Курсовая работа: Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения

1,2; 4,5

1,8 – 4,5

1,8 – 4,5

Таблица 10

Техническая характеристика станков-качалок

Показатели	СК3-1,2-630	СК5-3-2500	СК10-3-5600	СКД3-1,5-710	СКД6-2,5-2800	СКД12-3,0-5600
Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН	30	50	100	30	60	120
Номинальная длина хода устьевого штока, м	1,2	3,0	3,0	1,5	2,5	3,0
Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора), кН м	6,3	25	56	7,1	28	56
Число ходов балансира в минуту	5 - 15	5 - 15	5 - 12	5 - 15	5 - 14	5 - 12
Редуктор	Ц2НШ-315	Ц2НШ-450	Ц2НШ- 560	Ц2НШ-315	Ц2НШ-450	Ц2НШ- 560
Габаритные размеры, мм, не более: Длина Ширина Высота	4125 1350 3245	7380 1840 5195	7950 2246 5835	4050 1360 2785	6085 1880 4230	6900 2250 4910
Масса, кг	3787	9500	14120	3270	7620	12065

В последние годы стали использоваться штанговые насосы с безвтулочным цилиндром. Их преимуществом является упрощение конструкции и сборки насоса. У таких цилиндров предусматривается большая толщина стенки, чем у кожуха насосов с втулочным цилиндром, что обеспечивает повышенную прочность их резьбы по сравнению с резьбой кожухов. Конструкция насосов с безвтулочным цилиндром аналогично конструкции насосов с втулочным цилиндром /3/.

2.2 Анализ эффективности эксплуатации ШСНУ в условиях ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

Наличие большого количества скважин, эксплуатируемых УСШН различных типоразмеров, широкий диапазон условий эксплуатации, различные характеристики пластов и добываемых из них жидкостей позволили получить широкий спектр данных используемых при подборе оборудования в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”.

Анализ предусматривает группировку скважин по ряду общих признаков, которые приведены в таблице 11.

Таблица 11

Дебит скважин по неф- ти, т/сут	Коли- чество сква- жин, шт	Распределение насосов по степени обводненности, %					Распределение насосов по глубине подвески насоса, м				Средняя глубина подвески, м.
		0-2	2-20	21-50	51-90	91-100	0- 700	701- 1000	1001- 1300	1301- 1500
0 –1	647	29	145	125	287	61	-	10	439	198	1261
1,1 – 5	507	18	214	142	128	5	2	18	385	102	1224
5,1 – 10	68	5	35	25	3	-	-	8	53	7	1182
10,1 – 20	14	1	10	2	1	-	-	-	14	-	1140
20,1 - 30	1	-	-	-	-	-	-	-	1	-	1016
Итого	1237	53	404	295	414	66	2	36	892	307	1240

Таблица 12

Добыча жидкости различными видами насосов по ЦДНГ-1

Вид насоса	Количество, шт.	Добыча нефти, т.	Добыча жидкости, м3
НСВ1Б-28	1	104	173,4
НСВ1Б-29	20	4161	8772,8
НСВ1Б-32	247	90987,2	248758,5
НСН2Б-43	16	10229,1	61825,5
НСН2Б-44	33	35715,3	113040,5
НСН2Б-56	4	6518,9	30687,4
НСН2Б-57	3	3987,6	27740
Итого	324	151703,1	490998,1

Наибольшее число штанговых насосов (62 %) имеет производительность по нефти до 1 т/сут. Около 95 % скважин эксплуатируется с содержанием воды до 90 %, 5 % - более 90 %. Основными глубинами подвесок насоса являются 1000-1300 м, (95 % скважин), наиболее распространенными являются насосы вставного типа – 82,7 %. Наземное оборудование скважин представлено в основном станками-качалками нормального ряда типа СКН5 – 31 %, СКД8 –15 % и 7СК8 – 29 %. Колонны штанг комплектуются двумя диаметрами штанг – 22 и

19 мм в соотношении 40 % и 60 %. Средняя величина погружения насосов под динамический уровень составляет более 300 м. что обеспечивает давление на приеме 2,5…3,0 МПа. Число ходов большинства станков-качалок поддерживается в пределах 5…6, длина хода полированного штока составляет 1,2 …2,5 м. /1/ . Основное применение в ЦДНГ-1 НГДУ “ОН” получили насосы вставного типа (НСВ) – 268 шт. На них ложится основная часть добычи нефти – 95252,2 т. из 151703,1 т. в год. Но если сравнить отдельно насосы, то из таблицы видно, что насосы типа НСН2Б-44 добывают в три раза меньше жидкости, чем НСВ1Б-32, но их в 7,5 раз меньше чем вставных. Это объясняется тем, что они применяются в мало обводненных скважинах, чем вставные и производительность невставных насосов выше чем вставных /3/.

3. Теория подбора оборудования и режима работы ШСНУ

3.1 Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока

Почти во всех скважинах фактическая производительность глубинно-насосных установок ниже расчетной, что обусловлено:

-упругим удлинением и сокращением штанг и труб;

-недостаточным заполнением жидкостью цилиндра насоса;

-изменение объемов нефти и воды;

-утечкой жидкости через клапаны насоса и неплотности в НКТ /4/.

При работе насоса колонны штанг и труб периодически подвергаются упругим деформациям от веса жидкости, действующей на плунжер. Кроме того, на колонну штанг действуют динамические нагрузки и силы трения, вследствие чего длина хода плунжера может существенно отличаться от длины хода полированного штока.

Силы, действующие на узлы ШСНУ, принято делить на статические и динамические по критерию динамического подобия (критерий Коши)

(3.1)

где a =4900-скорость звука в штанговой колонне, м/с; ω=2πn-частота вращения вала кривошипа, с^-1 .

При μ_д ≤0,4 режим работы установки считается статическим, а при μ_д >0,4 режим работы – динамическим.

Для статических режимов силы инерции не оказывают практического влияния на длину хода плунжера, и длину хода полированного штока вычисляют по следующей формуле:

, (3.2)

где - сумма упругих деформаций штанг λ_ш и труб λ_т , вызванных действием нагрузки от веса жидкости в НКТ. Они вычисляются по следующим формулам: