Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

6. Колонна НКТ  для насоса НСВ1-38 в соответствии  с таблицей IV.25 /6/ выбирается с  условным диаметром 73 мм и толщиной  стенки 5,5 мм. Для труб этого размера  D_т.н=0,073 м; D_т.в=0,062 м; f_тр=11,6*10^-4 м².

7. Для давления  р_пр определим объемный коэффициент нефти:

количество растворенного  газа:

 м³/м³;

расход свободного газа:

 м³/с;

подачу жидкости:

 м³/с;

 

8. Коэффициент сепарации  газа:

Трубный газовый  фактор:

 м³/м³.

Очевидно, Г_{н о}=G_{н о}.

Новое давление насыщения   МПа.

9. Определим давление  на выкиде насоса   МПа (рисунок 4)

Определим среднюю  плотность смеси в колонне  НКТ: 

 

 кг/м³.

10. Определим максимальный  перепад давления в клапанах  при движении через них продукции  скважины.

Согласно таблице IV.1 /6/, d_{кл в}=25 мм, d_{кл н}=18 мм. Предварительно определим расход смеси через всасывающий клапан:

 м³/с,

 м³/с.

 

Максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана и число Рейнольдса:

 м/с;

По графику (см. рисунок IV.1 /6/) определяем коэффициент расхода клапана при Rе=2,8*10⁴ М_кл=0,4. Перепад давления на всасывающем клапане

 Н/м²=0,03 МПа.

Аналогично определим  перепад давления на нагнетательном клапане. Поскольку р_вык>р’_нас, то Q’_г(р_вык)=0 и Q_кл=Q_ж(р^’_нас),

 

 м³/с;

 м³/с;

M_кл=0,4 (см. рисунок IV.1 /6/),

 Н/м²=0,05 МПа.

Тогда давление в  цилиндре насоса при всасывании р_{вс ц} и нагнетании р_нагнц и перепад давления, создаваемый насосом ∆р_нас, будет следующее:

 

р_всц=р_пр-∆р_{кл в}=2,56-0,03=2,53 МПа;

р_нагц=р_вык+∆р_{кл н}=7,94+0,05=7,99 МПа;

∆р_н=р_{нагн ц}-р_пр=7,99-2,56=5,43 МПа.

11. Определим утечки  в зазоре плунжерной пары:

Проверяем характер течения в зазоре:

Следовательно, режим  течения жидкости в зазоре ламинарный.

12. Определим коэффициент  наполнения:

Установим предварительно Q_см (р_всц):

Q_ж(р_всц)≈Q_ж(р_пр)≈3,39∙10^-4 м³/с;

 м³/м³;

 м³/с;

Q_см=(3,39+1,95)∙10^-4=5,34∙10^-4 м³/с;

Проверяем условие  р_всц<р’_нас. Поскольку оно выполняется, то в цилиндре во время хода всасывания имеется свободный газ. Тогда коэффициент наполнения η_нап определяем в следующем порядке:

Коэффициент утечек:

Газовое число:

 

 

р_нагнц=7,99 МПа>р’_нас=5,5 МПа. Следовательно, коэффициент наполнения:

В расчете принято  b_ж(р)=b_н(р);

Определим коэффициент  наполнения также для неравновесного характера процесса растворения  газа:

 

Определим коэффициент  наполнения также для процесса неравновесного и при полной сегрегации фаз:

По формуле И.М. Муравьева:

Вероятные средние  значения коэффициента наполнения   и соответствующие максимальные абсолютные отклонения δ_i составят соответственно:

   

   

Следовательно, значения коэффициента наполнения насоса, определенные для различных схем процесса выделения  и растворения газа и сегрегации фаз, лежат в довольно узком диапазоне  значений: η_нап=0,59-0,62. Погрешность схематизации не превышает 0,02.

Для дальнейших расчетов принимаем η_нап=0,60.

Коэффициент η_рг, учитывающий усадку нефти:

13. Определим подачу  насоса W_нас, обеспечивающую запланированный дебит нефти при получившемся коэффициенте наполнения:

 

 м³/с.

При известном диаметре насоса можно определить необходимую  скорость откачки, пользуясь, например, формулой:

 м/мин.

По диаграмме  А. Н. Адонина для заданного режима можно использовать станки-качалки 6СК6-1,5*1600 или 6СК6-2,1*2500.

Первый из них  не подходит, поскольку не обеспечит  требуемую скорость откачки (для  этого станка sn_max=22 м/мин). Поэтому следует ориентироваться на параметры станка СК6-2,1-2500 по ГОСТ 5866-76, параметры которого аналогичны параметрам станка-качалки 6СК6-2,2*2500.

Выбираем s_пл=2 м; n=15 кач/мин или N=0.25 1/c.

14. При выборе  конструкции штанговой колонны,  вначале воспользуемся таблицами  АзНИПИ ДН. По таблице IV.8 /6/ для насоса диаметром 38 мм выбираем двухступенчатую колонну штанг из углеродистой стали 40 ([σ_пр]=70 МПа) диаметрами 16 и 19 мм с соотношениями длин ступеней 55*45%. Выберем также конструкцию равнопрочной штанговой колонны по методике МИНХ и ГП.

Предварительно  установим значения следующих коэффициентов (необходимые размеры штанг приведены  в таблице 13):

;  ;  ;

  ; 

   

   

Площадь плунжера насоса:

 м².

Гидравлическая  нагрузка:

 Н.

Коэффициенты динамичности при ходе вверх m_в и вниз m_н, а также плавучести штанг К_арх и вспомогательный множитель М:

Сила гидравлического  трения, действующая на единицу длины  колонны:

 Н/м,

 Н/м.

Далее определим  силы сопротивлений, сосредоточенные  у плунжера:

 Н,

 Н.

Вес “тяжелого низа”  принимаем равным сумме сил сопротивления, сосредоточенных у плунжера:

 Н.

Далее установим  длины нижней l₁ и верхней l₂ ступеней.

Последовательно отметим, что q_{тр 1} и q_{тр 2} составляют весьма незначительную часть от веса единицы длины штанг q_{шт 1} и q_{шт 2}. Поэтому при расчете можно не учитывать q_{тр 12:} 

 

 м.

 м;

Оценим необходимую  длину “тяжелого низа”, если его  выполнить из штанг диаметром 25 мм:

 

 м, или 1,6% от общей длины колонны.

Таким образом, расчетным  путем была получена конструкция  колонны диаметром 16*19 мм с соотношением длин ступеней 65*35%. Для дальнейших расчетов принимаем конструкцию колонны  с соотношением длин для ступеней 65*35%.

15. Рассчитаем потери  хода плунжера и длину хода  полированного штока:

м.

 м.

 м.

Критерий динамичности   для данного режима:

Поскольку  _кр=0,2 (см. табл. II.3 /6/), то   и длину хода полированного штока S можно определить по формулам:

 м;

 м.

Обе формулы дают одинаковый результат, причем длина  хода штока оказалась несколько  меньше, чем рассчитываемая без учета  динамических усилий в штангах.

Для дальнейших расчетов принимаем ближайшую стандартную  длину хода станка-качалки СК6-2,1-2500 s=2,1, тогда для сохранения прежней  скорости откачки определяем уточненное число качаний:

 кач/с=14,7 кач/мин;

 рад/с.

Длина хода плунжера при s=2,1 м:

 м;

а общий коэффициент  подачи штанговой насосной установки:

16. Перейдем к  определению нагрузок, действующих  в точке подвеса штанг. Соответственно  вес колонны штанг в воздухе  и в жидкости с учетом веса  “тяжелого низа”:

 кН.

Вычислим предварительно коэффициенты m_ω и φ в формулах А. С. Вирновского:

 

Принимаем a₁=a₂=a₁=a₂=1 (для упрощения расчета).

Определим вибрационную и инерционную составляющие по формулам:

 кН,

 кН.

Исследованиями  установлено, что вибрационная составляющая экстремальной нагрузки не может  быть больше, чем гидростатическая. Следовательно, результат расчета  Р_виб получился завышенным. Поэтому примем: 

 

Р_виб=Р_ж=6,1 кН;

Р_max=Р’_шт+Р_ж+Р_виб+Р_ин=16,3+6,1+3,9=32,4 кН;

Р_min=Р^’_шт – (Р_виб+Р_ин)=16,3-(6,1+3,9)=6,3 кН.

Тогда экстремальные  нагрузки по скорректированным формулам А. С. Вирновского составят: 

 

Р_max=Р^’_шт+Р_ж+К_{дин в}(Р_виб+Р_ин)=16,3+6,1+0,97(6,1+3,9)=32,1 кН,

Р_min=Р^’_шт-К_{дин в}(Р_виб+Р_ин)=16,3-0,93(6,1-3,9)=6,8 кН.

17. Оценим силы  сопротивлений, возникающие при  работе насосной установки.

Будем считать постоянным угол a и равным ≈5º (~0,087 рад), а азимутальным отклонением можно пренебречь.

Тогда силу механического  трения штанг можно определить по формуле:

Р_{тр мех}=С_штα(Р_ж+Р^’_шт)=0,25∙0,087(6,1+16,3)=0,49 кН,

где С_шт по данным В. М. Троицкого для ν_н=3∙10^-6 м²/с можно принять равной 0,25.

Силу гидравлического  трения рассчитаем по формуле А. М. Первердяна:

 

18. Рассчитаем напряжение  в штангах по формулам:

 МПа,

 МПа,

 МПа,

 МПа.

Приведенное напряжение в точке подвеса штанг составляет соответственно:

по формуле И. А. Одинга:

 МПа,

 

по формуле М. П. Марковца:

 МПа,

Для штанг из стали 40 нормализованных предельно допускаемое  приведенное напряжение составляет 70 МПа (по Одингу). Следовательно, для этих штанг условие обеспечения усталостной прочности не выполняется, так как [σ_пр]=70 МПа<σ_{пр од}=72 МПа.

Следовательно, можно  либо подобрать штанговую колонну  из штанг той же марки, но большего диаметра, например 19*22 мм, или сохранить  конструкцию колонны, но выбрать  штанги с более высокой усталостной  прочностью, например, из стали 20 НМ, нормализованные  с [σ_пр]=90 МПа по И. А. Одингу, [σ_пр]=74 МПа по М. П. Марковцу. В расчетах воспользуемся вторым вариантом.

19. Крутящий момент  на кривошипном валу редуктора  определим по формуле:

M_кр max=300S+0.236S(Р_max-Р_min)=300∙2.1+0.236∙2.1(32.1-6.8)10³=13200 Н∙м.

20. Выберем станок-качалку.  Предыдущими расчетами было установлено:  Р_max=32.1 кН; (M_кр)_max=13200 Н∙м; S=2.1 м; n=14.7 кач/мин.

Сравнивая расчетные  данные с паспортными характеристиками станков-качалок находим, что этим условиям удовлетворяет станок-качалка СК4-2,1-1600, который и выбираем окончательно.

21. Рассчитаем энергетические  показатели работы штанговой  насосной установки.

Полезная мощность:

 Вт.

 

Коэффициент потери мощности на утечки:

Потери мощности в клапанных узлах:

 Вт.

Мощность, расходуемая  на преодоление механического I_{тр мех} и гидродинамического I_{тр г} трения штанг, а также трения плунжера в цилиндре I_{тр пл}:

 Вт.

 Вт.

 Вт.

Затраты мощности в  подземной части установки:

 Вт.

К. п. д. Подземной  части установки:

 

Значения к.п.д. подземной  части по этим формулам получились достаточно близкие.

Принимаем: η_эд=0,77, η_ск=0,80, тогда общий к.п.д. установки:

Полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости:

 Вт=45 кВт.

Определим полную потребляемую мощность также по методике Б. М. Плюща  и В. О. Саркисяна:

К₁=6,0 для станка-качалки с грузоподъемностью 4 т,

 Вт=6.1 кВт.

Расхождение результатов  расчета полной мощности по разным методикам составило около 15% от их среднеарифметической величины, что  приемлемо для практических расчетов. Для расчета принимаем I_полн =6,1 кВт. По таблице IV.16 /6/ выбираем электродвигатель АОП-52-4 с номинальной мощностью 7,0 кВт.

Удельный расход энергии на подъем жидкости:

 

 Дж/кг,

 кВт∙ч/т,

 кВт∙ч/т.

Суточный расход энергии:

 кВт∙ч.

22. Определим эксплуатационные  показатели и межремонтный период  работы штанговой насосной установки.

Предварительно  определим вероятную частоту  подземных ремонтов, связанных с  ликвидацией аварий со штанговой  колонной по формуле А. С. Вирновского при R=0.75 и С^’_n=0.533:

 рем/год,

или по формуле:

 рем/год.

Результаты расчета  по обеим формулам получились близкие, однако абсолютное значение γ оказывается  больше, чем определяемое по фактическим  данным для основных нефтяных месторождений.

Задаваясь числом ПРС, не зависящих от типоразмера оборудования и режима его работы, n_пр определим вероятное общее число ПРС в течение года.

Для расчетов принимаем  γ=2,5 рем/год, η_пр=1 рем/год:

 

N_рем =γ+n_пр=2,5+1=3,5 рем/год /6/.

 
6. Безопасность и обслуживание  ШСНУ в ООО НГДУ ”Октябрьскнефть”

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений возникают  следующие виды опасностей: производственные опасности (внезапное разрушение оборудования, несущих конструкций, взрывы, пожары, аварийные утечки токсичных веществ); чрезвычайные ситуации; профессиональные вредности (чрезмерное мышечное и нервно-психическое  напряжения отдельных органов и  систем организма, монотонность труда, нерациональная рабочая поза, неблагоприятные  метеорологические и другие условия); случаи травматизма; аварии и отравления.  

 

6.1 Основные опасности  и вредности возникающие в процессе эксплуатации месторождений в ООО НГДУ “ Октябрьскнефть”

На нефтепромыслах НГДУ “Октябрьскнефть” возможно возникновение следующих видов опасностей:

- поражение электрическим  током;

- пожаровзрывоопасность;

- отравление нефтяными  газами, различными ингибиторами;

- опасность травмирования движущимися частями оборудования, опасность травмирования транспортными средствами, спецтехникой, частями оборудования при работе со спецтехникой под высоким давлением;

- опасность ожогов  при работе с паро-передвижной  установкой.

Объекты цеха добычи нефти и газа (скважины, газозамерные установки, насосные, резервуарные парки и т. д.) являются взрывоопасными объектами, а при проведении работ по их обслуживанию и ремонту имеются опасности отравления нефтяными парами или газом, поражения электрическим током, падение с высоты и при передвижении по территории. Опасными факторами являются также высокое давление, под которым работают скважины и наземное оборудование, применение химических реагентов, различных растворителей, пара и горячей воды в технологических процессах. Опасными работами являются переключения задвижек в колодцах нефтесборных трубопроводов и замер уровня нефти в резервуарах.