Проектування режимних параметрів роботи свердловини

= =995,81 кг/.

Знайдемо тиск на прийомі насоса по формулі І.Т. Міщенка:

=0,5+0,3⋅⋅(1-)= 0,5+0,3⋅7,2⋅⋅(1-0,71)=1,126⋅ Па.

Знайдемо відносну густину газу:

= = =0,57.

Розраховуємо температурний градієнт потоку , попередньо визначивши середній градієнт і дебіт Q в м³/с:

W= = =0,049 К/м;

Q= = =2,67⋅м³/с;

= = =0,042.

Температура на гирлі свердловини:

=-⋅Н = 345-0,042⋅1334 =288,85 К.

Розраховуємо псевдокритичні параметри: тиск і температуру:

=4,892-0,4048⋅=4,892-0,4048⋅0,57=4,66;

=94,717+170,8=94,717+170,8⋅0,57=192,07.

Приведений тиск:= = =0,242.

Температура на глибині спуску насоса рівна:

=-⋅L= 345-0,042⋅1060 = 300,48 К.

Приведена температура: = = =1,564.

Коефіцієнт розчинності газу в  нафті становить:

= = = 0,854⋅ м³/м³⋅Па.

Газонасиченість при тиску на прийомі  насоса:

=⋅( )^0,5 м³/м³, якщо

=61,466⋅(^0,5 = 23,366 м³/м³.

Об’ємний коефіцієнт нафти та рідини при тиску на прийомі насоса:

= 1+3,05⋅⋅=1+3,05⋅23,366 = 1,071;

=(1-+=1,071⋅(1-0,71)+0,71 = 1,02.

Об’ємна витрата рідини при тиску :

=Q⋅ =2,67⋅⋅1,02 = 2,723⋅ м³/с.

Коефіцієнт надстисливості газу при  і :

Z= =( =0,974.

Об’ємна витрата вільного газу в  свердловині при  і , зведених до нормальних  умов:

=(-)⋅⋅Q⋅(1-),

=(61,466-23,366)⋅⋅2,67⋅ =

= 2,808·10^-5 м³/с.

Газове число: = = = 1,031 м³/м³.

Коефіцієнт сепарації вільного газу при режимі нульової витрати  рідини:

=1- =1- () =0,895,

де -зовнішній діаметр насоса, м.

Відносна швидкість газових  пухирців (зумовлена дією архімедової  сили)

=0,02 м/с, якщо ; =0,17 м/с, якщо ;

Приймаємо  =0,17 м/с.

Коефіцієнт сепарації на прийомі  штангового насоса:

= = =0,887.

Трубне газове число:

=⋅(1-) = 1,031⋅(1-0,887) = 0,116 м³/м³.

Максимальна швидкість газорідинної суміші:

= = =0,176 м/с;

- діаметр отвору сідла клапана, =0,02 м.

Кінематична в´язкість рідини:

= = =4,645⋅ м²/с.

Число Рейнольдса:

= = =757,7.

В залежності від числа Рейнольдса по графіку шукаємо коефіцієнт витрати  для клапана:

 =0,32.

Перепад тиску в клапані штангового насоса визначаємо по формулі:

=·ρ_р=⋅1009,56= 152,7 Па.

Тиск в циліндрі насоса при всмоктуванні:

=- =1,126⋅-152,7 =1,126Па.

-тиск на прийомі насоса;

-втрати тиску у всмоктувальному  клапані.

Знаходимо трубне газове число, приведене  до нормальних умов:

=⋅ = 0,116⋅  = 1,218 м³/м³.

Визначаємо новий тиск насичення  нафти газом з врахуванням  сепарації, який відповідає трубному газовому числу:

=/ = 1,218/0,854⋅= 1,426⋅ Па,

де -коефіцієнт розчинності газу в нафті в м³/м³Па.

Газонасиченість при тиску на гирлі  свердловини, прийнявши тиск на гирлі =Па.

=⋅=0,854⋅⋅=0,854 м³/м³.

Газонасиченість при новому тиску  насичення нафти газом:

= ⋅ = 0,854⋅= 1,218 м³/м³.

Знаходимо тиск розвантаження за формулою Щурова (ККД газу =0,45):

=0,45⋅( - ) ⋅⋅⋅(1-) ,

=0,45⋅(61,466-)⋅0,1⋅⋅(1-0,71)⋅ = 0,28⋅ Па.

Гідравлічні втрати на тертя △Р при русі рідини в трубах визначаємо по формулі Дарсі-Вейсбаха.

Коефіцієнт  гідравлічних опорів є функцією числа  Рейнольдса:

V=⋅ = ⋅ =18,823·;

де -внутрішній діаметр НКТ;

V- швидкість руху рідини у трубах при русові плунжера вверх;

= = =202,62.

При 0<<2320 – ламінарний режим руху рідини.

Коефіцієнт гідравлічного опору  визначаємо по формулі Стокса:

λ= = = 0,316.

Гідравлічні втрати на тертя при русі рідини:

△Р=λ⋅ =0,316⋅ =1197,6 Па;

Тоді  тиск у трубах над плунжером буде становити:

=⋅L++-=1009,56⋅9,81⋅1060++1197,6-0,28⋅= =10,32⋅ Па.

Об´ємна витрата витікання рідини через  зазор плунжерної пари :

Зазор між плунжером і циліндром   δ= 22,5⋅м;

Відносний ексцентриситет =0,5 м;

Довжина плунжера =1,2 м.

=(1+1,5⋅)⋅,

=(1+1,5⋅)⋅=

=5,25· м³/с.

Коефіцієнт витікання рідини:

= = = 0,96⋅.

Коефіцієнт наповнення насоса:

= -= -0,96⋅=0,88.

κ=0,15 - коефіцієнт, який характеризує частку шкідливого простору в насосі.

Коефіцієнт усадки рідини: =1/=1/1,02 =0,98.

 

3.3. Механіко-технологічні розрахунки  штангової насосної установки

 

Для визначення коефіцієнта деформації штанг і труб треба спочатку визначити  статичні навантаження.

Статичні навантаження під час  руху вверх:

=+ ,

де  – навантаження, зумовлені вагою штанг у рідині;

      – навантаження, зумовлені вагою стовпа рідини;

=⋅                                                                                                                                 де – вага штанг у повітрі;

 – коефіцієнт плавучості  штанг;                                                                                                                               

=7850 кг/м³ – густина матеріалу,з якого виготовлені насосні штанги.

=1- =1- = 0,871;

 де  – густина рідини.

=L·q = 1060·16,7 = 1,77·10⁴ Н;

q – вага 1 м штанг з муфтою заданого діаметра, Н;

q = 16,7 Н.

=⋅=1,77⋅ ⋅0,871 = 1,54⋅ Н.

Розраховуємо навантаження стовпа рідини:

=F⋅(-)=6,158⋅⋅(10,32-1,126)=5,66⋅ Н;   

=+=1,54⋅+5,66⋅ = 2,106⋅ Н;

F= ==6,158·10^-4.

Знаходимо коефіцієнти деформації штанг і труб. Спочатку розрахуємо площу поперечного перерізу штанг:

=0,016 м;       

   = = =2,01⋅;

Пружна деформація штанг і труб зумовлена гідростатичним навантаженням  і визначається з законом Гука:

Пружна деформація штанг:

=· =· =0,143 м. Пружна деформація труб:

= ⋅ , де – площа поперечного перерізу (по металу) труб, ;

= ==0,86⋅;

  = ⋅ = = 0,0348 м.

λ=+ = 0,143+0,0348 =0,1778 м.

Дійсну довжину плунжера обчислюємо за формулою:

=S – λ =1,4– 0,1778 =1,2222 м.

Коефіцієнт деформації штанг і  труб:

==1,2222/1,4=0,873.

Знайдемо коефіцієнт подачі штангової  насосної установки:

=⋅⋅=0,873 ⋅0,88⋅0,98=0,75.

 

Висновок:

В результаті проведених розрахунків  ми підібрали штанговий свердловинний  вставний насос з захоплюючим  штоком НВ1С-29-21-14, зі складеним (втулюючим) циліндром (із набору втулок, стягнутих всередині кожуха фасонними гайками); з довжиною ходу плунжера 1,4 м, для якого потрібні 60 мм НКТ. Прийняли також одноступеневу колону штанг діаметром 16 мм і 19 мм). З цьго розрахунку ми обрали верстат качалку типу 3СК=3=0,75=400 з максимальною довжиною полірованого штоку 0,75 м і з найбільшим допустимим навантаженням на головку балансира у точці підвісу штанг 30 кН і найбільшим допустимим крутним моментом 4 кНм.

В результаті проведених розрахунків  ми також встановили, що коефіцієнт подачі штангової насосної установки складає 0,75, тобто насос працює раціонально. Обладнання підібрано правильно і глибина спуску нососа теж оптимальна.

 

4.1 Техніка безпеки при експлуатації  свердловин штанговими насосами

 

При експлуатації свердловин штанговими насосами установками слід забезпечувати достатню міцність обладнання і огородження всіх рухомих частин механізму. Верстати-качалки всіх типів випускаються з огородженнями кривошипно-шатунного механізму і пасової передачі. Необхідно дотримуватись наступних основних вимог безпеки :

- верхній торець гирлового трійника-сальника  повинен виступати над рівнем  пригирливої не більше ніж  на 1 м;

- при набивці ущільнення в  корпусі сальника головка його  повинна утримуватися на сальниковому штоці спеціальним затискувачем;

- забороняється повертати шків  верстата-качалки вручну або гальмувати  його шляхом підкладання труби  або лома в спині;

- при встановленні пальців кривошипно-шатунного  механізму шатун необхідно надійно кріпити до стінки верстата-качалки, повинна бути встановлена площадка з огородженням;

- забороняється надівати і знімати  паси, необхідно шляхом пересування  електродвигуна;

- під час огляду або зміни  окремих частин верстат-качалка  повинна бути зупинена;

- канатну і ланцюгову підвіски  дозволяється знімати і надівати  тільки спеціальними пристроями з підлоги або переносних драбин-площадок, забороняється виконувати ці роботи з балансира верстата-качалки;

- до початку ремонтних робіт  електропривід повинен бути відключений,  а на пусковому пристрої встановлений  плакат : « Не включати - працюють  люди ! », на свердловинах з  автоматичним і дистанційним  управлінням біля пускового пристрою  повинен бути закріплений щит  з надписом : « Увага ! Пуск автоматичний ! »;

- при обслуговуванні електроприводу  персонал повинен працювати в  діелектричних рукавицях;

- глибиннонасосна установка перед  пуском в експлуатацію повинна  бути заземлена. В якості заземлювача електрообладнання повинен бути використаний кондуктор свердловини. При цьому кондуктор повинен бути зв'язаний з рамою верстата двома заземленими провідниками ( переріз кожного 50 мм² ), які повинні бути в різних точках кондуктора і рами, які доступні для огляду. Заземлюючим провідником може бути кругла, кутова і іншого профілю сталь, крім канату.

Для захисту від поранення електричним  струмом при обслуговуванні верстата-качалки застосовують ізолюючі підставки.

 

4.2 Протипожежні заходи

 

Нафта і вуглеводневий газ - вибухонебезпечні і легкозаймисті речовини. Вибух або пожежа можуть виникнути при повних відношеннях горючого і повітря, появі джерела загорання. Вибух можливий і при скупченні газу в певних частинах приміщення. Більшість нафтових газів важчі за повітря, внаслідок чого вони стеляться по землі, заповнюючи заглиблення. Можливими причинами загорання можуть бути : відкритий вогонь, сильне нагрівання, удар, тертя.

До протипожежних заходів відносяться  заземлення металічних частин, захист блискавковідводами, своєчасне видалення і охолодження парафінистих речовин. Біля свердловини і інших об'єктів повинен бути протипожежний інвентар для гасіння пожежі, скрині з піском, лопати, лом, сокири, вогнегасники пінні і вуглекислі. Виробнича територія і робочі місця повинні підтримуватися у чистоті. Розлиту нафту і нафтопродукти необхідно збирати, а забруднену площадку - зачищати. Курити дозволяється в спеціально відведених місцях. Газонебезпечні і вогневі роботи можуть виконуватися тільки по наряду ( типу робіт ) спеціально підготовленими робітниками під керівництвом інженерно-технічного працівника, призначеного начальником або головним інженером підприємства.

На кожному підприємстві необхідно  мати данні про показники пожежно  вибухової небезпеки речовин  та матеріалів, котрі застосовуються в технологічних процесів.

Параметри режиму роботи технологічного обладнання, з’єднаного зі застосуванням  горючих газів, зріджених горючих  газів легкоспалахуючих речовин, а  також з наявністю вибухо пожежно  небезпечної пили, забезпечує вибухопожежнонебезпечність технологічного процесу.

Температура підігріву темних нафтопродуктів при зберіганні, а такод при  проведенні зливо-наливних операцій нижче  температури спалаху нафтопродукту  в закритому тиглі на 35 ºС і  не перевищувати 90 ºС.

На приборах контролю і регулювання  позначають допустимі області вибухопожежнобезпечних параметрів роботи технологічного обладнання.

При відхиленнях одного або декількох  вибухонебезпечних параметрів від  допустимих границь прилади контролю та регулювання подають попереджувальні  та аварійні сигнали.

Для кожного резервуара встановлюється максимальна границя заповнення.

Схема обв’язки трубопровода передбачає, як правило, можливість виключення несправного  обладнання із технологічного процесу  і забезпечує аварійний злив.

Основне та допоміжне технологічне обладнання підприємства захищає від  статичного струму.