Курсовая работа: Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы, обеспечивающего заданный отбор нефти

Перспективы изменения стоимости СК можно отследить по следующим характеристикам. Основную долю в общем балансе составляет стоимость материалов. Для наиболее распространенных СК с максимальным усилием в точке подвеса 60-80 кН собственная масса составляет 15-20 т. Из них на стальной прокат с минимальной механической обработкой приходится около 30%, литой чугун — 45%, на стальные детали с механической обработкой — 15%, остальное — на покупные изделия. Динамика изменения стоимости этих материалов в совокупности с механосборочными работами позволяет прогнозировать увеличение цен на 5-8% в год без учета инфляции.

Основными конкурентами в области применения штанговых скважинных насосных установок с приводом от СК в настоящее время являются гидропоршневые, электровинтовые, диафрагменные, струйные и штанговые винтовые насосные установки. Первые четыре типа установок стоят существенно дороже, а последний является основным конкурентом для эксплуатации прямолинейных и малоискривленных скважин. Винтовые штанговые насосные установки характеризуются более низкой ценой наземной части, не требуют сооружения фундамента и достаточно надежны. Их внедрение является скорее организационной, чем технической проблемой, о чем свидетельствует опыт их эксплуатации в Канаде.

СК характеризуются тремя основными параметрами: длиной хода точки подвеса штанг, максимальной нагрузкой в точке подвеса штанг и крутящим моментом на выходном валу редуктора.

Новый отечественный стандарт, гармонизированный со стандартом API, предусматривает ряд значений длины хода – от 0,41 до 7,62. Исследования зависимостей массы и габаритов балансирных станков-качалок показывают, что подобная схема привода может быть реализована только для длины хода, не превышающей 6,1 м. При дальнейшем увеличении длины требуется масса привода свыше 60 т, что делает нереальным его изготовление, монтаж и обслуживание в условиях массовой эксплуатации. Поэтому длина хода точки подвеса штанг свыше указанной величины не должны регламентироваться вообще.

Максимальная нагрузка в точке подвеса штанг является вторым основным параметром привода. Ее значения в процессе эксплуатации обусловлены большим количеством факторов — это условный диаметр применяемого скважинного насоса, глубина его подвески, физические характеристики пластовой жидкости и др. Поэтому выбор значений максимальной нагрузки, как правило, сводится к выбору ряда круглых чисел, составляющих арифметическую прогрессию. За всю историю отечественного нефте-промыслового машиностроения в серийном производстве были освоены станки-качалки с грузоподъемностью до 80 кН включительно. Опыт эксплуатации этого оборудования на отечественных промыслах показывает, что потребность в приводах с максимальным усилием менее 40 кН практически отсутствует.

Третьим основным параметром является величина крутящего момента на выходном валу редуктора. Этот параметр - комплексный и при одном и том же числе двойных ходов характеризует производительность станка-качалки, поскольку зависит и от длины хода, и от полезной нагрузки в точке подвеса штанг. Редукторы, реализующие стандартные значения крутящего момента, обеспечивают создание до 5 типоразмеров приводов, которые отличаются длиной хода и усилием в точке подвеса штанг.

Ремонт СК выполняется собственными силами предприятий. При этом приходится обычно заменять только редуктор, срок службы которого в настоящее время недопустимо низок. Ситуация отслеживается машиностроителями – часть из них прекратили выпуск СК, а некоторые ограничиваются изготовлением редукторов. Это ведет к истощению техноло-гической базы, разрушению отлаженного производства и застою в развитии нового оборудования.

К основным недостаткам балансирных СК следует отнести:

- низкий срок службы редуктора (если у американских производителей он составляет 20 лет, то отечественные работают в среднем 5 лет);
-разрушение элементов преобразующего механизма;
- неудовлетворительное центрирование канатной подвески, обусловленное неточностью изготовления головки балансира и приводящее к ускоренному износу устьевого уплотнения;

- неудобство перестановки пальцев шатунов;
- высокая трудоемкость перемещения грузов при уравновешивании;
- неудобство обслуживания клиноременной передачи;
- неудобство поворота головки балансира перед выполнением подземного ремонта скважин.

Говоря о перспективах развития штангового способа эксплуатации скважин и соответственно о перспективах совершенствования приводов штанговых скважинных насосов необходимо иметь в виду, что вновь вводимые в эксплуатацию месторождения по своим масштабам не сравнимы с ранее освоенными - они располагаются в основном в труднодоступных, заболоченных районах с вечно мерзлыми грунтами. Бурение скважин на таких территориях ведется, как правило, с кустов наклонно-направленными скважинами, эксплуатация которых штанговыми насосами затруднительна. А к перспективным относятся районы шельфа и морские месторождения, на которых применение механических СК нереально.

Поэтому необходимости в каком-нибудь существенном совершенствовании конструкции СК сегодня нет. Основное направление их развития должно заключаться в увеличении надежности, облегчении обслуживания и снижении металлоемкости в рамках существующих отработанных схем. Последнее подразумевает, например, применение одноплечных СК с пневматическим уравновешиванием, которые по сравнению с двуплечными, аналогичными по параметрам, имеют меньшие габариты и массу.

Ситуация с балансирными СК отнюдь не означает прекращения работ по созданию приводов, основанных на иных принципах действия. Развитию этих работ благоприятствует упомянутый выше новый стандарт на приводы штанговых насосов, который не регламентирует устройство и кинематическую схему приводов, а только их выходные параметры.

При этом можно выделить новые приводы с использованием цепной передачи, выпуск которых налажен в Татарии, гидравлические приводы с пневматическим уравновешиванием, выпускаемые ОАО "Мотовилихинские заводы" (Пермь) и гидравлический привод с инерционным уравновешиванием, разработанный в РГУ нефти и газа им. И. М.Губкина.

Основой для создания гидроприводных установок послужили выпускавшиеся серийно гидравлические приводы с использованием насоснокомпрессорных труб в качестве уравновешивающего груза «АГН». Выпускаются они пока опытно-промышленными партиями, но факт ведения этих работ свидетельствует о возможности массового появления приводов штангового насоса нетрадиционных конструкций.

Основными достоинствами гидравлического привода, независимо от способа уравновешивания, являются:

- монтаж непосредственно на устье скважины и отсутствие необходимости в фундаменте. Это позволяет запустить его в работу через 2-3 часа после начала монтажа и исключает необходимость центрирования;
- простота регулирования режима работы в достаточно широком диапазоне длины хода точки подвеса штанг и числа двойных ходов - от 15 до 1 хода в минуту;
- отсутствие необходимости в уравновешивании инерционных приводов;
- малая, порядка 1 – 1,5 т, масса, что позволяет доставлять их на скважину с помощью вертолетов.

Так что можно прогнозировать, что в ближайшие годы спрос на станки-качалки останется на прежнем уровне, каких-либо изменений в балансирных приводах не произойдет, а дальнейшее развитие приводов будет идти в направлении создания и совершенствования нетрадиционных конструкций.

Исходные данные

Диаметр эксплуатационной колонны, мм	146
Глубина скважины L 0 , м	1800
Д Диаметр эксплуатационной колонны(внутренний), Д с, мм	130
П Планируемый дебит жидкости Q ж пл , м3 /сут	33
О Объёмная обводнённость жидкости, В	0
П Плотность дегазированной нефти, н , кг/м3	820
П Плотность пластовой воды в , кг/м3	1300
П Плотность газа (при стандартных условиях) г 0 , кг/м3	1,6
Газовый фактор G 0 , м3 /м3	40
В Вязкость нефти н , м2 /с	310-6
В Вязкость воды в , м2 /с	10-6
Д Давление насыщения нефти газом, р нас , МПа	8,9
П Пластовое давление р пл , МПа	10,1
У Устьевое давление р у , МПа	1,6
С Средняя температура в стволе скважины, К	310
К Коэффициент продуктивности К пр , м3 /(с Па)	1,0310-3
О Объёмный коэффициент нефти при давлении насыщения, b нас	1,12

Расчётная часть

1.Определим дебит нефти по формуле IV.4:

Q н.с. =Q ж.пл.*(1 - В)/86400 = 32/86400 = 3,81*10^-4 м³ /с

2. Определим забойное давление:

Pзаб. = Р пл. – Qн.с./К пр. = 10,1 - 3,82*10^-4 /1,03*10^-3 = 12*10⁶ - 0,337 = 6,36 МПа

3.Строим кривую распределения давления

0 = н.д. + bнас. * Р нас. = 820 + 1,12*8,9 = 829,97кг/м³

Р = 1,6; 2; 3; 4; 5; 7; 8,9

Плотность нефти от давления:

ж.(Р) = 0 - bнас.*Р = 829,97 – 1,12*Р

Коэффициент растворимости:

а = (G ₀ * н.д. )/1000(Рн. – Рат) = (40*820)/1000(8,9 – 0,1)=3,73 МПа

Параметр	Р, МПа
	1,6	2	3	4	5	7	8.9
ρж , кг/м3	829.97	828.18	827.73	826.61	825.49	824,37	822,13
ρ г , кг/м3	25,6	32	48	64	80	112	142,4
u * 103 ,	0,827	0.624	0.356	0,222	0,142	0,050	0,0005
q * 103 ,	0,466	0,468	0,471	0,475	0,480	0,487	0,494
j	0,378	0,314	0,207	0,139	0,094	0,035	0,004
ρ с , кг/м3	526	578	666	721	755	799	819
e	0,808	0,848	0,907	0,940	0,961	0,986	1
dP/dl,МПа/м	0,00671	0,00702	0,00751	0,00777	0,00793	0,00813	0,00822
l ,м	--------	58,3	137,7	130,9	127,4	249,1	232,4
L ,м	--------	58,3	195,9	326,8	454,2	703,3	935,7