині, умовно прийнявши  незмінною густину води по стовбуру свердловини.

= , кг/м³.

Спочатку визначимо густину  нафти при пластових умовах:

=⋅(+⋅), де β=1+3,05⋅⋅,  β-об’ємний коефіцієнт нафти,

β=1+3,05⋅⋅61,466=1,187;

=1/1,187⋅(842+0,736⋅61,466)=747,166 кг/м³;