Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Івано-Франківський національний технічний
університет нафти і газу
Федорович Я.Т., Джус А.П.
МАШИНИ І ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ВИДОБУТКУ НАФТИ І ГАЗУ
Практикум
2007
Міністерство освіти і науки України
Івано-Франківський національний технічний
університет нафти і газу
Федорович Я.Т., Джус А.П.
МАШИНИ І ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ВИДОБУТКУ НАФТИ І ГАЗУ
Практикум
Для студентів спеціальності
“обладнання нафтових і газових промислів”
Івано-Франківськ
2007
МВ 02070855-1622-2005
Федорович Я.Т., Джус А.П. Машини і обладнання для видобутку нафти і газу. Практикум – Івано-Франківськ.: Факел, 2007. – с.
Практикум містить методичні вказівки для проведення практичних занять з дисципліни „Машини і обладнання для видобутку нафти і газу”. Розроблений у відповідності з чинним в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу навчальним планом підготовки бакалаврів спеціальності “Обладнання нафтових і газових промислів”. Може бути використаний студентами денної та заочної форм навчання.
Рецензент: доцент кафедри нафтогазового обладнання, канд. техн. наук Костриба І. В.
Дане видання – власність ІФНТУНГ. Забороняється тиражування та розповсюдження.
ЗМІСТ
|
Практичне заняття № 1……………………………….. Вибір фонтанної арматури та розрахунок її елементів на міцність |
|
|
Практичне заняття № 2…………..…………..……….. Розрахунок параметрів і вибір обладнання для експлуатації нафтових свердловин установками електровідцентрового насоса |
|
|
Практичне заняття № 3……………………………….. Вибір обладнання для заданих умов експлуатації свердловини з допомогою штангової свердловинної насосної установки ) |
|
|
Практичне заняття № 4……………………………….. Вивчення конструкції, розрахунок параметрів і вибір обладнання для промивання піщаних пробок |
|
|
Практичне заняття № 5……………………………….. Вивчення конструкції, розрахунок параметрів і вибір обладнання для поточного ремонту свердловин |
|
|
|
Практичне заняття № 1
Вибір фонтанної арматури та розрахунок її елементів на міцність
1 Мета заняття
1.1 Набуття практичних навиків рішення задач, які пов’язані із вибором фонтанної арматури.
1.2 Визначення зусиль, які діють на фланцеві з’єднання.
1.3 Розрахунок на статичну міцність основних елементів фланцевого з’єднання.
2.1 Обґрунтування вибору схеми фонтанної арматури, позначення її згідно вимог діючого Державного стандарту.
2.2 Вибір типу фланцевого з’єднання і типу ущільнювального кільця.
2.3 Обґрунтування і вибір типу запірних і регулюючих пристроїв.
2.4 Проведення перевірочного розрахунок на міцність фланця, який з’єднує трубну головку та фонтанну ялинку.
2.5 Складання методики випробування фонтанної арматури після її монтажу на усті свердловини.
Фонтанна арматура призначена для герметизації устя свердловин, контролю і регулювання режиму їх експлуатації, а також для проведення різноманітних технологічних операцій у помірному та холодному кліматичних районах для середовищ, що містять СО2, Н2S і пластову воду.
Фонтанна арматура складається із трубної головки і фонтанної ялинки.
Трубна головка призначена для підвішування одного або декількох рядів насосно-компресорних труб, їх герметизації, а також для виконання технологічних операцій при освоєнні, експлуатації та ремонті свердловин.
Фонтанна ялинка призначена для направлення продукції свердловини у викидну лінію, регулювання режиму експлуатації, для встановлення спеціальних пристроїв (лубрікатора) при опусканні свердловинних приладів або скребків для очищення труб від парафіну, заміру тиску і температури середовищ, а також для проведення деяких технологічних операцій.
1- манометр; 2 – запірний пристрій до манометра; 3 – фланець під манометр; 4 – запірний пристрій; 5 – трійник (хрестовик); 6 – дросель; 7 – перевідник трубної головки.
Рисунок 1.1 – Схеми фонтанних ялинок
а б
а – трубна обв’язка однієї колони насосно-компресорних труб;
б – трубна обв’язка двох концентрично розміщених колон насосно-компресорних труб;
1- фланець; 2- запірний пристрій; 3- трубна головка; 4- манометр із запірно-розрядним пристроєм.
Рисунок 1.2 – Схеми трубних обв’язок фонтанних арматур
Збирається фонтанна ялинка за схемами трійникового та хрестового типу згідно ГОСТ 13846-89 за схемами 1 – 6 (рисунок 1.1).
Типові схеми трубних обв’язок фонтанних арматур повинні відповідати наведеним на рисунку 1.2.
Самі фонтанні арматури утворюються сукупністю типових схем фонтанних ялинок з трубними обв’язками.
Держстандартом передбачено виготовлення фонтанних арматур з діаметром стволової частини фонтанної ялинки 50, 65, 80, 100, 150 мм на робочі тиски 14, 21, 35, 70, 105, 140оМПа у комбінаціях поданих у таблиці 1.2.
Для шифрування фонтанної арматури прийняті наступні позначення: АФХ1Х2Х3-Х4Х5Х6Х7, де АФ – арматура фонтанна; Х1 - позначення способу підвішування колони насосно-компресорних труб (в трубній головці не позначається, в перевіднику трубної головки-К); Х2 - позначення типової схеми ялинки згідно ГОСТ 13846-89 (при двохрядній концентричній підвісці насосно-компресорних труб додається буква “а”); Х3 – спосіб керування запірними пристроями (з ручним керуванням не позначається, з дистанційним – Д, з автоматичним – А, з дистанційним і автоматичним – В); Х4 – умовний прохід стволової частини ялинки (50, 65, 80, 100 і 150 мм); через дріб вказується умовний прохід бокового відводу (50, 65, 80 і 100 мм) (при співпаданні з умовним проходом стволової частини не вказується); Х5 - робочий тиск, МПа (14, 21, 35, 70, 105 і 140 МПа); Х6 - кліматичне виконання: для помірної кліматичної зони – не позначається; для холодної кліматичної зони - ХЛ; Х7 - виконання за корозійною стійкістю: К1 – для середовищ, що містять СО2 до 6%; К2 - для середовищ, що містять СО2 і Н2S до 6%; К3 - для середовищ, що містять Н2S до 25%. Наприклад, АФК6В-100х21К2 – арматура фонтанна з підвіскою колони насосно-компресорних труб на перевіднику трубної головки за схемою 6 (хрестового типу з однорядною колоною НКТ), з дистанційним та автоматичним керуванням засувок, умовним проходом стволової частини та бічних відводів 100 мм, розрахована на тиск 21 МПа для помірної кліматичної зони та корозійного середовища К2.
Стандартом передбачено виготовлення фонтанних арматур зі здвоєними стволовими запірними пристроями. Це як правило робиться при високих тисках на свердловині. Фонтанна арматура, яка має дві стволові засувки, також застосовується на свердловинах де передбачається періодичне багаторазове відкривання або закривання засувок, наприклад, при дослідницьких роботах. Одна із стволових засувок – робоча, а друга – резервна.
Фонтанні арматури трійникового типу можуть виготовлятися з двома боковими відводами. У такому випадку верхній є основним робочим відводом. При виході з ладу його деталей закривається стволовий запірний пристрій і пластова рідина направляється по нижньому відводу без зупинки роботи свердловини. Це зручно при необхідності ремонту верхнього відводу. Але розташування відводів по вертикалі (один над іншим) збільшує висоту арматури, що ускладнює її обслуговування.
Зважаючи на це, трійникову фонтанну арматуру рекомендується використовувати при низьких і середніх тисках. Арматуру трійникового типу з двома боковими відводами використовують на свердловинах з невисокими устьовими тисками в продукції яких можлива наявність піску та інших механічних домішок.
Для середніх і високих тисків рекомендується використовувати хрестову фонтанну арматуру. Хрестова арматура значно нижча ніж трійникова, що полегшує її обслуговування. Загальна висота арматури при хрестовій схемі і навіть при наявності здвоєних стволових запірних пристроїв менша, ніж висота трійникової арматури.
Використання фонтанної арматури хрестового типу на свердловинах, які мають в продукції механічні домішки, не рекомендується.
Фонтанну арматуру, розраховану на тиск 14 МПа, виготовляють за схемами 1, 3 і 5.
Фонтанну арматуру, розраховану на тиск 21 і 35 МПа, виготовляють за схемами 1 – 6, з умовним проходом 80 мм – за схемами 1, 5 і 6, з умовним проходом 100 і 150 мм – за схемою 6.
Фонтанну арматуру, розраховану на тиск 70 МПа, виготовляють за схемою 6.
Основними критеріями вибору ФА є робочий тиск і діаметром стволової частини фонтанної ялинки. Додаткові вихідні дані - характеристика пластової рідини , а саме: корозійна активність та наявність в ній механічних домішок.
Запірними пристроями фонтанної арматури служать прохідні пробкові крани і прямоточні засувки з примусовою або автоматичною подачею мастила, а також кульові, шиберні та дискові засувки. Для регулювання режиму експлуатації на бокових відводах ялинки встановлюються регульовані або нерегульовані дроселі зі змінною втулкою із зносостійкого матеріалу.
Елементи фонтанної арматури з’єднуються між собою в основному з допомогою фланцевих з’єднань.
Конструкція і параметри фланцевих з’єднань регламентуються стандартом ГОСТ 28919-91. Розмірний ряд фланцевих з’єднань характеризується двома параметрами – умовним діаметром і робочим тиском. Стандарт передбачає два типи конструктивного виконання фланцевих з’єднань:
Тип 1 - фланцеві з’єднання з зазором між торцями фланців.
Тип 2 - фланцеві з’єднання без зазору між торцями фланців.
від зусилля затягування фланців і внутрішнього тиску.
Рисунок 1.3 - Фланець типу 1
Діапазон використання фланцевих з’єднань з зазором між торцями, а також конструкція і параметри фланців приведені відповідно на рисунку 1.3 та в таблиці 1.3. З’єднання передбачає використання сталевих ущільнювальних прокладок ортогонального поперечного перерізу з двостороннім контактом. Ущільнення з’єднання досягається в результаті створення контактних напружень на спряжених поверхнях, величина яких залежить
.
Рисунок 1.4 – Фланець типу 2
Діапазон використання фланцевих з’єднань без зазору між торцями, а також конструкція і параметри фланців приведені відповідно на рисунку 1.4 та в таблиці 1.4. З’єднання передбачає використання сталевих ущільнювальних прокладок ортогонального поперечного перерізу з одностороннім контактом. При складанні такого фланцевого з’єднання прокладка дотикається лише до зовнішньої поверхні ущільнювальної канавки на фланці. При затягуванні шпильок з’єднання прокладка зазнає радіальної деформації, в результаті чого, в зоні контакту прокладки з ущільнювальною канавкою виникають контактні напруження. Даний тип фланцевого з’єднання належить до самоущільнювальних з’єднань. Внаслідок одностороннього контакту прокладки і канавки підвищення внутрішнього тиску приводить до підвищення контактних напружень між прокладкою і зовнішньою поверхнею канавки, в результаті чого підвищується герметичність з’єднання
Конструкція фланцевого з’єднання 2-го типу має експлуатаційні переваги перед з’єднанням типу 1. Воно є менш вразливим до згинаючих зусиль, що можуть діяти на устьове обладнання в процесі експлуатації.
Рисунок 1.5 – Прокладка типу П
Рисунок 1.6 – Прокладка типу БХ
Діючим стандартом передбачено використання сталевих прокладок ортогонального поперечного перерізу двох типів: тип П – для ущільнення фланцевих з’єднань з зазором між торцями фланців(рисунок 1.5, таблиця 1.5); тип БХ – для ущільнення фланцевих з’єднань без зазору між торцями фланців(рисунок 1.6, таблиця 1.6)
4.1 Згідно таблиці 1.1 і варіанту отриманого у викладача вибрати вихідні дані.
4.2 Обґрунтувати параметри ФА (діаметр стволової частини фонтанної ялинки та тиск) та вибір її схеми враховуючи рекомендації пункту 3.
Діаметр стволової частини фонтанної ялинки визначається за дебітом свердловини з умови оптимальної швидкості руху продукції пласта у насосно-компресорних трубах та самій фонтанній ялинці. Для нафтових свердловин швидкість рекомендується приймати близькою до 0,5 м/с.
Секундна подача свердловини, м3/с
, (1.1)
де F - площа поперечного перерізу стволової частини фонтанної ялинки ,
, м2; (1.2)
- рекомендована швидкість переміщення продукції пласта, м/с.
Тоді діаметр стволової частини фонтанної ялинки
. (1.3)
Для газових свердловин швидкість рекомендується приймати близькою до 5 м/с і при визначенні необхідного діаметру стволової частини фонтанної ялинки приводити дебіт свердловини до очікуваного тиску на усті:
, (1.4)
де - атмосферний тиск, МПа;
- очікуваний дебіт газу, 106 м3/добу;
- очікуваний тиск на усті, МПа.
Обчислене значення діаметра стволової частини необхідно привести до стандартного більшого значення.
Підібравши діаметр та тиск фонтанної арматури необхідно встановити схему за якою вона повинна збиратися. При виборі схеми ФА необхідно враховувати значення діаметра, очікуваного тиску і характеристику продукції пласта. При цьому необхідно скористатися інформацією поданою у таблиці 1.2 та наступними рекомендаціями:
-при наявності в продукції пласта механічних домішок, з метою забезпечення проведення ремонтних робіт без зупинки роботи свердловини, використовувати фонтанну арматуру трійникового типу із двома боковими відводами;
-при значній корозійній активності продукції пласта, а також при високих тисках використовувати фонтанну арматуру зі здвоєними запірними пристроями.
З метою забезпечення керування режимом роботи свердловини обґрунтувати і вибрати типи запірних і регулюючих пристроїв на стволовій частині і бокових відводах фонтанної ялинки та трубної головки. При цьому скористатися довідковою інформацією поданою у таблиці 1.7.
4.3 Вибрати типорозмір фланцевого з’єднання.
Для робочих тисків 14, 21, 35 МПа застосовуються фланцеві з’єднання виконання 1 із зазором між торцями фланців. Вони комплектуються прокладками типу П ортогонального поперечного перерізу з двостороннім контактом(рисунок 1.3, 1.5). При робочих тисках більших ніж 35 МПа використовуються фланцеві з’єднання виконання 2 без зазору між торцями і прокладками типу БХ ортогонального поперечного перерізу з одностороннім контактом (рисунок 1.4, 1.6). Розміри фланців вибираються у відповідності до прохідних отворів стволової частини фонтанної ялинки встановлених у попередньому пункті. Для проведення подальших розрахунків параметри фланців вибрати із таблиць 1.3 і 1.4, а відповідних їм прокладок - таблиць 1.5 і 1.6.При виборі матеріалу прокладок необхідно врахувати корозійну активність продукції пласта (таблицяі1.10)
4.4 Провести перевірочний розрахунок на міцність фланця, який з’єднує трубну головку і фонтанну ялинку.
4.4.1 Визначити зусилля, що діють на фланцеве з’єднання.
При експлуатації фланцевого з’єднання на свердловині на його елементи діють зусилля , які виникають в результаті затягування ущільнюючого стику з врахуванням тиску пластової рідини.
Якщо застосовується прокладка з двостороннім контактом розрахунок ведеться за формулою
, Н, (1.5)
де - середній діаметр прокладки, м;
- тиск робочої рідини, па;
- ефективна ширина прокладки, м;
, (1.6)
- ширина прокладки, м;
m - коефіцієнт, який враховує пружні властивості матеріалу прокладки (для нафти значення m становить від 5 до 6, для газу – від 10 до 12, менші значення приймають для м’яких сталей, більші – для більш твердих, а при використанні сталі 12Х18Н9Т m=7).
У випадку одностороннього дотику поверхні проточки розрахунок зусилля затягування з’єднання ведеться за формулою
, Н, (1.7)
де - зусилля від тиску робочої рідини, Н;
- залишкові зусилля від затягування, які повинні бути достатніми для забезпечення герметичності з’єднання, Н;
, (1.8)
, (1.9)
, , (1.10)
де - коефіцієнт Пуассона (=0,3);
- робоча висота прокладки, м
, (1.11)
- радіус округлення прокладки, м;
- внутрішній і зовнішній радіуси прокладки відповідно, м.
4.4.2 Провести перевірочний розрахунок фланця на статичну міцність.
При проведенні перевірочного розрахунку необхідно врахувати, що при виготовленні деталей устьового обладнання, на які діє внутрішній тиск, слід використовувати матеріали, що забезпечують механічні властивості деталей після кінцевої обробки не нижчі вказаних в таблиці 1.8. Конкретні марки сталей потрібно вибрати із переліку поданого у таблиці 1.9. При виборі врахувати рекомендації таблиці 1.8 і умови в яких буде експлуатуватися обладнання
Перевірочний розрахунок на статичну міцність проводиться в залежності від умовного моменту згину , який діє у небезпечному перерізі А-А (рисунок 1.7). При цьому напруження згину
, (1.12)
де - границя текучості матеріалу фланця, Па;
- згинальний момент, Н.м.
, (1.13)
де - зусилля затягування з’єднання, Н;
- плече згину, м
, (1.14)
а – схема руйнування фланцевого з’єднання; б – механізм ущільнення фланцевого з’єднання першого типу; в - механізм ущільнення фланцевого з’єднання другого типу
Рисунок 1.7 – Схема фланцевого з’єднання
де - ділильний діаметр кола центрів отворів під шпильки, м;
- середній діаметр небезпечного січення, м,
, (1.15)
де - більший діаметр шийки;
- момент опору фланця в небезпечному перерізі, м3
, (1.16)
де - ширина торця прокладки, м;
- повна висота тарілки фланця, м;
- глибина канавки, м.
4.4.3 Провести розрахунок шпильки.
Внутрішній діаметр шпильки по впадині різьби визначається за формулою
, (1.17)
де - границя текучості матеріалу шпильки, Па;
z – число шпильок у фланцевому зєднанні;
- коефіцієнт запасу міцності шпильки, .
Механічні властивості матеріалу заготовок або готових шпильок в термообробленому стані повинні відповідати вказаним у таблиці 1.10.
Типорозмір шпильок вибирається із врахуванням попередньо визначеного діаметра різьби по впадинах.
4.4.4 Провести розрахунок циліндричної частини елементів фонтанної арматури.
Товщина стінки циліндричної частини фонтанної арматури розраховується як для товстостінної посудини за формулою
, (1.18)
де - внутрішній діаметр циліндричної частини, м;
- робочий тиск продукції пласта, МПа;
- допустимі напруження на розтяг, МПа (прийняти рівними допустимим напруженням згину);
- припуск на корозію, м (2-5мм).
Припуск на корозію слід приймати у відповідності до умов експлуатації фонтанної арматури
4.5 Скласти методику випробування фонтанної арматури після її монтажу на усті свердловини.
При складанні методики випробовування фонтанної арматури необхідно врахувати, що після монтажу на усті свердловини її випробовують тільки на герметичність, а тиск випробовування не повинен перевищувати тиску випробовування експлуатаційної колони.
5 Питання для самоконтролю
5.1 Вкажіть призначення фонтанної арматури та її функції, типові схеми фонтанних ялинок, обв’язки трубних головок.
5.2 Перелічіть основні параметри фонтанних арматур.
5.3 Встановіть область раціонального застосування фонтанних арматур.
5.4 Які навантаження діють на елементи фонтанних арматур, яке їх походження та методика розрахунку?
5.5 Назвіть швидкозношувані елементи фонтанних арматур та способи їх заміни.
5.6 Перелічіть роботи, що виконуються при монтажі фонтанної арматури.
6.1 Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1984. -464 с.
6.2 Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983. -342 с.
6.3 Абдулаев Ю.Г., Велиев Т.К., Джафаров Ш.Т. Монтаж, эксплуатация и ремонт оборудования фонтанних и нагнетательных скважин. - М.: Недра, 1989.
6.4 ГОСТ13846-89. Арматура фонтанная и нагнетательная. Типове схемы и основне параметры.
6.5 Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. – М: ГПУ Изд-во “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – Ч. 1 – 768 с.
Таблиця 1.1 – Вихідні дані до практичного заняття
|
Варіанти |
Продукція свердловини |
Очікуваний тиск на усті, МПа |
Дебіт нафти, м3добу (газу, 106 м3добу) |
Корозійна актив-ність продукції свердловини |
Наявність піску в продукції свердловини |
Тиск опресовки експлуатаційної колони, МПа |
Кліматичні умови |
|
1 |
газ |
20 |
0,8 |
6% СО2 |
відсутній |
35 |
норм. |
|
2 |
нафта |
31 |
60 |
15% Н2S |
1,0 гл |
39 |
норм. |
|
3 |
нафта |
44 |
95 |
6% Н2S |
5,0 гл |
60 |
хол. |
|
4 |
газ |
55 |
1,3 |
до6% СО2 |
відсутній |
64 |
норм. |
|
5 |
нафта |
65 |
140 |
10% СО2 |
1,5 гл |
69 |
норм. |
|
6 |
газ |
18 |
0,6 |
відсутня |
відсутній |
20 |
норм. |
|
7 |
нафта |
39 |
170 |
відсутня |
6,0 гл |
44 |
норм. |
|
8 |
газ |
39 |
1,5 |
20% Н2S |
відсутній |
44 |
норм. |
|
9 |
нафта |
50 |
100 |
відсутня |
3,0 гл |
63 |
хол. |
|
10 |
нафта |
13 |
33 |
20% Н2S |
0,5 гл |
19 |
норм. |
|
11 |
нафта |
25 |
40 |
відсутня |
1,5 гл |
36 |
норм. |
|
12 |
нафта |
40 |
70 |
відсутня |
0,6 гл |
43 |
норм. |
|
13 |
нафта |
86 |
99 |
4% СО2 |
1,4 гл |
90 |
норм. |
|
14 |
газ |
41 |
1,85 |
15% Н2S |
відсутній |
45 |
норм. |
|
15 |
нафта |
69 |
195 |
відсутня |
0,2 гл |
70 |
норм. |
|
16 |
нафта |
61 |
160 |
відсутня |
0,1 гл |
65 |
норм. |
|
17 |
нафта |
20 |
39 |
відсутня |
1,7 гл |
22 |
норм. |
|
18 |
газ |
26 |
0,55 |
5% Н2S |
відсутній |
30 |
норм. |
|
19 |
нафта |
37 |
59 |
відсутня |
5,5 гл |
39 |
хол. |
|
20 |
нафта |
33 |
50 |
відсутня |
1,1 гл |
36 |
норм. |
|
21 |
газ |
19 |
0,9 |
10% Н2S |
відсутній |
22 |
норм. |
|
22 |
нафта |
59 |
165 |
відсутня |
0,7 гл |
62 |
норм. |
|
23 |
нафта |
49 |
120 |
відсутня |
1,5 гл |
55 |
норм. |
|
24 |
нафта |
18 |
45 |
відсутня |
4,0 гл |
26 |
хол. |
|
25 |
газ |
40 |
1,2 |
3% СО2 |
відсутній |
51 |
норм. |
Таблиця 1.2 - Параметри фонтанних арматур.
|
Умовний прохід, мм |
Робочий тиск, МПа |
||
|
ствола ялинки |
бокових відводів ялинки |
бокових відводів трубної головки |
|
|
50 |
50 |
50 |
14,21,35,70,105,140 |
|
65 |
50,65 |
50,65 |
|
|
80 |
50,65,80 |
14,21,35,70,105 |
|
|
100 |
65,80,100 |
65 |
21,35,70 |
|
150 |
100 |
21 |
Таблиця 1.3 - Параметри фланців типу 1. Розміри, мм
|
Позначення фланця |
Діаметр прохідного отвору d,, не більше |
Діаметр ділильного кола центрів отворів під шпильки D1 |
Середній діаметр канавки під прокладку D3 |
Зовнішній діаметр D |
Діаметр шийки D4 |
Діаметр отворів під шпильки d1 |
K-ть отворів під шпильки |
Повна висота тарілки фланця h |
Ширина канавки b |
Глибина канавки f |
Позначення прокладки |
Різьба шпильок |
|
p = 14 МПа |
||||||||||||
|
50x14 |
52 |
127,0 |
82,5 |
165 |
84 |
19 |
8 |
34 |
12,0 |
8,0 |
П23 |
М16 |
|
65x14 |
65 |
149,0 |
101,6 |
190 |
100 |
23 |
8 |
37 |
12,0 |
8,0 |
П26 |
М20 |
|
80x14 |
80 |
168,0 |
123,8 |
210 |
118 |
23 |
8 |
40 |
12,0 |
8,0 |
П31 |
М20 |
|
100x14 |
103 |
216,0 |
149,2 |
275 |
153 |
25 |
8 |
46 |
12,0 |
8,0 |
П37 |
М22 |
|
180x14 |
180 |
292,0 |
211,1 |
355 |
223 |
28 |
12 |
56 |
12,0 |
8,0 |
П45 |
М24 |
|
p = 21 МПа |
||||||||||||
|
50x21 |
52 |
165, |
95,2 |
215 |
105 |
25 |
8 |
46 |
12.0 |
8,0 |
П24 |
М22 |
|
65x21 |
65 |
190,5 |
107,9 |
245 |
124 |
28 |
8 |
50 |
12,0 |
8,0 |
П27 |
М24 |
|
80x21 |
80 |
190,5 |
123,8 |
242 |
127 |
25 |
8 |
46 |
12,0 |
8,0 |
П31 |
М22 |
|
100x21 |
103 |
235,0 |
149,2 |
292 |
159 |
32 |
8 |
53 |
12.0 |
8,0 |
П37 |
М27 |
|
p = 35 МПа |
||||||||||||
|
50x35 |
52 |
165,0 |
95,2 |
215 |
105 |
25 |
8 |
46 |
12.0 |
8,0 |
П24 |
М22 |
|
65x35 |
65 |
190,5 |
107,9 |
245 |
124 |
28 |
8 |
50 |
12,0 |
8,0 |
П27 |
М24 |
|
80x35 |
80 |
203,0 |
136,5 |
265 |
134 |
32 |
8 |
56 |
12,0 |
8,0 |
П35 |
М27 |
|
100x35 |
103 |
241,0 |
161,9 |
310 |
162 |
36 |
8 |
62 |
12.0 |
8,0 |
П39 |
М33 |
Таблиця 1.4 - Параметри фланців виконання 2. Розміри, мм
|
Позначення фланця |
Діаметр прохідного отвору d, не більше |
Діаметр ділильного кола центрів отворів під шпильки D1 |
Зовнішній діаметр канавки під прокладку D3 |
Зовнішній діаметр D |
Діаметр шийки D4 |
Діаметр отворів під шпильки d1 |
Kількість отворів під шпильки |
Повна висота тарілки фланця h |
Ширина канавки b |
Глибина канавки f |
Позначення прокладки |
Різьба шпильок |
|
р = 70 МПа |
||||||||||||
|
50x70 |
52 |
158,5 |
86,2 |
200 |
100 |
23 |
8 |
44 |
12,6 |
6,0 |
БХ152 |
М20 |
|
65x70 |
65 |
184,0 |
102,8 |
230 |
121 |
25 |
8 |
51 |
14,1 |
6,8 |
БХ153 |
М22 |
|
80x70 |
78 |
216,0 |
119,0 |
270 |
142 |
28 |
8 |
58 |
15,4 |
7,5 |
БХ154 |
М24 |
|
100x70 |
103 |
258,5 |
150,6 |
315 |
183 |
32 |
8 |
70 |
17,7 |
8,3 |
БХ155 |
М27 |
|
р= 105 МПа |
||||||||||||
|
50x105 |
52 |
174,5 |
86,2 |
222 |
111 |
25 |
8 |
51 |
12,6 |
6,0 |
БХ152 |
М22 |
|
65x105 |
65 |
200,0 |
102,8 |
255 |
129 |
28 |
8 |
57 |
14,1 |
6,7 |
БХ153 |
М24 |
|
80x105 |
78 |
230,0 |
119,0 |
288 |
154 |
32 |
8 |
65 |
15,4 |
7,5 |
БХ154 |
М27 |
|
100x105 |
103 |
290,5 |
150,6 |
360 |
195 |
39 |
8 |
80 |
17,7 |
8,3 |
БХ155 |
М36х3 |
|
р = 140 МПа |
||||||||||||
|
50x140 |
52 |
230,2 |
86,2 |
287 |
154 |
32 |
8 |
72 |
12,6 |
6,0 |
БХ152 |
М27 |
|
65x140 |
65 |
261,9 |
102,8 |
325 |
173 |
36 |
8 |
80 |
14,1 |
6,8 |
БХ153 |
М33х3 |
|
80x140 |
78 |
287,3 |
119,0 |
357 |
192 |
39 |
8 |
86 |
15,4 |
7,5 |
БХ154 |
М36х3 |
|
100x140 |
103 |
357,2 |
150,6 |
446 |
243 |
48 |
8 |
107 |
17,7 |
8,3 |
БХ155 |
М45х3 |
Таблиця 1.5 - Розміри прокладок типу П, мм
|
Позначен-ня про- кладки |
Середній діаметр D, |
Висота h |
Ширина b |
Ширина торця b1 |
Маса, кг, не більше |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
П23 |
82,5 |
16 |
11,1 |
7,7 |
0,38 |
|
П24 |
95,2 |
16 |
11,1 |
7,7 |
0,41 |
|
П26 |
101,6 |
16 |
11,1 |
7,7 |
0,46 |
|
П27 |
107,9 |
16 |
11,1 |
7,7 |
0,49 |
|
П31 |
123,8 |
16 |
11,1 |
7,7 |
0,71 |
|
П35 |
136,5 |
16 |
11,1 |
7,7 |
0,97 |
|
П37 |
149,2 |
16 |
11,1 |
7,7 |
0,65 |
|
П39 |
161,9 |
16 |
П,1 |
7,7 |
1,20 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
П45 |
211,1 |
16 |
11,1 |
7,7 |
0,92 |
|
П46 |
211,1 |
18 |
12,7 |
8,7 |
2,05 |
|
П49 |
269,9 |
16 |
11,1 |
7,7 |
1,17 |
|
П50 |
269,9 |
21 |
15,9 |
10,5 |
2,10 |
|
П53 |
323,8 |
16 |
11,1 |
7,7 |
1,41 |
|
П54 |
323,8 |
21 |
15,9 |
10,5 |
2,60 |
|
П57 |
381,0 |
16 |
11,1 |
7,7 |
1,65 |
|
П65 |
469,9 |
16 |
11,1 |
7,7 |
2,10 |
|
П66 |
469,9 |
21 |
15,9 |
10,5 |
3,89 |
|
П73 |
584,2 |
18 |
12,7 |
8,7 |
2,18 |
|
П74 |
584,2 |
24 |
19,0 |
12,3 |
3,60 |
Продовження таблиці 1.5
Таблиця 1.6 - Розміри прокладок типу БХ, мм
|
Позна-чення про-кладки |
Зовніш-ній діаметр D |
Зовніш-ній діаметр торця D1, |
Шири-на b |
Шири-на торця b1 |
Висо-та h |
Діа-метр пере-пуск-ного отво-ру d |
Радіус скру-глен-ня R |
Маса, кг, не більше |
|
БХ152 |
84,7 |
83,2 |
10,20 |
8,8 |
10,2 |
1,6 |
1,0 |
0,19 |
|
БХ153 |
100,9 |
99,3 |
11,40 |
9,8 |
11,4 |
1,6 |
1,0 |
0,28 |
|
БХ154 |
116,8 |
115,1 |
12,40 |
10,6 |
12,4 |
1,6 |
1,2 |
0,38 |
|
БХ155 |
148,0 |
145,9 |
14,20 |
12,2 |
14,2 |
1,6 |
1,2 |
0,65 |
|
БХ156 |
237,9 |
235,3 |
18,60 |
16,0 |
18,6 |
3,2 |
1,6 |
1,90 |
|
БХ157 |
294,5 |
291,5 |
21,00 |
18,0 |
21,0 |
3,2 |
2,0 |
2,90 |
|
БХ158 |
352,0 |
348,8 |
23,10 |
19,9 |
23,1 |
3,2 |
2,0 |
4,30 |
|
БХ159 |
426,7 |
423,1 |
25,70 |
22,1 |
25,7 |
3,2 |
2,5 |
6,70 |
|
БХ160 |
402,6 |
399,2 |
13,70 |
10,4 |
23,8 |
3,2 |
2,0 |
3,20 |
|
БХ162 |
475,5 |
473,5 |
14,20 |
12,2 |
14,2 |
1,6 |
1,2 |
4,00 |
|
БХ163 |
556,1 |
551,9 |
17,37 |
13,1 |
30,1 |
3,0 |
3,0 |
6,86 |
|
БХ164 |
570,5 |
556,3 |
24,58 |
20,3 |
30,1 |
3,0 |
3,0 |
9,80 |
|
БХ165 |
624,7 |
620,2 |
18,50 |
14,0 |
32,0 |
3,2 |
3.0 |
9,50 |
|
БХ166 |
640,0 |
635,5 |
26,10 |
21,6 |
32,0 |
3,2 |
3,0 |
14,40 |
|
БХ167 |
759,4 |
754,3 |
13,10 |
8,0 |
35,9 |
1,6 |
3,2 |
10,00 |
|
БХ168 |
765,2 |
760,2 |
16,00 |
11,0 |
35,9 |
1,6 |
3,2 |
14,00 |
Таблиця 1.7 – Запірні пристрої фонтанних арматур
|
Запірний пристрій |
Габаритні розміри |
Маса, кг |
||
|
L |
B |
H |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Крани пробкові прохідні з мастилом типу КППС (Юго-Камський машинобудівний завод нафтопромислового обладнання |
||||
|
КППС-65Х14 КППС-65Х14ХЛ |
350 350 |
195 195 |
420 420 |
53 53 |
|
Крани прохідні кульові типу КПШ |
||||
|
КПШ-50Х14 КПШ-50Х14ХЛ КПШ-65Х14 КПШ-65Х14ХЛ |
350 350 350 350 |
195 195 195 195 |
218 218 245 245 |
31,3 31,3 40,6 40,6 |
|
Засувки прямоточні шиберні маслонаповнені типу ЗПШ |
||||
|
ЗПШ-65Х14 ЗПШ-65Х14ХЛ ЗПШ-65Х21 ЗПШ-65Х21ХЛ ЗПШ1-65Х21 ЗПШ1-65Х21ХЛ |
350 350 420 420 350 350 |
195 195 245 245 195 195 |
560 560 565 565 580 580 |
66 66 96 96 72 72 |
|
Засувки прямоточні шиберні типу ЗМ і ЗМС (Конотопський арматурний завод) |
||||
|
ЗМ-65Х21 ЗМ-100Х21 ЗМ-50Х35 ЗМ-65Х35 ЗМ-80Х35 ЗМ-100Х35 ЗМ-50Х70 ЗМ-80Х70 ЗМ-50Х105 ЗМ-80Х105 ЗМС-50Х70 ЗМС-80Х70 |
350 511 350 350 473 549 521 619 485 590 520 620 |
195 295 215 195 265 310 200 270 222 268 200 270 |
610 824 598 610 785 824 640 800 714 923 956 1185 |
80 300 86 85 213 320 175 240 225 349 195 340 |
|
Засувки прямоточні шиберні типу ЗМ і ЗМС (Воронезький механічний завод) |
||||
|
ЗМС-65Х14 К2 ЗМС-65Х21 К1 ЗМС-65Х21 К2 ЗМС-80Х21 К1 ЗМС-80Х21 К2 |
254 320 320 414 414 |
333 350 350 435 435 |
600 630 780 750 750 |
53 64 64 88 88 |
Продовження таблиці 1.7
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
ЗМС-100Х21 К1 ЗМС-100Х21 К2 ЗМС-100Х21 К3 ЗМС-150Х21 К1 ЗМС-50Х35 К1 ЗМС-50Х35 К2 ЗМС-50Х35 К3 ЗМС-65Х35 К1 ЗМС-65Х35 К2 ЗМС-65Х35 К3 ЗМС-80Х35 К1 ЗМС-80Х35 К2 ЗМС-80Х35 К3 ЗМС-100Х35 К1 ЗМС-100Х35 К2 ЗМС-50Х70 К1 ЗМС-50Х70 К2 ЗМС-50Х70 К3 ЗМС-65Х70 К1 ЗМС-65Х70 К2 ЗМС-65Х70 К3 ЗМС-80Х70 К1 ЗМС-80Х70 К2 ЗМС-80Х70 К3 ЗМС-100Х70 К1 ЗМС-100Х70 К2 ЗМС-100Х70 К3 |
470 470 470 610 342 342 342 380 380 380 364 364 364 530 530 360 360 360 530 530 530 604 604 604 650 650 650 |
480 480 480 613 372 372 372 422 422 422 473 473 473 522 450 520 520 520 565 565 565 619 619 619 680 670 680 |
930 930 930 1280 640 640 640 800 800 800 890 890 890 988 988 770 770 770 760 760 760 880 880 880 900 1030 900 |
218 218 218 353 96 96 96 116 116 116 243 243 243 360 360 195 195 195 287 287 287 340 340 340 380 380 380 |
|
Засувки прямоточні шиберні типу ЗМАД |
||||
|
ЗМАД-50Х70 ЗМАД-80Х70 ЗМАД-50Х70К2 ЗМАД-80Х70К2 |
500 650 500 650 |
355 500 355 500 |
980 1117 980 1130 |
196 328 196 328 |
|
Засувки дискові типу ЗД |
||||
|
ЗД 65-21М ЗДШ 65-21М ЗД 65-35М ЗДШ 65-35М |
350 350 420 420 |
230 230 500 500 |
315 315 315 315 |
73 75 81 83 |
Таблиця 1.9 –Вимоги до механічних властивостей матеріалів для виготовлення корпусних деталей фонтанної арматури.
|
Робочий тиск, МПа |
Тип матеріалу |
Механічні властивості |
||
|
Межа текучості, МПа |
Тимчасовий опір, МПа |
Відносне видовження, % |
||
|
7,14 |
1 |
295 |
480 |
19 |
|
21,35,70 |
2 |
410 |
620 |
16 |
|
105,140 |
3 |
520 |
685 |
14 |
Таблиця 1.10 - Механічні властивості матеріалів для виготовлення корпусних деталей фонтанної арматури.
|
Марка |
Термічна обробка |
Механічні властивості |
Умови експлуата-ції |
||
|
Межа теку-чості, МПа |
Тимча-совий опір, МПа |
Віднос-не видов-ження, % |
|||
|
38Х2МЮА |
гартування, відпуск |
850 |
1000 |
14 |
холодний клімат |
|
30ХМА |
гартування, відпуск |
750 |
950 |
12 |
холодний клімат |
|
40ХН |
гартування, відпуск |
800 |
1000 |
11 |
холодний клімат |
|
35 |
нормалізація |
320 |
540 |
20 |
помірний клімат |
|
35ХМ |
гартування в маслі, відпуск |
900 |
1000 |
11 |
помірний клімат |
|
40Х |
гартування в маслі, відпуск |
800 |
1000 |
10 |
помірний клімат |
|
30 |
нормалізація |
300 |
500 |
21 |
помірний клімат |
|
30ХМЛ-3 |
нормалізація, гартування і відпуск |
400 550 |
600 700 |
12 12 |
будь-які кліматичні умови |
|
40Л |
нормалізація, гартування і відпуск |
300 350 |
530 550 |
14 14 |
помірний клімат |
Таблиця 1.11 - Вимоги до механічних властивостей матеріалів заготовок або готових шпильок в термообробленому стані.
|
Тип фланцевого з’єднання |
Межа текучості, МПа |
Тимчасовий опір, МПа |
Відносне видовження, % |
Ударна в’язкість, Дж/см2 |
|
Не менше, ніж |
||||
|
1 |
637 |
785 |
13 |
59 |
|
2 |
722 |
865 |
16 |
59 |
Таблиця 1.12 – Рекомендації щодо матеріалів сталевих прокладок фланцевих з’єднань.
|
Марка сталі |
Твердість НВ, не більше |
Корозійне середовище |
|
08 ГОСТ 1050 |
109 |
Нормальне |
|
20 ГОСТ 1050 |
127 |
Нормальне |
|
08кп ГОСТ 1050 |
98 |
Нормальне |
|
12Х18Н9Т ГОСТ 5632 |
160 |
Корозійне К1 |
|
10Х17Н13М3Т ГОСТ 5632 |
160 |
Корозійне К3 |
Практичне заняття № 2
Розрахунок параметрів і вибір обладнання для експлуатації нафтових свердловин установками електровідцентрового насоса
1.1 Вивчення умов експлуатації і параметрів установок електровідцентрових насосів.
1.2 Отримання практичних навиків з розрахунку параметрів і вибору обладнання для експлуатації свердловини установками електровідцентрових насосів.
2 Завдання заняття
2.1 Вибір вузлів установки електровідцентрового насоса для заданих умов видобутку нафти із свердловини .
2.2 Перевірка вибраного обладнання з врахуванням параметрів пластової рідини.
2.3 Перевірка установки на можливість використання її у даній свердловині.
Рисунок 2.1 – Схема установками електровідцентрового насоса
Склад вузлів установки ЕВН і їх розташування приведені на рисунку 2.1. Заглибний електровідцентровий насос багатоступінчастий і містить від 80 до 400 ступеней. Рідина поступає в насос через сітку, розташовану у нижній його частині. Насос подає рідину із свердловини в колону НКТ. Заглибний електродвигун – маслозаповнений, герметичний. Для попередження попадання в нього пластової води передбачений вузол гідрозахисту, який складається із протектора і компенсатора або самого протектора. Вал двигуна з допомогою шліцьової муфти з’єднаний із валом протектора і через нього з валом насоса. Вали мають частоту обертання 2800 – 2950 хв-1.
Електроенергія з поверхні до двигуна подається з допомогою кабелю. Поруч з колоною НКТ монтується круглий кабель, а біля насоса і протектора – плоский. Виконання плоского кабелю дозволяє дещо збільшити діаметр насоса і двигуна. Можливий варіант використання плоского кюбеля по всій довжині колони НКТ. Автотрансформатор або трансформатор призначений для живлення установок заглибних електровідцентрових насосів від промислової мережі, компенсації втрат по довжині кабелю. Станція керування дозволяє включати і відключати установку в ручному або автоматичному режимах і відключати її при аварійному режимі роботи (недовантаження або перевантаження). Колона НКТ обладнана зворотним і зливним клапанами. Зворотний клапан дозволяє при зупинці насоса зберегти в колоні НКТ рідину. Запуск в такому випадку проходить при заповненій колоні тобто при великому напорі. При великих напорах насос потребує меншої привідної потужності у порівнянні із меншим напором і великою подачею. Зливний клапан дозволяє звільнити колону від рідини перед підйомом агрегату із свердловини.
Установки ЕВН розроблені для свердловин із обсадними колонами 146 і 168 мм. У зв’язку з цим насоси виконуються різних типорозмірів звичайного і модульного виконання. Також конструкція заглибного відцентрового насоса може бути звичайною, зносостійкою, а також підвищеної корозійної стійкості. Діаметри і склад вузлів насоса в основному одинакові для всіх виконань.
Досвід експлуатації установок показує, що для їх ефективного використання велике значення має правильний вибір вузлів установки по характеристиці свердловин і створення найбільш вигідних умов для їх роботи. Необхідно врахувати вплив в’язкості пластової рідини і газу на параметри роботи установки, створити найбільш раціональні умови на прийомі насоса, уточнити параметри роботи двигуна, кабелю, труб і при необхідності підібрати їх більш раціональні типорозміри. В цілому порядок вибору вузлів установки ЕВН може бути наступним:
4.1 Згідно таблиці 2.1 і варіанту, отриманого у викладача, вибрати вихідні дані.
4.2 Підібрати установку електровідцентрового насоса в такій послідовності:
4.2.1 Визначити густину суміші на ділянці „вибій свердловини – прийом насоса” з врахуванням спрощень:
, кг/м3, (2.1)
де - густина відсепарованої нафти, кг/м3;
- густина пластової води, кг/м3 (=1050 кг/м3);
- густина газу у звичайних умовах, кг/м3 (=1,3 кг/м3);
- газовий фактор, м3/м3;
- обводненість пластової рідини, долі одиниці (= 0,20);
- об’ємний коефіцієнт нафти, долі одиниці,
. (2.2)
4.2.2 Визначити вибійний тиск, при якому забезпечується даний дебіт свердловини:
, МПа, (2.3)
де - пластовий тиск, МПа;
- дебіт свердловини, м3/добу;
- коефіцієнт продуктивності свердловини, м3/(добуі.іМПа);
4.2.3 Визначити глибину розташування динамічного рівня при заданому дебіті продукції пласта:
, м, (2.4)
де - глибина свердловини, м;
- вибійний тиск, Па;
- густину суміші, кг/м3;
- прискорення вільного падіння, м/с2.
4.2.4 Визначити тиск на прийомі насоса, при якому вміст газу на прийомі насоса не перевищує гранично – допустиме значення
, МПа (2.5)
де - гранично допустиме значення газовмісту на прийомі насоса, долі одиниці(.= 0,15);
- тиск насичення, МПа.
4.2.5 Визначити глибину підвішування насоса:
, м, (2.6)
де - глибина розташування динамічного рівня у свердловині, м;
- тиск на прийомі насоса, Па;
- густину суміші, кг/м3.
У випадку коли глибина підвішування насоса визначена з умови неперевищення гранично-допустимого значення вмісту газу на прийомі насоса є більшою за глибину свердловини, необхідно глибину підвішування насоса вибрати з врахуванням глибини свердловини, а нормальну роботу насоса забезпечити шляхом використання газового сепаратора.
4.2.6 Визначити об’ємний коефіцієнт рідини при тиску на прийомі насоса:
, (2.7)
де - об’ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення;
- об’ємна обводненість продукції;
- тиск на прийомі насоса, МПа;
- тиск насичення, МПа.
4.2.7 Визначити дебіт пластової рідини на прийомі насоса:
. (2.8)
4.2.8 Визначити об’ємну кількість вільного газу на прийомі насоса:
, (2.9)
де - газовий фактор, м3/м3.
4.2.9 Об’ємний вміст газу на прийомі насоса:
, (2.10)
- тиск на прийомі насоса, МПа;
- атмосферний тиск, МПа;
- кількість вільного газу на прийомі насоса, м3/м3.
4.2.10 Визначити витрату газу на прийомі насоса:
. (2.11)
4.2.11 Визначити приведену швидкість газу в перерізі обсадної колони на прийомі насоса:
, м/с, (2.12)
де - витрата газу на прийомі насоса, м3/с;
- площа перерізу свердловини на прийомі насоса, м2 (площа кільцевого простору між внутрішньою стінкою експлуатаційної колони і корпусом відцентрового насосу, діаметр якого необхідно попередньо прийняти відповідно до діаметра експлуатаційної колони).
4.2.12 Визначити реальний газовміст на прийомі насоса:
, (2.13)
де - швидкість спливання бульбашок газу, що залежить від обводненості пластової рідини, м/с ( = 0,02 м/с при 0,5 або = 0,16 м/с при 0,5).
4.2.13 Визначити роботу газу на ділянці „вибій – прийом насоса”:
. (2.14)
4.2.14 Визначити роботу газу на ділянці „нагнітання насоса – устя свердловини”:
, (2.15)
де ; (2.16)
. (2.17)
Величини з індексом „буф” відносяться до січення устя свердловини і є „буферними” тиском (тиском на усті свердловини), газовмістом і т.д. Для їх визначення необхідно повторити пункти, в яких визначаються аналогічні величини, а саме починаючи із 4.2.6
4.2.15 Визначити тиск насоса необхідний для підняття продукції пласта і забезпечення при цьому необхідного тиску на усті свердловини:
, (2.18)
де - глибина свердловини, м;
- буферний тиск (тиск на усті свердловини), Па;
- вибійний тиск, Па;
- тиск роботи газу на ділянці „вибій – прийом насоса”, Па;
- тиск роботи газу на ділянці „нагнітання насоса – устя свердловини”, Па.
4.2.16 За величиною подачі насоса на прийомі, необхідного тиску (напору насосу) і внутрішнього діаметра обсадної колони вибрати типорозмір заглибного відцентрового насоса і визначити величини, що характеризують роботу цього насоса в оптимальному режимі (згідно паспортної характеристики отриманої при випробуваннях на воді).
4.2.17 Визначити коефіцієнт зміни подачі насоса при роботі на нафтоводогазовій суміші відносно паспортної характеристики:
, (2.19)
де - ефективна в’язкість суміші, м2/с(=2мм2/с);
- оптимальна подача насоса згідно паспортної характеристики , м3/с.
4.2.18 Визначити коефіцієнт зміни ККД насоса через вплив в’язкості:
. (2.20)
4.2.19 Визначити коефіцієнт сепарації газу на вході в насос:
(2.21)
де fекв - площа перерізу свердловини на прийомі насоса, м2.
- дебіт пластової рідини на прийомі насоса, м3/с.
4.2.20 Визначити відносну подачу пластової рідини на вході в насос:
, (2.22)
де - подача в оптимальному режимі згідно паспортної характеристики, м3/с.
4.2.21 Визначити відносну подачу на вході в насос у відповідній точці паспортної характеристики насоса:
, (2.23)
4.2.22 Визначити газовміст на вході в насос:
, (2.24)
4.2.23 Визначити коефіцієнт зміни напору насоса при роботі на в’язкій рідині:
, (2.25)
4.2.24 Визначити коефіцієнт зміни напору насоса з врахуванням впливу газу:
, (2.26)
де . (2.27)
4.2.25 Визначити напір насоса на воді при оптимальному режимі:
, (2.28)
де - густина води, кг/м3 (кг/м3).
4.2.26 Визначити необхідне число ступеней насосу:
, (2.29)
де - напір однієї ступені вибраного насосу.
Напір однієї ступені вибраного насосу визначається на основі характеристики насоса поданої в методичних вказівках.
Дана характеристика подана для насоса, який містить сто ступеней. Тому для визначення напору однієї ступені необхідно визначити напір при заданій подачі і розділити його на 100.
Число Z округлюється до більшого цілого значення і порівнюємо із стандартним значенням числа ступеней вибраного типорозміру насосу. Якщо розрахункове число ступеней виявляється більшим, ніж вказане в технічній характеристиці на вибраний типорозмір насосу, то необхідно вибрати наступний стандартний типорозмір з більшим числом ступеней і повторити розрахунок починаючи з пункту 4.2.18.
Якщо розрахункове число ступеней виявилось меншим, ніж вказане в технічній характеристиці, але їх різниця складає не більше 5%, вибраний типорозмір насосу залишається для подальшого розрахунку. Якщо стандартне число ступеней перевищує розрахункове на 10%, то необхідно розбирати насос і видалити лишні ступені. Подальший розрахунок ведеться з пункту 4.2.18 для нових значень робочої характеристики.
4.2.27 Визначити ККД насоса з врахуванням впливу в’язкості, вільного газу і режиму роботи:
, (2.30)
де - максимальний ККД насоса згідно паспортної характеристики.
4.2.28 Визначити потужність насоса, Вт:
. (2.31)
4.2.31 Перевірити можливість розміщення вибраного обладнання в експлуатаційній колоні заданого типорозміру.
Зовнішній діаметр двигуна, насоса і підйомних труб вибирають з врахуванням розміщення їх разом з кабелем в експлуатаційній колоні даного діаметру (рисунок 2.2). При цьому мають на увазі, що заглибний насос і безпосередньо приєднані до нього НКТ утворюють жорстку систему і розташування їх у свердловині повинно розглядатися спільно. Для збереження цілісності кабелю і усунення небезпеки прихоплення агрегату обладнання у експлуатаційній колоні повинно розміщатися із зазором рівним 5-10 мм.
Найбільший основний розмір заглибного агрегату рівний різниці між внутрішнім діаметром експлуатаційної колони і допустимим зазором.
Основний діаметр агрегату з врахуванням плоского кабелю:
, (2.32)
де - зовнішній діаметр електродвигуна, мм;
- зовнішній діаметр насоса, мм;
- товщина плоского кабелю, мм;
- товщина металічного поясу, що кріпить кабель до агрегату.
Рисунок 2.2 – Схема розміщення в свердловині заглибного агрегату, НКТ і кабелю
Основний розмір агрегату з врахуванням насосно-компресорних труб і круглого кабелю:
, (2.33)
де - зовнішній діаметр електродвигуна, мм;
- діаметр муфти насосно-компресорної труби, мм;
- діаметр круглого кабелю, мм.
Якщо , що можливе при великому діаметрі насосно-компресорних труб, то вище агрегату слід встановити 100-150 м насосних труб меншого діаметру, при якому .
5 Питання для самоконтролю
5.1 Яке призначення, принцип роботи та область застосування обладнання УЕВН?
5.2 Яке обладнання входить в комплект заглибного насосного агрегату?
5.3 В якому порядку проводиться розрахунок параметрів обладнання установки?
5.4 Опишіть методику вибору і розрахунку параметрів обладнання УЕВН.
6.1 Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1984. -464 с.
6.2 Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983. -342 с.
6.3 Нефтепромысловое оборудование. Справочник. Под редакцией Е.И. Бухаленко. - М.: Недра, 1990. –559с.
6.4 Чичеров Л.Г. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. - М.: Недра, 1987. –416с.
6.5 Довідник з нафтогазової справи / За заг. ред. докторів наук В.С.Бойка, Р.М.Кіндрата, Р.С.Яремійчука. - К.: Львів, 1996. – 620с.
6.6 Беззубов А.В., Шелкалин Ю.В. Насосы для добычи нефти. - М.: Недра, 1986. – 224с.
6.5 Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. – М: ГПУ Изд-во “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – Ч. 1 – 768 с.
Таблиця 2.1 – Вихідні дані до практичного заняття
|
Варіант |
Умовний діаметр експлуатаційної колони, мм |
Товщина стінки, мм |
Глибина свердловини, м |
Заданий дебіт свердловини, м3/добу |
Пластовий тиск, МПа |
Коефіцієнт продуктивності, м3/(добу.МПа) |
Густина від -сепарованої нафти, кг/м3 |
Газовий фактор,м3/м3 |
Необхідний тиск на усті свердло-вини, МПа |
|
1 |
168 |
9 |
2400 |
76 |
15,6 |
8 |
860 |
35 |
1,2 |
|
2 |
168 |
10,6 |
2362 |
124 |
16,0 |
13 |
850 |
55 |
2,0 |
|
3 |
146 |
10 |
2400 |
121 |
14,0 |
14,5 |
855 |
48 |
1,8 |
|
4 |
146 |
10,7 |
1707 |
104 |
17,3 |
9,5 |
853 |
49 |
1,6 |
|
5 |
146 |
10,7 |
2250 |
221 |
15,9 |
25 |
872 |
62 |
1,3 |
|
6 |
168 |
9 |
2376 |
96 |
16,6 |
10 |
843 |
52 |
2,0 |
|
7 |
168 |
9 |
2250 |
60 |
15,9 |
8,5 |
851 |
47 |
1,7 |
|
8 |
146 |
10,7 |
1875 |
48 |
15,6 |
7,3 |
862 |
60 |
1,85 |
|
9 |
168 |
9 |
1856 |
142 |
14,7 |
16,3 |
860 |
35 |
1,6 |
|
10 |
168 |
9 |
1847 |
162 |
15,4 |
18,8 |
860 |
55 |
1,45 |
|
11 |
146 |
10 |
2983 |
94 |
21,0 |
15,1 |
850 |
48 |
1,5 |
|
12 |
146 |
10,7 |
1750 |
81 |
27,2 |
6,1 |
855 |
49 |
1,2 |
|
13 |
146 |
10,7 |
1600 |
110 |
29,0 |
5,4 |
853 |
62 |
2,0 |
|
14 |
168 |
10,6 |
1804 |
159 |
23,0 |
11,1 |
872 |
52 |
1,8 |
|
15 |
146 |
10,7 |
1691 |
85 |
28,5 |
4,5 |
843 |
47 |
1,6 |
|
16 |
146 |
10,7 |
2200 |
84 |
28,3 |
5,0 |
851 |
60 |
1,3 |
|
17 |
146 |
10,7 |
1875 |
70 |
28,7 |
3,6 |
862 |
35 |
2,0 |
|
18 |
146 |
10 |
1690 |
95 |
24,2 |
6,8 |
860 |
55 |
1,7 |
|
19 |
168 |
9 |
1551 |
73 |
26,4 |
4,7 |
850 |
48 |
1,85 |
|
20 |
168 |
9 |
1539 |
64 |
27,6 |
3,2 |
855 |
49 |
1,6 |
|
21 |
146 |
10,7 |
1791 |
50 |
19,2 |
3,2 |
853 |
62 |
1,45 |
|
22 |
146 |
10 |
1826 |
45 |
17,0 |
4,0 |
872 |
52 |
1,5 |
|
23 |
168 |
10,6 |
1558 |
92 |
19,7 |
7,0 |
843 |
47 |
1,2 |
|
24 |
168 |
9 |
1830 |
225 |
15,9 |
28,5 |
851 |
60 |
1,9 |
|
25 |
168 |
10,6 |
1856 |
85 |
16,8 |
7,0 |
862 |
70 |
2,1 |
Таблиця 2.2 – Рекомендації для вибору групи установки
|
Група установки |
Поперечний габарит заглибного агрегату з кабелем, не більше, мм |
Внутрішній діаметр експлуатаційної колони, не менше, мм |
|
5 5А 6 |
112 124 137 |
121,7 130 144,3 |
Таблиця 2.3 – Основні технічні параметри кабелів
|
Кількість та переріз жил(мм2) |
Поперечні розміри зростків кабелів, мм |
|
|
КПБП(плоский) |
КПБК(круглий) |
|
|
3х10 3х16 3х25 |
25х50 25х50 30х64 |
39 39 44 |
Таблиця 2.4 – Технічна характеристика електровідцентрових насосів
|
Насос |
Показник |
Число модулів-секцій |
Число ступеней |
|||||||||
|
Подача, м3/добу |
Напір, м |
Потужність, кВт |
ККД насоса, %: |
загальне |
№2(довжина 2 м) |
№3(довжина 3 м) |
№5(довжина 5 м) |
загальне |
в модулі-секції |
|||
|
№2 |
№3 |
№5 |
||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
ЭЦНМ5-50-1000 ЭЦНМК5-50-1000 ЭЦНМ5-50-1100 ЭЦНМК5-50-1100 ЭЦНМ5-50-1300 ЭЦНМК5-50-1300 ЭЦНМ5-50-1550 ЭЦНМК5-50-1550 ЭЦНМ5-50-1700 ЭЦНМК5-50-1700 ЭЦНМ5-50-2000 ЭЦНМК5-50-2000 |
50 |
990 990 1150 1150 1360 1360 1565 1565 1725 1725 1980 1980 |
13,06 13,06 15,17 15,17 17,94 17,94 20,65 20,65 22,76 22,76 23,13 23,13 |
43 |
1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 2 2 |
- - - - 1 1 - - - - - - |
- - 2 2 - - 1 1 3 3 - - |
1 1- - 1 1 1 1 - - 2 2 |
192 192 224 224 264 264 304 304 336 336 384 384 |
- - - - 72 72 - - - - - - |
- - 112 112 - - 112 112 112 112 - - |
192 192 - - 192 192 192 192 - - 192 192 |
|
ЭЦНМ5-80-900 ЭЦНМК5-80-900 ЭЦНМ5-80-1050 ЭЦНМК5-80-1050 ЭЦНМ5-80-1200 ЭЦНМК5-80-1200 ЭЦНМ5-80-1400 ЭЦНМК5-80-1400 ЭЦНМ5-80-1550 ЭЦНМК5-80-1550 ЭЦНМ5-80-1800 ЭЦНМК5-80-1800 ЭЦНМ5-80-2000 ЭЦНМК5-80-2000 |
80 |
900 900 1050 1050 1235 1235 1425 1425 1575 1575 1800 1800 1950 1950 |
15,86 15,86 18,51 18,51 21,77 21,77 25,12 25,12 27,76 27,76 31,73 31,73 34,37 34,37 |
51,5 |
1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 2 2 3 3 |
- - - - 1 1 - - - - - - - - |
- - 2 2 - - 1 1 3 3 - - 2 2 |
1 1 - - 1 1 1 1 - - 2 2 1 1 |
196 196 228 228 269 269 310 310 342 342 392 392 424 424 |
- - - - 73 73 - - - - - - - - |
- - 114 114 - - 114 114 114 114 - - 114 114 |
196 196 - - 196 196 196 196 - - 196 196 196 196 |
Продовження таблиці – 2.4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
ЭЦНМ5-125-750 ЭЦНМК5-125-750 ЭЦНМ5-125-850 ЭЦНМК5-125-850 ЭЦНМ5-125-1000 ЭЦНМК5-125-1000 ЭЦНМ5-125-1200 ЭЦНМК5-125-1200 ЭЦНМ5-125-1300 ЭЦНМК5-125-1300 ЭЦНМ5-125-1500 ЭЦНМК5-125-1500 ЭЦНМ5-125-1600 ЭЦНМК5-125-1600 ЭЦНМ5-125-1800 ЭЦНМК5-125-1800 |
125 |
745 745 860 860 1025 1025 1175 1175 1290 1290 1490 1490 1605 1605 1770 1770 |
18,06 18,06 20,85 20,85 24,85 24,85 28,49 28,49 31,28 31,28 36,13 36,13 38,92 38,92 42,92 42,92 |
58,5 |
1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 2 2 3 3 3 3 |
- - - - 1 1 - - - - - - - - 1 1 |
- - 2 2 - - 1 1 3 3 - - 2 2 - - |
1 1 - - 1 1 1 1 - - 2 2 1 1 2 2 |
165 165 192 192 227 227 261 261 288 288 330 330 357 357 392 392 |
- - - - 62 62 - - - - - - - - 62 62 |
- - 96 96 - - 96 96 96 96 - - 96 96 - - |
165 165 - - 165 165 165 165 - - 165 165 165 165 165 165 |
|
ЦНМ5-200-650 ЭЦНМ5-200-750 ЭЦНМ5-200-800 ЭЦНМ5-200-950 ЭЦНМ5-200-1000 ЭЦНМ5-200-1100 ЭЦНМ5-200-1200 ЭЦНМ5-200-1300 ЭЦНМ5-200-1400 |
200 |
645 740 810 940 1010 1115 1210 1280 1410 |
29,28 33,59 36,76 42,66 45,84 50,61 54,92 58,10 64,0 |
50 |
2 2 3 2 3 3 3 4 3 |
1 - - - - 1 - - - |
- 1 3 - 2 - 1 3 - |
1 1 - 2 1 2 2 1 3 |
180 207 228 262 283 311 338 359 393 |
49 - - - - 49 - - - |
- 76 76 - 76 - 76 76 - |
131 131 - 131 131 131 131 131 131 |
|
ЭЦНМ5А-160-800 ЭЦНМК5А-160-800 ЭЦНМ5А-160-950 ЭЦНМК5А-160-950 ЭЦНМ5А-160-1050 ЭЦНМК5А-160-1050 ЭЦНМ5А-160-1250 ЭЦНМК5А-160-1250 ЭЦНМ5А-160-1450 ЭЦНМК5А-160-1450 ЭЦНМ5А-160-1600 ЭЦНМК5А-160-1600 ЭЦНМ5А-160-1750 ЭЦНМК5А-160-1750 |
160 |
790 790 960 960 1085 1085 1270 1270 1440 1440 1580 1580 1750 1750 |
23,51 23,51 28,57 28,57 32,29 32,29 37,80 37,80 42,86 42,86 47,03 47,03 52,09 52,09 |
61 |
1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 2 2 3 3 |
- - - - 1 1 - - - - - - - - |
- - 2 2 - - 1 1 3 3 - - 2 2 |
1 1 - - 1 1 1 1 - - 2 2 1 1 |
160 160 186 186 220 220 253 253 279 279 320 320 346 346 |
- - - - 60 60 - - - - - - - - |
- - 93 93 - - 93 93 93 93 - - 93 93 |
160 160 - - 160 160 160 160 - - 160 160 160 160 |
|
ЭЦНМ5А-250-800 ЭЦНМК5А-250-800 ЭЦНМ5А-250-900 ЭЦНМК5А-250-900 ЭЦНМ5А-250-1000 ЭЦНМК5А-250-1000 ЭЦНМ5А-250-1100 ЭЦНМК5А-250-1100 ЭЦНМ5А-250-1200 ЭЦНМК5А-250-1200 ЭЦНМ5А-250-1300 ЭЦНМК5А-250-1300 ЭЦНМ5А-250-1400 |
250 |
795 795 885 885 1000 1000 1090 1090 1185 1185 1295 1295 1385 |
36,67 36,67 40,82 40,82 46,13 46,13 50,28 50,28 54,66 54,66 59,73 59,73 63,89 |
61,5 |
2 2 3 3 2 2 3 3 3 3 3 3 4 |
- - - - - - - - 1 1 - - - |
1 1 3 3 - - 2 2 - - 1 1 3 |
1 1 - - 2 2 1 1 2 2 2 2 1 |
146 146 162 162 184 184 200 200 218 218 238 238 254 |
- - - - - - - - 34 34 - - - |
54 54 54 54 - - 54 54 - - 54 54 54 |
92 92 - - 92 92 92 92 92 92 92 92 92 |
Продовження таблиці – 2.4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
ЭЦНМК5А-250-1400 ЭЦНМ5А-250-15001 ЭЦНМК5А-250-1500 ЭЦНМ5А-250-1600 ЭЦНМК5А-250-1600 ЭЦНМ5А-250-1700 ЭЦНМК5А-250-1700 ЭЦНМ5А-250-1800 ЭЦНМК5А-250-1800 |
250 |
1385 1500 1500 1590 1590 1685 1685 1795 1795 |
63,89 69,1969,19 73,34 73,34 77,72 77,72 82,80 82,80 |
61,5 |
4 3 3 4 4 4 4 4 4 |
- -- - - 1 1 - - |
3 -- 2 2 - - 1 1 |
1 33 2 2 3 3 3 3 |
254 276 276 292 292 310 310 330 330 |
- - - - - 34 34 - - |
54 - - 54 54 - - 54 54 |
92 92 92 92 92 92 92 92 92 |
|
ЭЦНМ6-250-900 ЭЦНМК6-250-900 ЭЦНМ6-250-1050 ЭЦНМК6-250-1050 ЭЦНМ6-250-1250 ЭЦНМК6-250-1250 ЭЦНМ6-250-1400 ЭЦНМК6-250-1400 ЭЦНМ6-250-1600 ЭЦНМК6-250-1600 ЭЦНМ6-250-1800 ЭЦНМК6-250-1800 |
250 |
915 915 1070 1070 1255 1255 1470 1470 1635 1635 1830 1830 |
41,2 41,2 48,18 48,18 56,51 56,51 66,16 66,19 73,62 73,62 82,4 82,4 |
63,0 |
1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 2 2 |
- - - - 1 1 - - - - - - |
- - 2 2 - - 1 1 3 3 - - |
1 1 - - 1 1 1 1 - - 2 2 |
147 147 172 172 202 202 233 233 258 258 294 294 |
- - - - 55 55 - - - - - - |
- - 86 86 - - 86 86 86 86 - - |
147 147 - - 147 147 147 147 - - 147 147 |
Таблиця 2.5 – Технічна характеристика електродвигунів
|
Виконання електродвигуна |
Номіналь-на потуж-ність, кВт |
Номіналь-на напруга, В |
Номіналь-ний струм, А |
ККД, % |
Коефі-цієнт потуж-ності |
|
|
нормальне |
корозійно-стійке |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ЭД16-103 |
ЭДК16-103 |
16 |
530 |
26 |
80,5 |
0,83 |
|
ЭД22-103 |
ЭДК22-103 |
22 |
700 |
27 |
||
|
ЭД32-103 |
ЭДК32-103 |
32 |
1000 |
27,5 |
||
|
ЭД45-103 |
ЭДК45-103 |
45 |
1050 |
37 |
79,5 |
0,84 |
|
ЭД32-103В ЭД32-103Н в зборі |
ЭДК32-103В ЭДК32-103Н в зборі |
31,5 31,5 63 |
750 750 1500 |
36,5 |
80,5 |
0,83 |
|
ЭД45-103В ЭД45-103Н в зборі |
ЭДК45-103В ЭДК45-103Н в зборі |
45 45 90 |
1050 1050 2100 |
37 |
79,5 |
0,84 |
|
ЭД45-117 |
ЭДК45-117 |
45 |
1000 |
36 |
84,5 |
0,86 |
|
ЭД63-117 |
ЭДК63-117 |
63 |
1400 |
36 |
||
|
ЭД45-117В ЭД45-117Н в зборі |
ЭДК45-117В ЭДК45-117Н в зборі |
45 45 90 |
975 975 1950 |
37 |
||
|
ЭД63-117В ЭД63-117Н в зборі |
ЭДК63-117В ЭДК63-117Н в зборі |
62,5 62,5 125 |
975 975 1950 |
51 |
84,5 |
0,86 |
|
ЭД90-123 |
ЭДК90-123 |
90 |
2200 |
32,5 |
85 |
0,86 |
Продовження таблиці – 2.5
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ЭД90-123В ЭД90-123Н в зборі |
ЭДК90-123В ЭДК90-123Н в зборі |
90 90 180 |
1075 1075 2150 |
66 |
||
|
ЭД83-123В ЭД83-123С ЭД83-123Н в зборі |
ЭДК83-123В ЭДК83-123С ЭДК83-123Н в зборі |
83,5 83,5 83,5 250 |
750 750 750 2250 |
88 |
85 |
0,86 |
|
ЭД90-130В ЭД90-130Н в зборі |
ЭДК90-130В ЭДК90-130Н в зборі |
90 90 180 |
1150 1150 2300 |
61 |
85 |
0,87 |
|
ЭД125-130В ЭД125-130Н в зборі |
ЭДК125-130В ЭДК125-130Н в зборі |
125 125 250 |
1150 1150 2300 |
85 |
||
|
ЭД120-130В ЭД120-130С ЭД120-130Н в зборі |
ЭДК120-130В ЭДК120-130С ЭДК120-130Н в зборі |
120 120 120 360 |
767 767 767 2300 |
122,5 |
Рисунок 2.3 - Характеристика насосів ЭЦНМ5, ЭЦНМК5 на подачу 50 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3.
Кількість ступеней –100.
Рисунок 2.4 - Характеристика насосів ЭЦНМ5, ЭЦНМК5 на подачу 80 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3.
Кількість ступеней –100.
Рисунок 2.5 - Характеристика насосів ЭЦНМ5, ЭЦНМК5 на подачу 125 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3.
Кількість ступеней –100.
Рисунок 2.6 - Характеристика насосів ЭЦНМ5, ЭЦНМК5 на подачу 200 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3.
Кількість ступеней –100.
Рисунок 2.7 - Характеристика насосів ЭЦНМ5А, ЭЦНМК5А на подачу 160 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3. Кількість ступеней –100.
Рисунок 2.8 - Характеристика насосів ЭЦНМ5А, ЭЦНМК5А на подачу 250 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3. Кількість ступеней –100.
Рисунок 2.9 - Характеристика насосів ЭЦНМ6, ЭЦНМК6 на подачу 250 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3.
Кількість ступеней –100.
Практичне заняття № 3
Вибір обладнання для заданих умов експлуатації свердловини з допомогою штангової свердловинної насосної установки
1.1 Набуття навиків вибору обладнання штангових свердловинних насосних установок для заданих умов експлуатації.
1.2 Виконання розрахунків з проектування колон насосних штанг.
1.3 Набуття навиків з визначення статичної міцності колони насосно-компресорних труб.
2.1 Вибір свердловинного насоса і підбір режимів відкачування.
2.2 Проектування колони насосних штанг.
2.3 Розрахунок колони насосно-компресорних труб на міцність.
2.4 Підбір приводу штангового свердловинного насоса.
3 Основні теоретичні відомості
Більше 80% нафтових свердловин на промислах України експлуатується штанговими свердловинними насосними установками (ШСНУ). В основному це пояснюється їх економічністю, гнучкістю і широкими можливостями застосування даної системи. До основних переваг ШСНУ слід віднести: технічно нескладний і швидкий монтаж; наявність великої гами типорозмірів свердловинних насосів, що дає можливість експлуатувати свердловини в широкому діапазоні дебітів і агресивності пластових флюїдів; можливість адаптації до змінних умов притоку рідини в свердловину за рахунок зміни частоти ходів плунжера, довжини ходу плунжера і ефективної поверхні плунжера свердловинного насоса; невимогливість до технічного обслуговування та інші.
ШСНУ для експлуатації одного пласта складається з приводу, устьового сальника, колони насосних штанг і насосно-компресорних труб (НКТ), а також штангового свердловинного насоса (вставного або невставного). Для закріплення в колоні НКТ вставного свердловинного насоса, який опускається на колоні насосних штанг, застосовується замкова опора. Циліндр невставного насоса опускається в свердловину на колоні НКТ, а плунжер – на колоні насосних штанг.
Призначення приводу штангового насоса – перетворення обертового руху вала електродвигуна у зворотно-поступальний рух точки підвісу штанг. Привід може бути механічним, гідравлічним і пневматичним. На даний час найбільшого поширення набули саме балансирні індивідуальні механічні приводи штангових свердловинних насосів – верстати-качалки (рисунок 3.1). Верстат-качалка комплектується набором змінних шківів для зміни числа коливань. Для швидкої зміни шківів і натягу пасів електродвигун встановлюється на рухомих салазках.
Верстати-качалки випускаються в двох виконаннях: СК (аксіальні) – семи типорозмірів, СКД (дезаксіальні) – шести типорозмірів.
Штангові свердловинні насоси (ШСН) призначені для відкачування із нафтових свердловин рідини обводненістю до 99%, температурою не більше 130оС, вмістимістю сірководню не більше 50 г/л, мінералізованої води не більше 10 г/л.
Свердловинні насоси виготовляються згідно стандарту наступних типів:
НВ1 – вставний з замком наверху насоса;
НВ2 – вставний з замком внизу насоса;
НН – невставний без вловлювача;
НН1 – невставний із захоплювальним штоком;
НН2 – невставний з вловлювачем.
Випускають насоси наступних конструктивних виконань:
за конструкцією циліндра: Б – з товстостінним суцільним (безвтулковим) циліндром; С – з складним (втулковим) циліндром;
за конструктивними особливостями, що визначають функціональне призначення (область застосування):Т – з порожнистим (трубчастим) штоком, який забезпечує підняття рідини по каналу колони трубчастих штанг; А – з щіпним пристроєм (тільки для насосів типу НН), який забезпечує щеплення колони насосних штанг з плунжером насоса; Д1 – одноступінчатий, двоплунжерний, який забезпечує створення гідравлічно-важкого низу; Д2 – двоступінчатий, двоплунжерний, який забезпечує стиснення відкачуваної
1 - верстат-качалка, 2 - фундамент, 3 - підвіска устьового штока, 4 - устьовий шток, 5 – обладнання устя, 6 – планшайба, 7 – муфта штангова, 8 – колона штанг, 9 - колона НКТ, 10 – колона експлуатаційна, 11 – опора замкова, 12 – насос свердловинний.
Рисунок 3.1 – Схема ШСНУ
рідини;
за стійкістю до середовища: без позначення – стійкі до середовища з вмістом механічних домішок до 1,3 г/л; З – стійкі до середовища з вмістом механічних домішок більше 1,3 г/л.
Відповідні типи насосів випускаються і за стандартами Американського нафтового інституту (АНІ). Система позначення штангових свердловинних насосів наведена в таблиці 3.15.
ШСН – гідравлічна машина об’ємного типу, де ущільнення між плунжером і циліндром досягається за рахунок високої точності їх робочих поверхонь і регламентованих зазорів. В залежності від розміру зазору в парі „циліндр – плунжер” випускають насоси п’яти груп посадок.
В залежності від призначення і області застосування ШСН плунжери і пари „сідло – кулька” клапанів випускають різних конструкцій, виконань і з різними видами зміцнення їх робочих поверхонь.
Плунжери насосів випускають в чотирьох виконаннях:
П1Х – з кільцевими канавками, циліндричною розточкою на верхньому кінці і з хромовим покриттям зовнішньої поверхні;
П2Х – теж саме без циліндричної розточки на верхньому кінці;
П1И – з кільцевими канавками, циліндричною розточкою на верхньому кінці і зміцненням зовнішньої поверхні напиленням зносостійкого порошку;
П2И – теж саме без циліндричної розточки на верхньому кінці.
Пари „сідло – кулька” клапанів насосів мають три виконання:
К – з циліндричним сідлом і кулькою із нержавіючої сталі;
КБ – теж саме з сідлом з буртиком;
КИ – з циліндричним сідлом із твердого сплаву і кулькою із нержавіючої сталі.
Тривала і безвідмовна робота насоса можлива тільки при умові правильного вибору типу і конструктивного виконання насоса у відповідності до умов видобутку на кожній конкретній свердловині.
Вибір насоса включає визначення:
- типу насоса (вставний чи невставний), в залежності від умов експлуатації (об’єм відкачуваної рідини, глибина спуску, діаметр НКТ);
- зазору між циліндром і плунжером (в залежності від в’язкості і вмісту механічних домішок у відкачуваній рідині);
- діаметра насоса, довжини циліндра, плунжера, подовжувачів (в залежності від в’язкості відкачуваної рідини, зазору і глибини відбору);
- матеріалів циліндра, плунжера, клапанів ( в залежності від корозійності і абразивності відкачуваної рідини).
При виборі типу ШСН для заданих умов експлуатації необхідно враховувати наступні рекомендації.
Вставні насоси рекомендується застосовувати при експлуатації свердловин великої та середньої глибини (висота підйому рідини більше 1000 м), а також при експлуатації свердловин, в яких для заміни насоса доводиться часто проводити спуско-підйомні роботи. Для заміни вставного насоса не потрібно піднімати із свердловини колону НКТ. Цим самим збільшується термін експлуатації НКТ, скорочується тривалість підземного ремонту свердловини.
Насоси з верхнім розміщенням замкової опори рекомендовано використовувати в свердловинах з:
- середнім і високим вмістом піску;
- середнім вмістом газу з глибиною, що не перевищує 1500 м;
- наявністю сірководню з глибиною, що не перевищує 1500 м;
- наявністю двоокису вуглецю з глибиною до 2000 м.
Використання насосів у свердловинах з глибиною спуску більше 2100 м не рекомендується.
Насоси з нижнім розміщенням замкової опори рекомендовано використовувати в свердловинах з:
- високим дебітом з глибиною, що не перевищує 900 м;
- низьким рівнем відкачуваної рідини з глибиною свердловини 900-2000 м;
- наявністю пластової води при глибині свердловини до 1500 м;
Невставні насоси доцільно використовувати переважно для значних дебітів на свердловинах з невеликою глибиною, коли вставні насоси не забезпечують необхідного відбору рідини.
Перевагою невставних насосів є їх використання із НКТ меншого діаметру, і при цьому забезпечення підйому великих об’ємів пластової рідини завдяки великому умовному діаметру. Застосування труб меншого діаметру сприяє кращому виносу піску завдяки великій швидкості висхідного потоку .
Невставні насоси можуть застосовуватися також при експлуатації свердловин в яких часто забруднюється вибій.
Обмеженість глибини спуску насоса обумовлена гранично максимальним навантаженням на колону НКТ і штанг.
Діаметр НКТ, спущених у свердловину, також накладає певні обмеження при виборі типу і розміру насоса. Рекомендації по вибору типу і розміру насоса в залежності від умовного діаметру НКТ наведені в таблиці 3.3.
Рекомендації по вибору групи посадки в залежності від глибини спуску насоса і в’язкості пластової рідини наведені в таблиці 3.4.
Основним фактором при виборі довжини плунжера насоса є створюваний ним напір. Рекомендації для здійснення даного вибору подані в таблиці 3.5 .
Насосні штанги виконують роль зв’язуючої ланки між наземним індивідуальним приводом і свердловинним насосом. Призначені для передачі зворотно-поступального руху плунжеру насоса.
Насосна штанга -це стальний стержень круглого перерізу діаметром 13-28 мм і довжиною 1000-8000 (9000) мм з висадженими різьбовими кінцями. Різьба штанг – метрична спеціальна (утворена методом накатування).
штанги виготовляються в основному із легованої сталі довжиною 8000 або 9000 мм і вкорочені - 1000, 1200, 1500, 2000, 3000 мм як для некорозійних, так і для корозійних умов експлуатації. Укорочені штанги використовують для регулювання довжини колони з метою нормальної посадки плунжера свердловинного насоса. Вони виготовляються із стали тієї ж марки і піддаються такій же термообробці, що і штанги нормальної довжини.
Штанги піддані різним видам обробки (згідно стандарту), призначені для важчих умов експлуатації та характеризуються більш високими механічними властивостями. При виборі матеріалу штанг і виду термообробки, у залежності від умов експлуатації, можна скористатися інформацією таблиці 3.12.
4.1 Згідно таблиці 3.1 і варіанту отриманого у викладача вибрати вихідні дані.
4.2 Підібрати свердловинний насос для забезпечення відбору продукції свердловини в заданій кількості. Розрахунок параметрів рекомендовано проводити такій послідовності.
4.2.1 Визначити вибійний тиск, при якому забезпечується відбір пластової рідини:
, МПа, (3.1)
де - пластовий тиск, МПа;
- дебіт свердловини, м3/добу;
- коефіцієнт продуктивності свердловини, м3/(добуі.іМПа);
4.2.2 Визначити глибину динамічного рівня при заданому відбір пластової рідини:
, м, (3.2)
де - глибина свердловини, м;
- вибійний тиск, Па;
- густину продукції свердловини, кг/м3;
- прискорення вільного падіння, м/с2.
4.2.3 Визначити напір, який повинен розвивати насос для підйому продукції на поверхню і забезпечення при цьому необхідного тиску на усті свердловини:
, м (3.3)
де - напір на усті свердловини:
, м, (3.4)
де - буферний тиск (тиск на усті свердловини), Па.
4.2.4 Визначити глибину спуску насоса:
, м, (3.5)
де - глибина спуску насоса під динамічний рівень, яка визначається з умови дотримання рекомендованого тиску на прийомі насоса:
, м, (3.6)
де - рекомендований тиск на прийомі насоса, Па.
4.2.5 На основі значень дебіту свердловини та глибини спуску насоса, користуючись діаграмами області застосування верстатів-качалок, вибрати діаметр насоса, довжину ходу, кількість ходів головки балансира та попередньо типорозмір верстата-качалки.
Спосіб встановлення режиму експлуатації з допомогою діаграми пояснено прикладом наведеним нижче.
Приклад.
Необхідно підібрати верстат-качалку для свердловини з середнім дебітом 25 м3 за добу при глибині спуску насоса 1700 м і визначити режим відкачування для отримання вказаної подачі.
По горизонтальній осі з точки, що відповідає глибині спуску насоса 1700 м (див рисунок 3.6), проводиться перпендикуляр до перетину з горизонтальною прямою, яка відповідає подачі насоса =25м3/добу. Отримана точка а попадає в область застосування верстата-качалки СКД8-3,0-4000, а саме, в рекомендовану область застосування насоса діаметром 32 мм при довжині ходу 3,0 м. Для визначення необхідної кількості ходів головки балансира при заданій рекомендованій довжині ходу, потрібно продовжити вгору перпендикуляр, проведений від горизонтальної осі, до перетину з верхньою границею даної рекомендованої області ( точка б з координатою) і визначити відношення до
. (3.7)
Необхідна кількість ходів рівна
, (3.8)
де - розрахункова кількість ходів головки балансира (вказана на діаграмі), хв-1.
Підбір режиму експлуатації за діаграмою носить попередній характер. В подальшому режим експлуатації уточнюється за даними замірів подачі та динамометрування.
4.2.6 Визначити діаметр шківа, який необхідно встановити на електродвигуні, для забезпечення необхідної кількості ходів.
Для частоти ходів головки балансира можна записати:
, хв-1, (3.9)
де - частота обертання вала електродвигуна, хв-1;
- передавальне відношення редуктора;
- передавальне відношення клинопасової передачі;
- діаметр шківа на редукторі, м;
- діаметр шківа на електородвигуні, м.
З вище наведеного виразу (3.9) можна визначити діаметр шківа, який необхідно встановити на електродвигуні:
, м. (3.10)
Обчислене значення діаметра прирівняти до ближчого стандартного значення для попередньо вибраного верстата-качалки (таблиця 3.2).
4.2.7 Для свердловинного насоса, діаметр якого визначено за діаграмою області застосування, встановити інші його параметри (тип насоса, тип плунжера, необхідну його довжину та групу посадки, матеріали для виготовлення вузлів та деталей насоса). При виборі типу насоса необхідно скористатися рекомендаціями наведеними в пункті 3 даних методичних вказівок та в таблицях 3.3, 3.8-3.10. Виходячи з умов експлуатації та властивостей продукції свердловини вибрати матеріал для виготовлення циліндра, плунжера та клапанів насоса. Також встановити тип плунжера, необхідну довжину плунжера та групу посадки. При цьому скористатися рекомендаціями наведеними в таблицях 3.4 –3.7.
4.3 Спроектувати колону насосних штанг і перевірити її на втомну міцність.
4.3.1 За попередньо визначеною глибиною спуску насоса вибрати конструкцію рівноміцної колони штанг, яка застосовується в компоновці з насосом вибраним попередньо.
Підбір конструкції рівноміцної колони штанг необхідно здійснити за даними таблиці 3.11.
4.3.2 Для перевірки колони насосних штанг на втомну міцність необхідно визначити максимальні та мінімальні навантаження на колону штанг у верхніх перерізах кожної ступені. Для визначення максимального та мінімального навантажень скористатися нижче наведеними спрощеними формулами у відповідності до завдання.
Спрощена формула І.М. Муравйова для визначення максимального навантаження на колону штанг
, (3.11)
де - вага колони штанг на повітрі, Н;
- довжина ходу, м;
- коефіцієнт плавучості штанг;
- гідростатичне навантаження на колону штанг, Н.
Вагу штанг у повітрі визначити за формулою:
, (3.12)
де - маса одного метра штанг і-ї секції, кг/м;
- довжина і-ї секції, м.
- кількість ступеней штанг, які розташовані нижче небезпечного перерізу (верхнього перерізу кожної ступені).
Коефіцієнт плавучості:
, . (3.13)
де - густина матеріалу штанг(=7850 кг/м3),
- густина продукції свердловини,кг/м3.
Гідростатичне навантаження на колону штанг:
. (3.14)
Спрощена формула Дж. С. Слонеджера для визначення максимального навантаження на колону штанг
. (3.15)
Спрощена формула К.Н. Мілса для визначення мінімального навантаження на колону штанг
. (3.16)
Спрощена формула Д.О. Джонсона для визначення мінімального навантаження на колону штанг
. (3.17)
Спрощена формула Н. Дреготеску для визначення мінімального навантаження на колону штанг
. (3.18)
4.3.3 Максимальні та мінімальні напруження в штангах
, (3.19)
де - відповідно максимальне і мінімальне навантаження у небезпечному перерізу, Н;
- площа перерізу штанг, м2.
4.3.4 Приведені напруження в колоні насосних штанг
, (3.20)
де - амплітудні напруження циклу, Па
. (3.21)
4.3.5 За визначеними приведеними напруженнями та властивостями продукції свердловини підібрати матеріал штанг. При цьому скористатися даними таблиці 3.12.
4.4 Провести розрахунок колони насосно-компресорних труб на міцність.
4.4.1 Згідно технічної характеристики попередньо вибраного насоса вибрати діаметр НКТ і їх параметри (товщину стінки, масу погонного метра). Максимальне навантаження, що діє на колону НКТ в екстремальних умовах ( у випадку обриву устьового штока) визначається за формулою:
, (3.22)
де - вага колони НКТ в повітрі, Н
- вага рідини в колоні НКТ, Н
- вага штанг в повітрі, Н
Вагу колони НКТ у повітрі визначити за формулою:
, (3.23)
де - маса одного метра НКТ, кг/м;
- прискорення вільного падіння, м/с2;
- глибина спуску колони НКТ, м.
Вагу рідини в колоні НКТ визначити за формулою:
, (3.24)
де - довжина штангової колони, м;
- глибина спуску насоса під динамічний рівень, м;
- буферний тиск, Па;
- площа внутрішнього перерізу НКТ, м2.
4.4.2 Для перевірки колони труб на міцність скористатись основними залежностями:
для нерівноміцних (гладких) труб
, (3.25)
де - зрушуюче навантаження для різьбового з'єднання гладкої нкт, н;
- коефіцієнт запасу міцності колони НКТ (приймається рівним від 1,3 до 1,5).
для рівноміцних (з висадженими назовні кінцями) труб
(3.26)
де - площа перерізу тіла НКТ, м2;
- границя текучості матеріалу труби, Па.
4.4.3 Користуючись умовою міцності для гладких або рівноміцних труб підібрати групу міцності матеріалу труб, забезпечуючи при цьому необхідний коефіцієнт запасу міцності колони НКТ.
4.5 Підібрати привід ШСНУ.
Найбільш розповсюдженим на даний час є індивідуальний, балансирний, двоплечий привід - верстат-качалка. Попередньо верстат-качалку було підібрано згідно діаграм області застосування. В даному пункті потрібно перевірити правильність даного вибору. Верстат-качалку перевіряють по найбільшому навантаженню, що діє в точці підвішування штанг. Це навантаження можна визначити за формулою:
, (3.27)
де - гідростатичне навантаження на колону штанг, Н;
- вага штанг в рідині, Н
- динамічна складова навантаження.
, (3.28)
де - діаметри відповідно насоса і штанги;
- кутова швидкість обертання кривошипа;
- вага колони штанг в повітрі;
- видовження штанг від дії ваги стовпа рідини.
, (3.29)
де - площа перерізу тіла труб і штанг.
, (3.30)
де - доля ступені, з якої складається колона штанг.
, (3.31)
де - модуль пружності для сталі .
, (3.32)
. (3.33)
Вагу колони штанг в повітрі визначаємо за формулою:
, (3.34)
де - маса 1 м штанг в повітрі, для відповідної ступені.
Обчислене значення найбільшого навантаження, що діє в точці підвішування штанг, не повинно перевищувати значення максимально допустимого навантаження на устьовий шток вибраного верстата-качалки.
5.1 Які типи ШСН випускаються промисловістю?
5.2 Які існують конструктивні виконання циліндрів і плунжерів ШСН?
5.3 Перелічіть швидкозношувані деталі штангового свердловинного насоса та матеріали для їх виготовлення?
5.4 Як проводиться вибір штангових свердловинних насосів для конкретних умов експлуатації?
6 Перелік посилань
6.1 Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1984. -464 с.
6.2 Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983. -342 с.
6.3 Нефтепромысловое оборудование. Справочник. Под редакцией Е.И. Бухаленко. - М.: Недра, 1990. –559с.
6.4 Довідник з нафтогазової справи / За заг. ред. докторів наук В.С.Бойка, Р.М.Кіндрата, Р.С.Яремійчука. - К.: Львів, 1996. – 620с.
6.5 Беззубов А.В., Шелкалин Ю.В. Насосы для добычи нефти. - М.: Недра, 1986. – 224с.
6.6 Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. - М.: Недра, 1987. – 208с.
6.7 Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. – М: ГПУ Изд-во “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – Ч. 1 – 768 с.
Таблиця 3.1 - Вихідні дані до практичного заняття
|
Варіанти |
Глибина експлуатаційної свердловини, м |
Діаметр експлуатаційної колони, мм |
Дебіт рідини, м3добу |
Густина продукції свердловини, кгм3 |
Пластовий тиск, МПа |
Коефіцієнт продук-тивності, м3/(добу.МПа) |
Тиск на усті, МПа |
Рекомендований тиск на прийомі насоса, МПа |
Наявність Н2S i СО2 в газі, % |
|
1 |
3108 |
146 |
19,0 |
906 |
25,3 |
8 |
1,4 |
1,8 |
0,2 |
|
2 |
1702 |
146 |
38,0 |
983 |
14,2 |
13 |
1,5 |
1,3 |
- |
|
3 |
2928 |
146 |
54,0 |
909 |
29,3 |
14,5 |
1,6 |
1,5 |
0,15 |
|
4 |
3083 |
146 |
23,0 |
908 |
27,0 |
9,5 |
1,4 |
1,4 |
- |
|
5 |
3107 |
146 |
35,0 |
978 |
31,6 |
25 |
1,5 |
1,8 |
0,3 |
|
6 |
2460 |
146 |
0,3 |
930 |
24,0 |
10 |
1,4 |
1,6 |
- |
|
7 |
2900 |
146 |
45,0 |
903 |
29,6 |
8,5 |
1,6 |
1,35 |
0,1 |
|
8 |
2880 |
146 |
50,0 |
929 |
29,1 |
7,3 |
1,5 |
1,4 |
- |
|
9 |
2650 |
146 |
57,0 |
960 |
29,0 |
16,3 |
1,3 |
1,8 |
0,35 |
|
10 |
2950 |
146 |
1,6 |
898 |
24,3 |
18,8 |
1,4 |
1,3 |
- |
|
11 |
2530 |
146 |
7,5 |
953 |
20,6 |
15,1 |
1,2 |
1,4 |
- |
|
12 |
3067 |
146 |
25,0 |
900 |
15,2 |
6,1 |
1,5 |
1,8 |
0,21 |
|
13 |
2888 |
146 |
0,4 |
945 |
20,3 |
5,4 |
1,3 |
1,5 |
- |
|
14 |
2114 |
146 |
7,0 |
906 |
17,7 |
11,1 |
1,2 |
1,3 |
- |
|
15 |
3096 |
146 |
31,6 |
990 |
29,6 |
4,5 |
1,4 |
1,6 |
0,5 |
|
16 |
2424 |
146 |
3,1 |
930 |
18,0 |
5,0 |
1,6 |
1,4 |
- |
|
17 |
2484 |
146 |
20 |
960 |
27,8 |
3,6 |
1,4 |
1,8 |
0,1 |
|
18 |
2429 |
146 |
110,5 |
980 |
12,0 |
6,8 |
1,8 |
1,3 |
- |
|
19 |
3000 |
146 |
10,5 |
910 |
21,7 |
4,7 |
1,6 |
1,4 |
- |
|
20 |
2884 |
146 |
60,7 |
950 |
26,2 |
3,2 |
1,5 |
1,3 |
0,25 |
|
21 |
2660 |
146 |
140,0 |
960 |
27,0 |
3,2 |
1,4 |
1,5 |
- |
|
22 |
3005 |
146 |
68,0 |
990 |
26,1 |
4,0 |
1,3 |
1,8 |
- |
|
23 |
2044 |
146 |
38,4 |
925 |
25,3 |
7,0 |
1,8 |
1,4 |
0,5 |
|
24 |
2959 |
146 |
52,9 |
985 |
28,4 |
28,5 |
1,6 |
1,3 |
- |
|
25 |
2965 |
146 |
75,8 |
911 |
26,0 |
7,0 |
1,4 |
1,6 |
0,2 |
Таблиця 3.2 – Технічні характеристики верстатів качалок
|
Типорозмір верстата-качалки |
Передавальне відношення редуктора |
Діаметр шківа редуктора, мм |
Діаметри шківа електродвигуна, мм |
Частота обертання вала електро- двигуна, хв.-1 |
Типорозмір верстата-качалки |
Передавальне відношення редуктора |
Діаметр шківа редуктора, мм |
Діаметри шківа електродвигуна, мм |
Частота обертання вала електро- двигуна, хв.-1 |
|
СК 3-1,2-630 |
39,868 |
450 |
100 |
1000, 1500 |
СКД 3-1,5-710 |
39,868 |
450 |
100 |
1000, 1500 |
|
125 |
125 |
||||||||
|
160 |
160 |
||||||||
|
180 |
180 |
||||||||
|
200 |
200 |
||||||||
|
СК 5-3-2500 |
39,924 |
710 |
200 |
СКД 4-2,1-1400 |
40,35 |
710 |
125 |
||
|
224 |
160 |
||||||||
|
250 |
180 |
||||||||
|
280 |
200 |
||||||||
|
224 |
|||||||||
|
СК 6-2,1-2500 |
39,924 |
710 |
315 |
СКД 6-2,5-2800 |
39,924 |
710 |
200 |
||
|
224 |
|||||||||
|
250 |
|||||||||
|
280 |
|||||||||
|
315 |
|||||||||
|
СК 8-3,5-4000 |
37,18 |
900 |
200 |
СКД 8-3-4000 |
37,10 |
900 |
200 |
||
|
224 |
224 |
||||||||
|
250 |
250 |
||||||||
|
280 |
280 |
||||||||
|
200 |
315 |
||||||||
|
СК 12-2,5-4000 |
37,18 |
900 |
315 |
СКД 10-3,5-5600 |
40,315 |
900 |
200 |
||
|
224 |
|||||||||
|
250 |
|||||||||
|
280 |
|||||||||
|
315 |
|||||||||
|
СК 8-3,5-5600 |
41,24 |
900 |
200 |
СКД 12-3,0-5600 |
40,315 |
900 |
200 |
||
|
224 |
224 |
||||||||
|
250 |
250 |
||||||||
|
280 |
280 |
||||||||
|
315 |
|||||||||
|
СК 10-3-5600 |
41,24 |
900 |
315 |
Таблиця 3.3 – Рекомендації по вибору типу і розміру насоса в залежності від умовного діаметру НКТ
|
Тип насоса |
Умовний діаметр НКТ,мм |
|||
|
48 |
60 |
73 |
89 |
|
|
Умовний розмір насоса, мм |
||||
|
Вставний |
29 |
29 32 |
38 44 |
57 |
|
Невставний |
- |
32 44 |
57 |
70 |
Таблиця 3.4 – Рекомендації по вибору групи посадки від глибини спуску насоса і в’язкості пластової рідини
|
Глибина спуску, м |
В’язкість, Па.с |
Група посадки |
|
до 1000 |
до 0,025 від 0,025 до 0,1 більше 0,1 |
2 2-3 3-4 |
|
1000-1500 |
до 0,025 від 0,025 до 0,1 більше 0,1 |
1-2 2-3 3 |
|
більше 1500 |
до 0,025 від 0,025 до 0,1 |
1 1-2 |
Таблиця 3.5 – Рекомендації по вибору довжини плунжера в залежності від створюваного напору
|
Напір, м |
1500 |
2000 |
2500 |
|
Довжина плунжера, мм |
1295 |
1500 |
1800 |
Таблиця 3.6 – Групи посадок насосів в залежності від зазору між плунжером і циліндром
|
Група посадки |
Мінімальний зазор, мм |
Максимальний зазор з врахуванням полів допуску циліндра і плунжера, мм |
|
1 2 3 4 5 |
0,025 0,050 0,075 0,100 0,125 |
0,088 0,113 0,138 0,163 0,188 |
Таблиця 3.7 – Рекомендації по вибору матеріалів плунжера, циліндра і клапанів для різних умов експлуатації
|
Середовище (свердловинні умови) |
Циліндр |
Плунжер |
Клапан |
||||||
|
Вугл. сталь+ гарт. |
Вугл. сталь+ хром |
Лег. сталь+ азот |
Вугл. сталь+ хром |
Вугл. сталь+ напил |
Лег. сталь+ азот |
Нерж. сталь |
Сплав ко-бальт |
Кера-міка |
|
|
Твердість матеріалу, НRC |
|||||||||
|
56 |
70 |
70 |
70 |
62 |
70 |
61-44 |
50-53 |
||
|
1.Некорозійне 2.Некорозійне, але абразивне |
А А |
А А |
А А |
А А |
А А |
А А |
А А |
А А |
А А |
|
3.Сильно актив-не Н2S 4.Те ж + абразив 5.Помірне Н2S 6.Те ж + абразив |
- - - - |
- - С - |
С С С С |
- - - - |
С С А В |
С С С С |
В С А В |
А В А А |
А А А А |
|
7.Сильно актив-не СО2 8.Те ж + абразив 9.Помірне СО2 10.Те ж + абразив |
- - - - |
С С В В |
- - - - |
- - В В |
С С А А |
- - - - |
А В А А |
А В А А |
А А А А |
|
11.Сильно актив-не Н2S+СО2 12.Те ж + абразив 13.Помірне Н2S+СО2 14.Те ж + абразив |
- - - - |
- - - - |
- - - - |
- - - - |
- - В В |
- - - - |
В С А В |
А В А А |
А А А А |
|
15.Сильно актив-ний солевий розчин 16.Те ж + абразив 17.Помірний солевий розчин 18.Те ж + абразив |
С С В В |
С С В В |
В В А А |
- - С С |
В В А А |
В В А А |
А А - - |
А А - - |
А А - - |
|
19.Кисневміс-тиме середовище |
- |
В |
В |
С |
В |
В |
А |
А |
А |
Позначення прийняті в таблиці:
А – матеріал стійкий до даних умов;
В – матеріал зазнає незначної корозії або ерозії, застосування можливе при певних умовах (наприклад, з використанням інгібіторів корозії);
С – корозія або ерозія матеріалу дуже сильна, застосування даного матеріалу недопустиме або дуже обмежене, може бути допустимим тільки з економічних міркувань;
- – даний матеріал не може бути застосований в заданих умовах.
Таблиця 3.8 – Характеристика вставних насосів
|
Шифр насоса |
Умовний розмір насоса |
Хід плунжера, мм, |
Напір, м |
Приєднувальний розмір до штанг, різьба по ГОСТ-13877 |
Шифр замкової опори |
Габарити, мм |
Маса, кг |
|
|
Діаметр |
Довжина |
|||||||
|
НВ1Б 29-18-15 |
29 |
1800 |
1500 |
Ш-19 |
ОМ-60 або НМ-60 |
48,2 |
4300 |
33,0 |
|
НВ1Б 29-18-25 |
1800 |
2500 |
5000 |
38,0 |
||||
|
НВ1Б 29-25-15 |
2500 |
1500 |
5000 |
36,2 |
||||
|
НВ1Б 29-25-25 |
2500 |
2500 |
5700 |
41,3 |
||||
|
НВ1Б 29-30-15 |
3000 |
1500 |
5500 |
39,3 |
||||
|
НВ1Б 29-30-25 |
3000 |
2500 |
6200 |
44,4 |
||||
|
НВ1Б 32-12-15 |
32 |
1200 |
1500 |
3750 |
29,0 |
|||
|
НВ1Б 32-18-22 |
1800 |
2200 |
5150 |
34,5 |
||||
|
НВ1Б 32-25-15 |
2500 |
1500 |
4900 |
33,5 |
||||
|
НВ1Б 32-30-15 |
3000 |
1500 |
5500 |
37,5 |
||||
|
НВ1Б 32-30-22 |
3000 |
2200 |
6150 |
52,0 |
||||
|
НВ2Б 32-30-22 |
32 |
3000 |
2200 |
6150 |
52,0 |
|||
|
НВ1Б 38-12-15 |
38 |
1200 |
1500 |
Ш-19 |
ОМ-73 або НМ-73 |
59,7 |
4100 |
46,0 |
|
НВ1Б 38-18-15 |
1800 |
1500 |
4400 |
51,0 |
||||
|
НВ1Б 38-18-20 |
1800 |
2000 |
4700 |
53,5 |
||||
|
НВ1Б 38-25-15 |
2500 |
1500 |
5000 |
56,5 |
||||
|
НВ1Б 38-25-20 |
2500 |
2000 |
5300 |
59,5 |
||||
|
НВ1Б 38-30-15 |
3000 |
1500 |
5600 |
60,0 |
||||
|
НВ1Б 38-30-20 |
3000 |
2000 |
6050 |
63,0 |
||||
|
НВ1Б 38-35-15 |
3500 |
1500 |
5950 |
63,0 |
||||
|
НВ1Б 38-35-20 |
3500 |
2000 |
6650 |
66,0 |
||||
|
НВ1Б 44-12-15 |
44 |
1200 |
1500 |
Ш-19 |
ОМ-73 або НМ-73 |
59,7 |
3500 |
50,0 |
|
НВ1Б 44-18-15 |
1800 |
1500 |
4100 |
55,0 |
||||
|
НВ1Б 44-25-15 |
2500 |
1500 |
5000 |
61,5 |
||||
|
НВ1Б 44-30-15 |
3000 |
1500 |
5600 |
65,0 |
||||
|
НВ1Б 44-35-15 |
3500 |
1500 |
5900 |
69,5 |
||||
|
НВ2Б 44-35-20 |
44 |
3500 |
2000 |
59,7 |
6600 |
78,0 |
||
|
НВ1Б 57-18-15 |
57 |
1500 |
1500 |
Ш-22 |
ОМ-89 або НМ-89 |
72,9 |
4200 |
77,0 |
|
НВ1Б 57-25-15 |
2500 |
1500 |
5100 |
86,5 |
||||
|
НВ1Б 57-30-15 |
3000 |
1500 |
5700 |
90,0 |
||||
|
НВ1Б 57-35-15 |
3500 |
1500 |
6000 |
94,0 |
||||
|
НВ2Б 57-30-20 |
57 |
3000 |
2000 |
Ш-22 |
ОМ-89 або НМ-89 |
72,9 |
5950 |
93,5 |
|
НВ2Б 57-35-20 |
3500 |
2000 |
6350 |
97,5 |
Таблиця 3.9 – Характеристика невставних насосів
|
Шифр насоса |
Умовний розмір насоса |
Хід Плунжера, мм, |
Напір, м |
Приєднуваль-ний розмір |
Габарити, мм |
Маса, кг |
||
|
до штанг різьба по ГОСТ-13877 |
до НКТ різьба По ГОСТ-633 |
Діаметр |
Довжина |
|||||
|
НН2Б 32-30-12 |
32 |
3000 |
1200 |
Ш-19 |
60 |
73 |
5300 |
42,0 |
|
НН2Б 44-12-15 |
44 |
1200 |
1500 |
Ш-19 |
60 |
73 |
3700 |
40,0 |
|
НН2Б 44-18-15 |
1800 |
1500 |
4300 |
55,0 |
||||
|
НН2Б 44-25-15 |
2500 |
1500 |
4900 |
60,0 |
||||
|
НН2Б 44-30-15 |
3000 |
1500 |
5500 |
65,0 |
||||
|
НН2Б 44-35-15 |
3500 |
1500 |
6100 |
70,0 |
||||
|
НН2Б 57-12-15 |
57 |
1200 |
1500 |
Ш-19 |
73 |
89 |
3750 |
67,0 |
|
НН2Б 57-18-15 |
1800 |
1500 |
4350 |
73,0 |
||||
|
НН2Б 57-25-15 |
2500 |
1500 |
4950 |
79,0 |
||||
|
НН2Б 57-30-15 |
3000 |
1500 |
5550 |
85,0 |
||||
|
НН2Б 57-35-15 |
3500 |
1500 |
5850 |
91,0 |
||||
|
НН2Б 70-30-12 |
70 |
3000 |
1500 |
Ш-22 |
89 |
108 |
5500 |
115 |
Таблиця 3.10 – Система позначення штангових свердловинних насосів згідно стандарту АНІ
|
Типи насосів |
Металічний плунжер |
Плунжер з м’яким ущільненням |
|||
|
Циліндр |
Циліндр. втулки |
Циліндр |
|||
|
тонко-стінний |
товсто-стінний |
тонко-стінний |
товсто-стінний |
||
|
Вставні насоси нерухомий робочий циліндр, верхнє кріплення нерухомий робочий циліндр, нижнє кріплення нерухомий плунжер, нижнє кріплення |
RWA RWB RWT |
RHA RHB RHT |
RLA RLB RLT |
RSA RSB RTT |
- - - |
|
Невставні (трубні)насоси |
- |
ТН |
TL |
- |
TP |
Таблиця 3.11 – Рекомендації по вибору конструкції колон насосних штанг
|
Верстат-качалка СК3-1,2-630 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =0,6 м |
|||||
|
1160 |
1070 |
950 |
830 |
635 |
440 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,70 19-0,30 |
16-0,66 19-0,34 |
16-0,62 19-0,38 |
16-0,58 19-0,42 |
16-0,42 19-0,58 |
16-0,44 19-0,56 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =0,75 м |
|||||
|
1130 |
1040 |
920 |
810 |
620 |
430 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,70 19-0,30 |
16-0,66 19-0,34 |
16-0,62 19-0,38 |
16-0,58 19-0,42 |
16-0,42 19-0,58 |
16-0,44 19-0,56 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =0,9 м |
|||||
|
1100 |
1020 |
900 |
790 |
600 |
420 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,70 19-0,30 |
16-0,66 19-0,34 |
16-0,62 19-0,38 |
16-0,58 19-0,42 |
16-0,42 19-0,58 |
16-0,44 19-0,56 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,05 м |
|||||
|
1070 |
980 |
870 |
770 |
570 |
410 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,70 19-0,30 |
16-0,66 19-0,34 |
16-0,62 19-0,38 |
16-0,58 19-0,42 |
16-0,42 19-0,58 |
16-0,44 19-0,56 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,2 м |
|||||
|
1050 |
950 |
840 |
740 |
570 |
400 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,70 19-0,30 |
16-0,66 19-0,34 |
16-0,62 19-0,38 |
16-0,58 19-0,42 |
16-0,42 19-0,58 |
16-0,44 19-0,56 |
|
Верстат-качалка СК5-3,0-2500 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,3 м |
|||||
|
1490 |
1400 |
1270 |
1130 |
900 |
700 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,74 22-0,26 |
19-0,72 22-0,28 |
19-0,70 22-0,30 |
19-0,67 22-0,33 |
19-0,57 22-0,43 |
19-0,44 22-0,56 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,8 м |
|||||
|
1410 |
1320 |
1195 |
1065 |
850 |
665 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,74 22-0,26 |
19-0,72 22-0,28 |
19-0,70 22-0,30 |
19-0,67 22-0,33 |
19-0,57 22-0,43 |
19-0,44 22-0,56 |
Продовження таблиці 3.11
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,1 м |
|||||
|
1370 |
1280 |
1160 |
1040 |
830 |
645 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,74 22-0,26 |
19-0,72 22-0,28 |
19-0,70 22-0,30 |
19-0,67 22-0,33 |
19-0,57 22-0,43 |
19-0,44 22-0,56 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,5 м |
|||||
|
1310 |
1230 |
1120 |
1000 |
800 |
610 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,74 22-0,26 |
19-0,72 22-0,28 |
19-0,70 22-0,30 |
19-0,67 22-0,33 |
19-0,57 22-0,43 |
19-0,44 22-0,56 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =3,0 м |
|||||
|
1255 |
1160 |
1005 |
870 |
700 |
550 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,74 22-0,26 |
19-0,72 22-0,28 |
19-0,70 22-0,30 |
19-0,67 22-0,33 |
19-0,57 22-0,43 |
19-0,44 22-0,56 |
|
Верстат-качалка СК6-2,1-2500 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =0,9 м |
|||||
|
1895 |
1715 |
1445 |
1300 |
1030 |
870 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,74 22-0,26 |
19-0,72 22-0,28 |
19-0,70 22-0,30 |
19-0,67 22-0,33 |
19-0,57 22-0,43 |
19-0,44 22-0,56 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,2 м |
|||||
|
1800 |
1690 |
1550 |
1380 |
1095 |
845 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,74 22-0,26 |
19-0,72 22-0,28 |
19-0,70 22-0,30 |
19-0,67 22-0,33 |
19-0,57 22-0,43 |
19-0,44 22-0,56 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,5 м |
|||||
|
1720 |
1620 |
1475 |
1310 |
1045 |
807 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,74 22-0,26 |
19-0,72 22-0,28 |
19-0,70 22-0,30 |
19-0,67 22-0,33 |
19-0,57 22-0,43 |
19-0,44 22-0,56 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,8 м |
|||||
|
1655 |
1555 |
1410 |
1260 |
1000 |
775 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,74 22-0,26 |
19-0,72 22-0,28 |
19-0,70 22-0,30 |
19-0,67 22-0,33 |
19-0,57 22-0,43 |
19-0,44 22-0,56 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,1 м |
|||||
|
1600 |
1500 |
1360 |
1200 |
910 |
670 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,74 22-0,26 |
19-0,72 22-0,28 |
19-0,70 22-0,30 |
19-0,67 22-0,33 |
19-0,57 22-0,43 |
19-0,44 22-0,56 |
Продовження таблиці 3.11
|
Верстат-качалка СК8-3,5-4000 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,8 м |
|||||
|
2305 |
2235 |
1960 |
1750 |
1370 |
985 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,1 м |
|||||
|
2230 |
2165 |
1895 |
1690 |
1330 |
955 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,5 м |
|||||
|
2150 |
2075 |
1825 |
1620 |
1230 |
845 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =3,0 м |
|||||
|
2055 |
1905 |
1530 |
1290 |
965 |
695 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =3,5 м |
|||||
|
1610 |
1430 |
1240 |
1060 |
825 |
595 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Верстат-качалка СК8-3,5-5600 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,8 м |
|||||
|
2305 |
2235 |
1960 |
1750 |
1370 |
985 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
Продовження таблиці 3.11
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,1 м |
|||||
|
2230 |
2165 |
1895 |
1690 |
1330 |
955 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,5 м |
|||||
|
2150 |
2075 |
1825 |
1620 |
1275 |
920 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =3,0 м |
|||||
|
2055 |
1980 |
1740 |
1555 |
1220 |
885 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =3,5 м |
|||||
|
1970 |
1900 |
1670 |
1445 |
1075 |
815 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Верстат-качалка СК10-3,0-5600 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,5 м |
|||||
|
2610 |
2290 |
1950 |
1750 |
1400 |
1240 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,8 м |
|||||
|
2880 |
2510 |
2130 |
1920 |
1540 |
1285 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,1 м |
|||||
|
2800 |
2740 |
2300 |
2070 |
1660 |
1220 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
Продовження таблиці 3.11
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,5 м |
|||||
|
2700 |
2550 |
2320 |
2070 |
1630 |
1185 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =3,0 м |
|||||
|
2590 |
2450 |
2290 |
2000 |
1380 |
930 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Верстат-качалка СК12-2,5-4000 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,2 м |
|||||
|
2340 |
2050 |
1740 |
1560 |
1250 |
1110 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,5 м |
|||||
|
2600 |
2300 |
1950 |
1750 |
1400 |
1250 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,8 м |
|||||
|
2900 |
2500 |
2130 |
1920 |
1530 |
1360 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,1 м |
|||||
|
3150 |
2750 |
2300 |
2050 |
1650 |
1060 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,5 м |
|||||
|
3410 |
2990 |
2600 |
2260 |
1210 |
840 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,59 22-0,22 25-0,19 |
19-0,57 22-0,23 25-0,20 |
19-0,51 22-0,26 25-0,23 |
19-0,47 22-0,28 25-0,25 |
19-0,31 22-0,37 25-0,32 |
22-0,58 25-0,42 |
Продовження таблиці 3.11
|
Верстат-качалка СКД2-0,6-250 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
||
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =0,3 м |
|||||
|
860 |
800 |
705 |
620 |
475 |
||
|
Конструкція колони штанг |
16 мм |
16 мм |
16 мм |
16 мм |
16 мм |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =0,45 м |
|||||
|
827 |
765 |
675 |
590 |
455 |
||
|
Конструкція колони штанг |
16 мм |
16 мм |
16 мм |
16 мм |
16 мм |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =0,6 м |
|||||
|
800 |
740 |
655 |
573 |
440 |
||
|
Конструкція колони штанг |
16 мм |
16 мм |
16 мм |
16 мм |
16 мм |
|
|
Верстат-качалка СКД3-1,5-710 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =0,75 м |
|||||
|
1205 |
1115 |
895 |
775 |
585 |
440 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16 мм |
16 мм |
16-0,54 19-0,46 |
16-0,44 19-0,56 |
16-0,22 19-0,78 |
19 мм |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =0,9 м |
|||||
|
1170 |
1085 |
870 |
755 |
570 |
425 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16 мм |
16 мм |
16-0,54 19-0,46 |
16-0,44 19-0,56 |
16-0,22 19-0,78 |
19 мм |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,1 м |
|||||
|
1100 |
1015 |
820 |
700 |
510 |
360 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16 мм |
16 мм |
16-0,54 19-0,46 |
16-0,44 19-0,56 |
16-0,22 19-0,78 |
19 мм |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,3 м |
|||||
|
1170 |
1085 |
870 |
755 |
570 |
425 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16 мм |
16 мм |
16-0,54 19-0,46 |
16-0,44 19-0,56 |
16-0,22 19-0,78 |
19 мм |
Продовження таблиці 3.11
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,5 м |
|||||
|
1020 |
905 |
725 |
600 |
435 |
315 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16 мм |
16 мм |
16-0,54 19-0,46 |
16-0,44 19-0,56 |
16-0,22 19-0,78 |
19 мм |
|
Верстат-качалка СКД4-2,1-1400 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =0,7 м |
|||||
|
1535 |
1350 |
1150 |
1030 |
815 |
605 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,65 19-0,35 |
16-0,61 19-0,39 |
16-0,54 19-0,46 |
16-0,44 19-0,56 |
16-0,22 19-0,78 |
19 мм |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,0 м |
|||||
|
1450 |
1340 |
1180 |
1020 |
765 |
570 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,65 19-0,35 |
16-0,61 19-0,39 |
16-0,54 19-0,46 |
16-0,44 19-0,56 |
16-0,22 19-0,78 |
19 мм |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,3 м |
|||||
|
1370 |
1260 |
1110 |
960 |
725 |
540 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,65 19-0,35 |
16-0,61 19-0,39 |
16-0,54 19-0,46 |
16-0,44 19-0,56 |
16-0,22 19-0,78 |
19 мм |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,6 м |
|||||
|
1335 |
1230 |
1080 |
935 |
705 |
530 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,65 19-0,35 |
16-0,61 19-0,39 |
16-0,54 19-0,46 |
16-0,44 19-0,56 |
16-0,22 19-0,78 |
19 мм |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,1 м |
|||||
|
1265 |
1125 |
920 |
780 |
565 |
410 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,65 19-0,35 |
16-0,61 19-0,39 |
16-0,54 19-0,46 |
16-0,44 19-0,56 |
16-0,22 19-0,78 |
19 мм |
|
Верстат-качалка СКД6-2,5-2800 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =0,9 м |
|||||
|
1810 |
1675 |
1370 |
1145 |
1065 |
750 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,5 19-0,28 22-0,22 |
16-0,44 19-0,31 22-0,25 |
16-0,36 19-0,35 22-0,29 |
16-0,24 19-0,42 22-0,34 |
19-0,54 22-0,46 |
22-0,53 25-0,47 |
Продовження таблиці 3.11
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,2 м |
|||||
|
2065 |
1720 |
1565 |
1420 |
1060 |
720 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,5 19-0,28 22-0,22 |
16-0,44 19-0,31 22-0,25 |
16-0,36 19-0,35 22-0,29 |
16-0,24 19-0,42 22-0,34 |
19-0,54 22-0,46 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,6 м |
|||||
|
1970 |
1625 |
1895 |
1370 |
1000 |
685 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,5 19-0,28 22-0,22 |
16-0,44 19-0,31 22-0,25 |
16-0,36 19-0,35 22-0,29 |
16-0,24 19-0,42 22-0,34 |
19-0,54 22-0,46 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,0 м |
|||||
|
1880 |
1555 |
1515 |
1305 |
950 |
655 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,5 19-0,28 22-0,22 |
16-0,44 19-0,31 22-0,25 |
16-0,36 19-0,35 22-0,29 |
16-0,24 19-0,42 22-0,34 |
19-0,54 22-0,46 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,5 м |
|||||
|
1805 |
1490 |
1455 |
1250 |
855 |
610 |
|
|
Конструкція колони штанг |
16-0,5 19-0,28 22-0,22 |
16-0,44 19-0,31 22-0,25 |
16-0,36 19-0,35 22-0,29 |
16-0,24 19-0,42 22-0,34 |
19-0,54 22-0,46 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Верстат-качалка СКД8-3-4000 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,2 м |
|||||
|
2230 |
2050 |
1740 |
1410 |
1320 |
1065 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,49 22-0,27 25-0,24 |
22-0,27 25-0,73 |
19-0,25 22-0,4 25-0,35 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,6 м |
|||||
|
2185 |
2065 |
1865 |
1600 |
1345 |
975 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,49 22-0,27 25-0,24 |
19-0,25 22-0,4 25-0,35 |
22-0,27 25-0,73 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,0 м |
|||||
|
2100 |
1980 |
1785 |
1480 |
1290 |
935 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,49 22-0,27 25-0,24 |
19-0,25 22-0,4 25-0,35 |
22-0,27 25-0,73 |
22-0,53 25-0,47 |
Продовження таблиці 3.11
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,5 м |
|||||
|
2025 |
1905 |
1720 |
1240 |
1185 |
900 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,49 22-0,27 25-0,24 |
22-0,27 25-0,73 |
19-0,25 22-0,4 25-0,35 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =3,0 м |
|||||
|
1950 |
1845 |
1660 |
1175 |
980 |
750 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,49 22-0,27 25-0,24 |
22-0,27 25-0,73 |
19-0,25 22-0,4 25-0,35 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Верстат-качалка СКД10-3,5-5600 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,6 м |
|||||
|
2690 |
2365 |
2015 |
1745 |
1525 |
1235 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,48 22-0,27 25-0,25 |
22-0,28 25-0,72 |
19-0,24 22-0,40 25-0,36 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,0 м |
|||||
|
2745 |
2605 |
2250 |
1670 |
1610 |
1315 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,48 22-0,27 25-0,25 |
22-0,28 25-0,72 |
19-0,24 22-0,40 25-0,36 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,4 м |
|||||
|
2640 |
2500 |
2250 |
1610 |
1545 |
1265 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,48 22-0,27 25-0,25 |
22-0,28 25-0,72 |
19-0,24 22-0,40 25-0,36 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,8 м |
|||||
|
2560 |
2415 |
2170 |
1555 |
1500 |
1210 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,48 22-0,27 25-0,25 |
22-0,28 25-0,72 |
19-0,24 22-0,40 25-0,36 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =3,5 м |
|||||
|
2445 |
2305 |
2040 |
1390 |
1195 |
915 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,48 22-0,27 25-0,25 |
22-0,28 25-0,72 |
19-0,24 22-0,40 25-0,36 |
22-0,53 25-0,47 |
Продовження таблиці 3.11
|
Верстат-качалка СКД12-3-5600 при хв-1 |
||||||
|
Параметри |
Діаметр насоса мм |
|||||
|
29 |
32 |
38 |
44 |
57 |
70 |
|
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,2 м |
|||||
|
2330 |
2050 |
1745 |
1730 |
1320 |
1120 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,48 22-0,27 25-0,25 |
22-0,28 25-0,72 |
19-0,24 22-0,40 25-0,36 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =1,6 м |
|||||
|
2690 |
2365 |
2010 |
2000 |
1735 |
1290 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,48 22-0,27 25-0,25 |
22-0,28 25-0,72 |
19-0,24 22-0,40 25-0,36 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,0 м |
|||||
|
3020 |
2665 |
2265 |
2080 |
1953 |
1454 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,48 22-0,27 25-0,25 |
22-0,28 25-0,72 |
19-0,24 22-0,40 25-0,36 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =2,5м |
|||||
|
3300 |
2950 |
2510 |
1990 |
2160 |
1445 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,48 22-0,27 25-0,25 |
22-0,28 25-0,72 |
19-0,24 22-0,40 25-0,36 |
22-0,53 25-0,47 |
|
Глибина спуску насоса Н, м |
Довжина ходу =3,0 м |
|||||
|
3160 |
2990 |
2690 |
1810 |
1380 |
1030 |
|
|
Конструкція колони штанг |
19-0,58 22-0,22 25-0,20 |
19-0,55 22-0,24 25-0,21 |
19-0,48 22-0,27 25-0,25 |
22-0,28 25-0,72 |
19-0,24 22-0,40 25-0,36 |
22-0,53 25-0,47 |
Таблиця 3.12 – Область застосування насосних штанг
|
Марка сталі |
Умови експлуатації з врахуванням корозійної активності продукції свердловини |
Діаметр свердловин-них насосів, мм |
Допустимі приведені напруження в штангах (не більше), МПа |
|
Сталь 40 20Н2М 30ХМА 15Н3МА 15Х2НМФ 15Х2ГМФ 14Х3ГМЮ |
Некорозійні умови Некорозійні умови Корозійні умови( з Н2S) Некорозійні умови Корозійні умови(без Н2S) Некорозійні умови Корозійні умови Некорозійні умови Корозійні умови Некорозійні умови Корозійні умови( з Н2S) Некорозійні умови Корозійні умови(без Н2S) Некорозійні умови Корозійні умови(без Н2S) Некорозійні умови Корозійні умови( з Н2S) |
29-95 29-44 57-95 29-95 29-44 57-95 29-95 29-95 29-95 57-95 29-95 29-44 57-95 29-95 29-95 29-95 29-95 29-95 29-95 29-95 |
70 120 100 90 60 130 110 100 100 70 130 110 90 170 150 120 100 90 100 90 100 90 |
Таблиця 3.13 - Механічні властивості сталей НКТ, кн.
|
Позначення |
Група міцності |
|||||
|
Д |
К |
Е |
Л |
М |
Р |
|
|
Границя міцності , МПа Границя текучості , МПа |
655 380 |
687 491 |
690 552 |
758 654 |
862 758 |
1000 980 |
Таблиця 3.14 - Зрушуючі навантаження для гладких НКТ, кН
|
Умовний діаметр, мм |
Товщина стінки, мм |
Група міцності |
|||||
|
Д |
К |
Е |
Л |
М |
Р |
||
|
48 60 73 73 89 102 |
4,0 5,0 5,5 7,0 6,5 6,5 |
117 204 289 395 437 450 |
154 268 380 519 575 592 |
173 302 427 584 614 665 |
205 358 506 692 766 788 |
238 415 587 803 887 913 |
292 508 720 985 1089 1121 |
|
Умовний діаметр, мм |
Товщина стінки, мм |
Маса 1м труби з муфтою (при довжині 8м), кг |
|
Труби гладкі(нерівноміцні) |
||
|
48 60 73 73 89 102 |
4,0 5,0 5,5 7,0 6,5 6,5 |
4,45 7,00 9,16 11,68 13,67 15,78 |
|
Труби з висадженими на зовні кінцями(рівноміцні) |
||
|
48 60 73 73 89 89 102 |
4,0 5,0 5,5 7,0 6,5 8,0 6,5 |
4,59 7,20 9,73 11,96 14,09 16,83 16,14 |
Таблиця 3.15 – Характеристика НКТ
Таблиця 3.16 - Маса насосних штанг по ГОСТ 13877-96
|
Штанги |
ШН 16 |
ШН 19 |
ШН 22 |
ШН 25 |
|
Маса штанги при довжині 8000мм, кг |
12,9 |
18,29 |
24,50 |
31,65 |
Таблиця 3.17 – Маса насосно-компресорних труб по ГОСТ 633-80
|
Умовний діаметр (товщина стінки) НКТ, мм |
60(5) |
73(5,5) |
73(7) |
89(6,5) |
102(6,5) |
|
Маса 1 м труби з муфтою (при довжині 8 м), кг |
7,0 |
9,46 |
11,69 |
13,67 |
15,76 |
Рисунок 3.2 - Діаграма області застосування верстата –качалки СКД2-0,6-250
(при кількості ходів 15 за хвилину,
коефіцієнті наповнення – 0,75)
Рисунок 3.3 - Діаграма області застосування верстата –качалки СКД3-1,5-710
(при кількості ходів 15 за хвилину,
коефіцієнті наповнення – 0,75)
Рисунок 3.4 - Діаграма області застосування верстата –качалки СКД4-2,1-1400
(при кількості ходів 15 за хвилину,
коефіцієнті наповнення – 0,75)
Рисунок 3.5 - Діаграма області застосування верстата –качалки СКД6-2,5-2800
(при кількості ходів 14 за хвилину,
коефіцієнті наповнення – 0,75)
Рисунок 3.6 - Діаграма області застосування верстата –качалки СКД8-3,0-4000
(при кількості ходів 12 за хвилину,
коефіцієнті наповнення – 0,75)
Рисунок 3.7 - Діаграма області застосування верстатів –качалок СКД10-3,5-5600 і СКД12-3,0-5600
(при кількості ходів 12 за хвилину,
коефіцієнті наповнення – 0,75)
Рисунок 3.8 - Діаграма області застосування верстата –качалки СК3-1,2-630
(при кількості ходів 15 за хвилину,
коефіцієнті наповнення – 0,75)
Рисунок 3.9 - Діаграма області застосування верстатів –качалок СК5-3,0-2500 і СК6-2,1-2500
(при кількості ходів відповідно 12 та 14 за хвилину,
коефіцієнті наповнення – 0,75)
Рисунок 3.10 Діаграма області застосування верстатів –качалок СК8-3,5-4000 і СК12-2,5-4000
(при кількості ходів 15 за хвилину,
коефіцієнті наповнення – 0,75)
Рисунок 3.11 - Діаграма області застосування верстатів –качалок СК8-3,5-5600 і СК10-3,0-5600
(при кількості ходів 12 за хвилину,
коефіцієнті наповнення – 0,75)
Практичне заняття № 4
Вивчення конструкції, розрахунок параметрів і вибір обладнання для промивання
піщаних пробок
1.1 Ознайомлення з призначенням, технічними характеристиками і конструкціями основного обладнання для промивання піщаних пробок.
1.2. Набуття практичних навиків з розрахунку параметрів і вибору обладнання для промивання піщаних пробок
2.1 Вивчення методів промивання піщаних пробок, обладнання та схем.
2.2 Вибір схеми промивання виходячи із параметрів піщаної пробки.
2.3 Проведення вибору обладнання та встановлення режиму його роботи .
При експлуатації родовищ, продуктивні пласти яких складені із слабо зцементованих піщаних порід, разом з нафтою і газом в свердловину виноситься пісок. Якщо швидкість руху рідини не забезпечує виносу на поверхню цього піску, то він осідає на вибої, утворюючи пробку. Піщані пробки в свердловинах ліквідовуються різними методами: чисткою свердловини за допомогою струменевого насоса, желонкою, гідробуром або промиванням водою, рідше нафтою, пінами і поверхнево-активними речовинами.
Застосовують пряме, зворотне і комбіноване промивання (рисунок 4.1). При прямому промиванні промивальну рідину нагнітають в середину промивальної колони, зібраної із НКТ, а винесення із свердловини вимитого піску проходить по кільцевому простору. При зворотному промиванні - навпаки. При комбінованому методі проводиться періодична зміна напряму руху промивальної рідини.
Зворотне промивання рекомендується для промивання щільних пробок. Для дуже і особливо щільних пробок потрібно використовувати пряме і комбіноване промивання.
Для забезпечення процесу промивання свердловин використовують насосні установки (УН1Т-100Х200, УН1Т-100Х250, УН1А-100Х200), промивальні вертлюги (ВП50х160,
а – обладнання для прямого промивання свердловин; б – обладнання для зворотного промивання свердловин; в – обладнання для комбінованого промивання свердловин;
1 – об садна колона; 2 – колона промивальних труб; 3 – відвідна лінія; 4 – промивальний вертлюг; 5 – промивальний шланг; 6 – стояк; 7 – промивальна головка; 8 – підвідна лінія.
Рисунок 4.1 – Способи промивки піщаних пробок
ВП80х200), підйомні установки (АЗИНМАШ-37А, УПА-32, УПТ-32, УПТ1-50) і агрегати (А-50У і А-50М).
Транспортування промивальних рідин до свердловин здійснюється автоцистернами.
Для зворотного промивання використовуються спеціальні промивальні головки, які герметизують устя свердловин і вільно пропускають промивальні труби.
Для забезпечення ефективності рихлення пробок на промивальні труби накручують приспосіблення - мундштуки із зрізаними (як перо), або круглими (як олівець) кінцями.
4.1 Ознайомитися з методами промивання піщаних пробок, комплектом обладнання, схемами розміщення його на свердловині.
4.2 По плакатах і технічній документації ознайомитись з основними параметрами, конструкцією насосних агрегатів і промивальних вертлюгів.
4.3 Згідно таблиці 4.1 та варіанту, погодженого з викладачем, провести розрахунок параметрів, вибрати основне обладнання для забезпечення промивання піщаної пробки на свердловині, що експлуатується УШСН (згідно попереднього практичного заняття).
4.3:1 Вибрати схему (метод) промивання, зарисувати її і скласти експлікацію до неї.
4.3.2 Провести підбір промивальної колони НКТ і розрахувати її на міцність. Для вибору і розрахунку колони НКТ користуватись даними приведеними в таблицях 4.2-4.5.
Визначення максимальної ваги колони промивальних труб здійснити за формулою:
, Н (4.1)
де - глибина опускання промивальних труб, м;
- маса погонного метра труб, кг/м;
- вага стовпа рідини в колоні НКТ, Н.
Для перевірки колони труб на міцність скористатись основними залежностями:
для нерівноміцних (гладких) труб
, (4.2)
де - зрушуюче навантаження для різьбового з'єднання гладкої нкт, н;
- коефіцієнт запасу міцності колони НКТ (приймається рівним від 1,3 до 1,5).
для рівноміцних (з висадженими назовні кінцями) труб
(4.3)
де - площа перерізу тіла НКТ, м2;
- границя текучості матеріалу труби, Па.
4.3.3. Визначити мінімальну витрату промивальної рідини, яку повинна розвивати насосна установка для піднімання розмитого піску. Швидкість піднімання розмитого піску:
, (4.4)
де - швидкість піднімання піску;
- швидкість висхідного потоку промивальної рідини;
- критична швидкість вільного падіння піску в рідині,(таблиця 6 ). .
Якщо прийняти, що при запобігається ріст концентрації піску в промивальній рідині, то мінімальна швидкість піднімання розмитого піску буде
. (4.5)
Тоді мінімальна швидкість висхідного потоку рівна
. (4.6)
При прямому промиванні мінімальна швидкість висхідного потоку забезпечується при наступній мінімальній подачі:
, м3/с , (4.7)
де - внутрішній діаметр обсадної колони, м;
- зовнішній діаметр промивальних труб, м;
- критична швидкість вільного падіння піску в рідині, м/с
При зворотному промиванні:
, м3/с , (4.8)
де - внутрішній діаметр промивальних труб, м;
- критична швидкість вільного падіння піску в рідині, м/с .
4.3.4. Підібрати насосний агрегат і промивальний вертлюг згідно даних таблиць 4.11-4.13.
4.3.5. Провести гідравлічний розрахунок промивання, який зводиться до визначення величин гідравлічних втрат при русі рідини.
Загальні гідравлічні втрати при промиванні визначаються за формулою:
,м (4.9)
де - втрати напору при проходженні низхідного потоку рідини;
- втрати напору при проходженні суміші рідини з розмитим піском;
- втрати напору на врівноваження різниці питомих ваг рідини і суміші в трубах;
- втрати напору на гідравлічні опори в шлангу і вертлюгу при русі промивальної рідини;
- втрати напору на шляху від насоса до шланга.
Втрати напору при проходженні низхідного потоку при прямому промиванні визначаються за формулою:
, м, (4.10)
де - коефіцієнт гідравлічного тертя для води, який залежить від діаметра труб, його значення приводяться в таблиці 4.9;
- глибина опускання промивальних труб, м;
- внутрішній діаметр промивальних труб, м;
- швидкість низхідного потоку рідини в промивальних трубах, м/с.
Втрати напору при проходженні суміші рідини з розмитим піском у висхідному потоці при прямому промиванні становлять:
, м, (4.11)
де - коефіцієнт, який враховує підвищення гідравлічних втрат при наявності піску в рідині, приймається від 1,1 до 1,2;
- швидкість висхідного потоку рідини в кільцевому просторі, м/с;
- внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м;
- зовнішній діаметр промивальних труб, м.
Додатковий напір, який необхідно подолати в зв'язку з рівницею гідростатичних напорів в промивальних трубах і в кільцевому просторі, внаслідок наявності піску у висхідному потоці, визначається як:
, м (4.12)
де - пористість піщаної пробки, приймається від 0,3 до 0,45;
- площа прохідного січення експлуатаційної колони, м2;
- висота пробки, промитої за один прийом (довжина одної труби або свічки із 2-х труб), м;
- площа перерізу кільцевого простору між експлуатаційною колоною і колоною промивальних труб, м2;
- густина промивальної рідини, кг/м3;
- густина піску, () .
Втрати напору в шлангу і вертлюгу приймаються в залежності від витрати промивальної рідини з таблиці 4.10.
Втрати напору на шляху від насоса до шланга
, м, (4.13)
де - коефіцієнт гідравлічного тертя при русі рідини в маніфольді;
- довжина маніфольда промислового агрегату, (м);
- внутрішній діаметр маніфольду, (маніфольд виконаний із насосно-компресорних труб умовним діаметром 73 мм),м;
- швидкість руху рідини в маніфольді, м/с.
При розрахунку втрат при зворотному промиванні існують незначні відмінності, а саме:
- втрати напору при проходженні низхідного потоку (в кільцевому просторі) при зворотному промиванні визначаються за формулою:
, м, (4.14)
- втрати напору при проходженні суміші рідини з розмитим піском у висхідному потоці (всередині промивальних труб) при зворотному промиванні становлять:
, м, (4.15)
- при розрахунку додаткового напору, який необхідно подолати в зв'язку з різницею гідростатичних напорів в промивальних трубах і в кільцевому просторі, внаслідок наявності піску у висхідному потоці, необхідно у формулу (4.12) замість площі кільцевого простору підставити площу прохідного січення промивальних труб,
- гідравлічні втрати напору в шлангу і вертлюгу при зворотному промиванні відсутні ()
4.3.6 Визначити потужність, яка необхідна для промивання, за формулою:
, кВт (4.16)
де - загальні гідравлічні втрати при промиванні , м;
- подача насоса, м3/с;
- ККД агрегату (приймається від 0,7 до 0,8).
4.3.6 Визначити коефіцієнт використання максимальної потужності агрегату:
,% , (4.17)
де - максимальна потужність агрегату, кВт.
4.3.7 Всі розрахунки проводити паралельно для всіх швидкостей вибраного промивального агрегату і вибрати оптимальний режим промивки.
4.3.8 Визначити тиск на вибій свердловини
Тиск на вибій свердловини при зворотному промиванні буде більший, ніж при прямому промиванні на величину різниці в гідравлічних втратах в кільцевому просторі і в піднімальних трубах. Цей тиск рівний
, МПа, (4.18)
де - густина промивальної рідини, кг/м3.
При прямому промиванні загальні гідравлічні втрати менші, ніж при зворотному.
4.3.9 Визначити запас (об'єм) промивальної рідини і кількість ємностей для її транспортування
, (4.19)
де - об'єм промивальної рідини, м3;
- об'єм свердловини з врахуванням спущених труб, м3.
Промивальна рідина в кількості рівній об'єму свердловини з врахуванням спущених труб заливається в свердловину, а від 0,2 до 0,3 об'єму свердловини повинні зберігатись в ємностях. За цією величиною підбирається об'єм промивальної рідини.
5 Питання для самоконтролю
5.1 Назвіть основні причини утворення піщаної пробки.
5.2 Які методи застосовуються на практиці для ліквідації піщаної пробки?
5.3 Перелічіть основні переваги і недоліки прямого, зворотного і комбінованого промивання.
5.4 Який порядок виконання гідравлічного розрахунку промивання?
5.5 Яке обладнання використовується для промивання піщаної пробки, його основні характеристики?
6 Перелік посилань на джерела
6.1 Сулейманов А.Б., Карапетов В.А., Яшин А.С. Техника и технология капитального ремонта скважин. - М.: Недра, 1987. - 316с.
6.2 Бухаленко Е.И., Бухаленко В.Е. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. - М.: Недра, 1991. -336с.
6.3 Сулейманов А.Б., Карапетов В.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. - М.: Недра, 1984. - 212с.
Таблиця 4.1 – Вихідні дані до практичного заняття
|
Варіант |
Висота піщаної пробки, м |
Середній діаметр піщинок в пробці, мм |
Вид промивальної рідини |
Характеристика піщаної пробки |
|
1 |
24 |
1,2 |
вода |
щільна |
|
2 |
18 |
1,0 |
вода |
дуже щільна |
|
3 |
12 |
0,9 |
вода |
щільна |
|
4 |
18 |
1,0 |
вода |
дуже щільна |
|
5 |
24 |
0,8 |
вода |
щільна |
|
6 |
12 |
0,9 |
вода |
дуже щільна |
|
7 |
24 |
1,2 |
вода |
щільна |
|
8 |
12 |
1,0 |
вода |
дуже щільна |
|
9 |
18 |
0,9 |
вода |
щільна |
|
10 |
6 |
0,7 |
вода |
дуже щільна |
|
11 |
6 |
0,9 |
вода |
щільна |
|
12 |
12 |
0,9 |
вода |
дуже щільна |
|
13 |
6 |
0,6 |
вода |
щільна |
|
14 |
24 |
0,5 |
вода |
дуже щільна |
|
15 |
18 |
0,8 |
вода |
щільна |
|
16 |
18 |
0,6 |
вода |
дуже щільна |
|
17 |
6 |
0,7 |
вода |
щільна |
|
18 |
24 |
0,8 |
вода |
дуже щільна |
|
19 |
12 |
1,0 |
вода |
щільна |
|
20 |
36 |
1,2 |
вода |
дуже щільна |
|
21 |
36 |
0,7 |
вода |
щільна |
|
22 |
12 |
0,5 |
вода |
дуже щільна |
|
23 |
12 |
1,0 |
вода |
щільна |
|
24 |
12 |
0,9 |
вода |
дуже щільна |
|
25 |
18 |
1,0 |
вода |
щільна |
Таблиця 4.2 – Рекомендовані діаметри промивальних труб в залежності від діаметра експлуатаційної колони
|
№ |
Умовний діаметр Експлуатаційної колони, мм |
Умовний діаметр НКТ, мм |
|
|
гладких |
рівноміцних |
||
|
1 2 3 4 |
168 146 127 114 |
73,89,102 60,73,89 48,60,73 48,60 |
89 73 60 60 |
Таблиця 4.3 – Характеристика НКТ
|
Умовний діаметр, мм |
Товщина стінки, мм |
Маса 1м труби з муфтою (при довжині 8м), кг |
|
Труби гладкі |
||
|
48 60 73 73 89 102 |
4,0 5,0 5,5 7,0 6,5 6,5 |
4,45 7,00 9,16 11,68 13,67 15,78 |
|
Труби з висадженими на зовні кінцями(рівноміцні) |
||
|
48 60 73 73 89 89 102 |
4,0 5,0 5,5 7,0 6,5 8,0 6,5 |
4,59 7,20 9,73 11,96 14,09 16,83 16,14 |
Таблиця 4.4 - Зрушуючі навантаження для гладких НКТ, кн.
|
Умовний діаметр, мм |
Товщина стінки, мм |
Група міцності |
||||
|
Д |
К |
Е |
Л |
М |
||
|
48 60 73 73 89 102 |
4,0 5,0 5,5 7,0 6,5 6,5 |
113 196 278 370 415 440 |
148 250 365 486 546 580 |
160 285 402 535 620 640 |
192 337 476 636 710 755 |
222 388 540 730 820 870 |
Таблиця 4.5 - Механічні властивості сталей НКТ, кн.
|
Позначення |
Група міцності |
||||
|
Д |
К |
Е |
Л |
М |
|
|
Границя міцності , МПа Границя текучості , МПа |
655 380 |
687 491 |
690 552 |
758 654 |
862 758 |
Таблиця 4.6 – Швидкість вільного падіння піщинок у воді
|
Розмір зерен, мм |
Швидкість вільного падіння, см/с |
Розмір зерен, мм |
Швидкість вільного падіння, см/с |
Розмір зерен, мм |
Швидкість вільного падіння, см/с |
|
0,01 0,03 0,05 0,07 0,09 0,11 0,13 0,15 |
0,01 0,07 0,19 0,35 0,60 0,90 1,26 1,67 |
0,17 0,19 0,21 0,23 0,25 0,30 0,35 0,40 |
2,14 2,39 2,60 2,80 3,00 3,50 3,97 4,44 |
0,45 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 1,20 |
4,90 5,35 6,25 7,07 7,89 8,70 9,50 11,02 |
Таблиця 4.7 – Швидкість руху рідини в затрубному просторі (м/с)
|
Витрата рідиниQ, дм3/с |
Діаметр експлуатаційної колони, мм |
||||
|
114 |
127 |
||||
|
Діаметр насосно-компресорних труб, мм |
|||||
|
48 |
60 |
48 |
60 |
73 |
|
|
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 12 15 17 20 |
0,16 0,33 0,49 0,66 0,82 0,98 1,15 1,31 1,48 1,64 1,97 2,46 2,79 3,28 |
0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,60 1,80 2,00 2,40 3,00 3,40 4,00 |
0,13 0,27 0,40 0,53 0,67 0,80 0,93 1,07 1,20 1,33 1,60 2,00 2,27 2,67 |
0,15 0,31 0,46 0,62 0,77 0,92 1,08 1,23 1,38 1,54 1,85 2,31 2,62 3,08 |
0,19 0,39 0,59 0,78 0,98 1,18 1,37 1,57 1,76 1,96 2,35 2,94 3,33 3,92 |
Продовження таблиці 4.7
|
Витрата рідиниQ, дм3/с |
Діаметр експлуатаційної колони, мм |
|||||
|
146 |
168 |
|||||
|
Діаметр насосно-компресорних труб, мм |
||||||
|
60 |
73 |
89 |
73 |
89 |
102 |
|
|
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 12 15 17 20 |
0,10 0,19 0,29 0,38 0,48 0,57 0,67 0,77 0,86 0,96 1,15 1,44 1,63 1,92 |
0,11 0,22 0,33 0,44 0,55 0,66 0,77 0,88 0,99 1,10 1,32 1,65 1,87 2,20 |
0,14 0,28 0,42 0,56 0,70 0,85 0,99 1,13 1,27 1,41 1,69 2,11 2,39 2,82 |
0,07 0,15 0,22 0,30 0,37 0,44 0,52 0,60 0,66 0,74 0,88 1,11 1,25 1,49 |
0,09 0,17 0,27 0,34 0,43 0,52 0,61 0,70 0,78 0,87 1,04 1,36 1,48 1,74 |
0,10 0,21 0,31 0,41 0,52 0,62 0,73 0,83 0,93 1,04 1,25 1,56 1,77 2,08 |
Таблиця 4.8 – Швидкість руху рідини в промивальних трубах (м/с)
|
Витрата рідиниQ, дм3/с |
Діаметр насосно-компресорних труб, мм |
|||||
|
48 |
60 |
73 |
89 |
102 |
114 |
|
|
3 4 5 6 7 8 9 10 12 15 17 |
2,36 3,15 3,93 4,72 5,51 6,30 7,08 7,89 9,45 10,23 13,38 |
1,53 2,04 2,55 3,06 3,57 4,08 4,59 5,10 6,12 7,65 8,50 |
1,00 1,33 1,66 2,00 2,33 2,66 3,00 3,33 4,00 5,00 5,66 |
0,66 0,88 1,10 1,32 1,54 1,76 1,98 2,20 2,62 3,30 3,77 |
0,48 0,64 0,80 0,96 1,12 1,28 1,44 1,60 1,92 2,40 2,74 |
0,37 0,50 0,62 0,75 0,88 1,00 1,11 1,25 1,50 1,86 2,18 |
Таблиця 4.9 - Значення коефіцієнта гідравлічного тертя для води
|
Діаметр труб, м |
48 |
60 |
73 |
89 |
102 |
114 |
|
|
0,04 |
0,037 |
0,035 |
0,034 |
0,033 |
0,032 |
Таблиця 4.10 - Гідравлічні втрати напору в шлангу і вертлюгу
|
Витрата рідини, дм3/с |
Втрати напору, м |
Витрата рідини, дм3/с |
Втрати напору, м |
|
3 4 5 6 7 |
4,0 8,0 12,0 17,0 22,0 |
8 9 10 12 15 |
29,0 36,0 50,0 104,0 186,0 |
Таблиця 4.11 – Подача і тиск , які розвиває насосний агрегат УН1Т-100Х200
|
Показники |
УН1Т-100Х200 |
|||
|
Ввімкнена передача |
І |
ІІ |
ІІІ |
ІV |
|
Частота обертання колінвала насоса, хв-1 Тиск, МПа Ідеальна подача, дм3/с |
60,5 20 4,6 |
88,3 14 6,7 |
134,4 9,2 10,3 |
206 6 15,8 |
Таблиця 4.12 – Подача і тиск , які розвиває насосний агрегат УН1Т-100Х250
|
Показники |
УН1Т-100Х250 |
|||
|
Ввімкнена передача |
І |
ІІ |
ІІІ |
ІV |
|
Частота обертання колінвала насоса, хв-1 Тиск, МПа Ідеальна подача, дм3/с |
45 25 3,5 |
76 14,8 5,8 |
125 9 9,6 |
212 5,3 16,3 |
Таблиця 4.13 – Технічна характеристика промивальних вертлюгів
|
Параметри |
ВП-50Х160 |
ВП-80Х200 |
|
Вантажопідйомність, кН |
500 |
800 |
|
Діаметр прохідного отвору ствола корпуса, мм |
50 |
75 |
|
Тиск прокачуваної рідини, МПа робочий пробний |
16 24 |
20 30 |
|
Маса, кг |
41 |
90 |
ПРАКТИЧНЕ ЗАНЯТТЯ № 5
Вивчення конструкції, розрахунок параметрів і вибір обладнання для поточного ремонту свердловин
1Мета заняття
1.1 3акріплення теоретичних знань з розрахунку основних параметрів і підбору обладнання для підземного ремонту свердловин.
1.2 Набуття практичних навиків при розв'язанні інженерних задач, які пов'язані з проведенням технологічних і аварійних робіт при підземному ремонті свердловин, які експлуатуються різними способами.
2 Завдання заняття
2.1 Складання поетапної програми ремонтних робіт.
2.2 Проведення вибору моделі підйомної установки.
2.3 Перевірка міцності каната.
2.4 Визначення раціонального режиму підйому свердловинного обладнання під час підземного ремонту.
3 Основні теоретичні відомості
3.1 Операції, що виконуються при поточних ремонтах свердловин різного способу експлуатації.
В залежності від способу експлуатації, глибини і геолого-технічної характеристики ремонтованої свердловини, а також мети ремонту і його виду технологія поточного ремонту свердловин буває різноманітною. Вона включає виконання наступних основних операцій.
Поточний ремонт фонтанно-компресорних свердловин:
спуск або підйом однорядного, півторарядного або двохрядного ліфта;
перебір ліфта або заміна окремих труб з дефектами або зношеними різьбовими з’єднаннями;
зміна заглиблення підіймальних труб під рівень рідини;
перевірка і заміна пакерів, якорів, газліфтних клапанів і інших пускових приспосіблень;
заміна або очистка підйомних труб, забитих піском, парафіном, відкладеннями солей і продуктами корозії;
очищення або промивання свердловин від піщаних пробок.
Поточний ремонт насосних свердловин:
спуск або підйом свердловинних штангових насосів, перевірка їх стану і заміна іншими;
перевірка і заміна клапанних вузлів і інших деталей штангових насосів;
перевірка, очистка або заміна глибинних штуцерів і захисних приспосіблень;
спуск, підйом, перевірка і заміна підземного обладнання свердловин, що працюють із застосуванням УЕВН;
зміна глибини заглиблення насосу;
перевірка насосних труб на герметичність;
заміна насосних труб з дефектами або зношеними різьбовими з’єднаннями;
очищення насосних труб від відкладень парафіну, солей і продуктів корозії;
очищення або промивання свердловин з метою видалення піщаних пробок;
ліквідація обривів або відгвинчування насосних штанг і сальникових штоків;
розходження прихоплених насосних труб;
заміна типорозміру свердловинного насосу, насосних труб і штанг.
3.2 Особливості технологічного процесу проведення підземного ремонту свердловин, які експлуатуються ШСНУ.
3.2.1 Перед початком ремонту свердловин, що експлуатуються насосним способом, а саме з допомогою ШСНУ частково розбирають верстат-качалку. Вста новивши головку балансира в крайньому верхньому положенні, на устьовому штоці дещо вище кришки устьового сальника закріпляють штанго вий затискач (спайдер). Далі плавно опускають всю колону насосних штанг до тих пір, поки нижня сторона закріпленого на устьовому штоці штангового затискача не сяде щільно на кришку устьового сальника. Після цього від'єднують канатну підвіску від устьового штока. Після від'єднання устьового штока канатну підвіску приєднують до штропів талевої системи. Дещо припіднявши її, відтягують вліво чи вправо допоміжний канат, який заздалегідь прикріплений до головки балансира, при цьому остання відводиться в сторону.
Після роз'єднання устьового штока і головки балансира розбирають устьове обладнання насосної установки.
3.2.2 Підйом невставного насоса..
Після розбирання верстата-качалки і устьового обладнання із свердловини піднімають насосні штанги з плунжером і складають рядами на містках. Потім разом з колоною НКТ піднімають циліндр насоса. При заклиненому плунжері труби приходиться піднімати заповнени ми рідиною.
3.2.3 Підйом вставного насоса.
Вставний насос піднімають із свердловини на колоні насосних штанг. Щоб витягнути насос із замкової опори потрібно прикласти зусилля 2-3 кН.
3.2.4 Збільшення або зменшення глибини підвіски свердловинного насоса. .
Спочатку із свердловини витягують штанги з плунжером (якщо, насос невставний) або з насосом (якщо насос вставний), а потім нарощують або зменшують намічене число труб того ж типорозміру і тієї ж марки сталі. Після закріплення колони НКТ опускають підняті із свердловини штанги з плунжером (або з насосом), а потім починають добавляти або зменшувати число штанг. Як тільки плунжер або насос дійде до потрібного положення, насосні труби заповнюють водою, а потім встановлюють правильне положення плунжера в циліндрі насоса. Посадка плунжера рахується нормальною, якщо при самому нижньому положенні головки балансира верстата-качалки нижній кінець його віддалений від верхньої точки вузла приймального клапана на 150 мм.
Для зручності монтування колони насосних штанг строго визначеної довжини використовують укорочені штанги. Після монтажу устьового обладнання і з'єднання сальникового штока із канатною підвіскою включають верстат-качалку. Правильне положення плунжера в циліндрі насоса під час експлуатації свердловини контролюється динамографом, покази якого дозволяють проводити необхідне коректування цього положення.
3.2.5 Ліквідація обриву або відкручування насосних штанг.
При обриві штанг в насосно-компресорні труби опускають ловильний інструмент, за допомогою якого піднімають нижню (обірвану) частину штанг. Потім обірвану штангу заміняють на нову того ж діаметра і марки сталі. Спускають повний комплект штанг, монтують устьове обладнання свердловини і запускають верстат-качалку.
Якщо за допомогою ловильного інструменту неможливо ліквідувати аварію, то приступають до підйому колони НКТ.
В залежності від конкретної ситуації на свердловині і експлуатаційної можливості обладнання, можуть застосовуватись і інші технології і прийоми ведення ремонтних робіт.
3.3 Вибір моделі підйомної установки.
Великий обсяг робіт при ремонті свердловин поєднаний із спуско-підіймальними операціями, які виконуються за допомогою підйомних установок. Найбільш широко застосовуються підйомні установки АЗИНМАШ-37А, УПТ-32, УПТ1-50, і агрегати А-50У, А-50М, АОРС-6О, КОРО-80.
При організації підземного ремонту виникає необхідність в розробці програми ремонтних робіт, підборі обладнання і визначенні його режиму роботи. Стосовно проведення спуско-підіймальних операцій необхідно вибрати тип підйомної установки, провести перевірку міцності талевого канату при вибраній схемі оснастки, визначити раціональний режим роботи підйомної установки.
Основним параметром підйомної установки є її вантажопідйомність. Необхідна вантажопідйомність установки визначається максимальною вагою свердловинного обладнання, яке піднімається з врахуванням можливих ускладнень . Наприклад, у випадку заклинювання плунжера насоса приходиться піднімати колону насосних штанг разом з трубами і рідиною. При обриві штанг необхідно піднімати колону НКТ разом зі штангами. Крім того, колона НКТ може бути прихвачена піском. Тому нема потреби точно визначати за даними свердловини максимальне зусилля на гаку. При виборі моделі підйомної установки необхідно врахувати аварійні випадки і ускладнення.
4.1 Згідно ситуації, яка склалася на свердловині і визначається варіантом завдання (таблиця 5.1), скласти поетапну програму ремонтних робіт.
4.2 Вибрати модель підйомної установки. Для цього скористатися нижченаведеними рекомендаціями.
В загальному випадку при підйомі колони НКТ без врахування Архімедових сил, навантаження на гак рівне її вазі:
, (5.1)
де - вага одного метра труби з врахуванням висадженої частини і муфт, Н/м;
- довжина колони НКТ, м.
Аналогічно може бути визначена вага колони насосних штанг:
, (5.2)
де - вага одного метра штанг і-ї ступені колони насосних штанг, Н/м;
- довжина і-ї ступені колони насосних штанг, м.
У випадку необхідності підняття колони насосно-компресорних труб заповненої пластовою рідиною разом із колоною штанг навантаження на гак рівне:
, (5.3)
де - вага колони НКТ в повітрі, Н
- вага рідини в колоні НКТ, Н
- вага штанг в рідині, Н
З врахуванням прихоплення статичне навантаження на гаку визначається за формулою
, (5.4)
де k - коефіцієнт, який враховує прихоплення колони (приймається рівним від 1,25 до 1,30).:
Виходячи із максимального навантаження на гаку, вибрати модель підйомної установки.
4.3 Перевірити міцність каната.
Талевий канат є найбільш відповідальним елементом талевої системи. При роботі підйомної установки на канат діють статичні навантаження, динамічні, а також згинаючі навантаження внаслідок перегину канату на шківах.
Для перевірки міцності канату необхідно визначити коефіцієнт запасу міцності. Тут розглядається методика визначення коефіцієнта запасу міцності канату при дії на нього тільки статичних розтягуючих навантажень.
Необхідне розривне зусилля каната визначається за формулою
, (5.5)
де - коефіцієнт запасу міцності каната (приймається рівним від 3 до 5);
- натяг ходового кінця каната, Н;
, (5.6)
- вага рухомої частини талевої системи (приймається приблизно рівною 2% від вантажопідйомності підйомної установки);
- кратність оснастки талевої системи;
- ККД талевої системи (приймається з таблиці).
Характеристика міцності талевих канатів, які використовуються для підйомних установок приведена в таблиці.
3.5 Визначити раціональний режим підйому свердловинного обладнання.
Раціональне використання потужності підйомної установки і прискорення процесу спуско-підіймальних операцій досягається оптимальною оснасткою талевої системи і використанням максимально можливої швидкості підйому.
На практиці переоснастка талевої системи для конкретних операцій не проводиться.
Важливо визначити, на яких швидкостях підйомної установки раціонально піднімати свердловинне обладнання в залежності від його вагових характеристик і інтервалу підйому.
Число труб (штанг), яке можна піднімати на кожній швидкості з умови вантажопідйомності рівне
, (5.7)
де - вага одного метра труби (штанги), Н/м;
- довжина однієї труби (штанги), м;
- максимальний натяг ходового кінця каната на кожній швидкості підйомної установки(приведено в таблиці ), Н.
Після проведення розрахунку за вище приведеною формулою необхідно скласти для машиніста підйомної установки програму підйому, тобто вказати, з якої швидкості починати підйом і скільки труб (штанг) піднімати на кожній швидкості.
Число труб, яке слід піднімати на кожній, швидкості підйомної установки визначити у зворотному порядку:
на IV - швидкості піднімають кількість труб, яка рівна кількості обчисленій попередньо, тобто ,
на III - швидкості ,
на II - швидкості ,
на I - швидкості .
5 Питання для самоконтролю
5.1 Вкажіть особливості конструктивних схем підйомних установок.
5.2 Який критерій визначення раціональної кількості швидкостей підйомної установки?
5.3 Чи рівномірно навантажені шківи кронблока талевої системи?
5.4 В чому суть проектного та перевірочного розрахунків талевого канату?
5.5 Розкажіть про відомі Вам конструктивні і експлуатаційні способи підвищення довговічності талевого каната.
6 Перелік посилань на джерела
6.1 Світлицький В.М., Угодовський С.І., Галустян Г.Р. Поточний та капітальний ремонт свердловин. – К.: Логос, 2001. – 344 с.
6.2 Сулейманов А.Б., Карапетов В.А., Яшин А.С. Техника и технология капитального ремонта скважин. - М.: Недра, 1987. – 316 с.
6.3 Бухаленко Е.И., Бухаленко В.Е. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. - М.: Недра, 1991. –336 с.
6.4 Сулейманов А.Б., Карапетов В.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. - М.: Недра, 1984. – 212 с.
Таблиця 5.1 – Вихідні дані до практичного заняття
|
Варіант |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
Причина підземного ремонту |
Закли-нюван-ня плунже-ра насо- са |
Сильне закли-нюван-ня плунже-ра насо- са |
Збіль-шення глиби-ни підвіс-ки насоса на 50 м |
Обрив колони штанг на глибині 100 м |
Заміна посадочного гнізда насоса |
Заміна насоса. При-хват колони НКТ вибій-ною проб-кою |
Таблиця 5.2 – Параметри підйомних установок і агрегатів
|
Параметри |
АзИНМАШ-37А |
А-50У |
А-50М |
|
Максимальна ванта-жопідйомність, кН |
320 |
500 |
600 |
|
Максимальна оснастка |
2 х 3 |
3 х 4 |
3 х 4 |
|
Кількість швидкостей підйому |
3 |
4 |
4 |
|
Максимальний натяг ходового кінця каната, кн. на I-й швидкості на II-й швидкості на III-й швидкості на IV-й швидкості |
88,9 48,6 23,9 - |
95,8 66,1 24,0 14,4 |
114,9 57,5 30,3 15,3 |
|
Діаметр талевого канату, мм |
22,5 |
25 |
25 |
4