CC BY
1152. Дегазация угольных шахт. Требования к способам и схемам дегазации. Киев, 2004. 126 с.
3. Бурцев С.И. Влажный воздух. Состав и свойства: Учеб. пособ. / С.И. Бурцев, Ю.Н.Цветков. СПб.: СПбГАХПТ, 1998. 146 с.
4. Сухарев А.МТехнологический расчет и обеспечение надежности газо- и нефтепроводов / А.М. Сухарев, А.М. Красевич // РГУ нефти и газа. М.: ГУП «Нефть и газ», 2000. 270 с.
5. Асламова В.С. Прямоточные циклоны. Теория, расчет, практика/ В.С. Асламова // АГТА. Ангарск: АГТА, 2008. 233 с.
ДОБЫЧА НЕФТИ ШТАНГОВЫМИ ГЛУБИННО-НАСОСНЫМИ
УСТАНОВКАМИ
1 2 Нужненко С.А. , Герасименко Е.Ю.
1Нужненко Сергей Александрович - студент, кафедра автоматизации технологических процессов и производств нефтегазового комплекса;
2Герасименко Евгений Юрьевич - кандидат технических наук, доцент,
кафедра автоматизации и математического моделирования в нефтегазовом комплексе, Донской государственный технический университет, г. Ростов-на-Дону
Аннотация: в статье рассматривается процесс добычи нефти штанговыми глубинно-насосными установками.
Ключевые слова: добыча, скважина, насосная установка, нефть.
Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинно-насосными установками (ШГНУ) - один из основных и широко распространённых способов механизированной добычи нефти в мире. ШГНУ можно условно разделить на две части: наземную и подземную. Наземная часть состоит из механизмов, предназначенных для преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное движение плунжера глубинного насоса при помощи колонны насосных штанг. В качестве таких механизмов применяются станки-качалки балансирного типа с индивидуальным приводом. Возвратно-поступательное движение плунжера насоса и колонны насосных штанг осуществляется кривошипно-шатунным механизмом станка-качалки, установленного около устья скважины. Станок-качалка приводится в движение от электродвигателя через клиноременную передачу и двухступенчатый редуктор.
Скважинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос одинарного действия специальной конструкции, приспособленный для работы в скважине на большой глубине. Привод плунжера насоса осуществляется с поверхности через колонну насосных штанг, которая подвешивается через канатную подвеску к головке балансира станка-качалки.
Развитие и дальнейшее совершенствование конструкций станков-качалок складывалось под влиянием необходимости обеспечения круглосуточной, непрерывной работы под открытым небом в различных климатических условиях, а также с учётом удалённости нефтяных скважин от оперативного вмешательства человека. Учитывалась сложность проведения в полевых условиях работ на нефтяных скважинах технического обслуживания и ремонта, монтажных работ по установке и демонтажу привода в целом. Всё это обусловило необходимость обеспечения следующих основных технических требований, которые предъявляются к станкам-качалкам:
- максимальная простота конструкции и высокая надёжность;
- регулирование скорости откачки в возможно большем диапазоне;
- возможность лёгкого и быстрого освобождения пространства над устьем скважины при проведении её текущего ремонта;
- экономное потребление энергоресурсов для привода.
Всем перечисленным требованиям в полной мере удовлетворяют современные балансирные станки-качалки, что послужило причиной их массового и повсеместного распространения в мире в качестве наиболее применяемого вида приводов ШГНУ.
Принципиальная схема штанговой глубинно-насосной установки. Рассмотрим принцип работы ШГНУ. На рис. 1 представлена принципиальная схема глубинно-насосного способа добычи нефти.
На рисунке 1 обозначено: 1 - станок-качалка; 2 - насосно-компрессорные трубы (НКТ); 3 - эксплуатационная колонна; 4 - штанговый глубинный насос; 5 - фильтр, устанавливаемый на входе в насос; 6 - перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне; 7 - устьевой шток, соединённый с колонной насосных штанг; 8 - устьевой сальник; 9 - выкидная линия для отвода продукции скважины; Н81; - высота столба жидкости в скважине - статический уровень, м; Н - высота подъёма жидкости, м; -глубина погружения насоса под статический уровень жидкости в скважине; Щ - высота жидкости в подъёмных трубах; А - точка подвеса колонны насосных штанг на головке балансира; О - ось качания балансира; О1 - ось вращения кривошипа; В - точка сочленения шатуна и балансира; С - точка сочленения кривошипа и шатуна; D - точка приложения центра тяжести уравновешивающего груза.
На поверхности возле устья скважины устанавливается индивидуальный привод -станок-качалка 1, в передней части балансира в точке А на гибкой связи подвешивается устьевой шток, соединённый с колонной насосных штанг 7, в нижней части которой крепится плунжер глубинного насоса 4.
В верхней (или в нижней) части плунжера установлен нагнетательный шаровой клапан.
Корпус глубинного насоса, представляющий собой цилиндр, внутри которого перемещается плунжер, крепится к нижней части насосно-компрессорных труб 2, спускаемых в скважину.
[1,2]
7
Рис. 1. Принципиальная схема штанговой глубинно-насосной установки
В нижней части цилиндра установлен всасывающий шаровой клапан, аналогичный нагнетательному, но больший по размеру. На входе насоса встраивается фильтр 5, предохраняющий от попадания в него механических примесей из перфорационных отверстий забоя 6.
Насос погружается в скважину под статический уровень жидкости на величину h. Необходимо указать, что подбирается такой режим работы скважины, при котором динамический уровень по мере отбора жидкости не падал ниже статического уровня. При спуске НКТ в скважину уровень жидкости в самих трубах будет таким же, как уровень в самой скважине, т. е. в эксплуатационной колонне 3. Работа глубинно-насосной установки происходит следующим образом. Балансир относительно точки О совершает колебательные движения вверх-вниз. При этом точка подвеса насосных штанг А благодаря наличию гибкой связи перемещается строго по вертикали, описывая ход станка-качалки. Вместе с точкой А перемещается плунжер глубинного насоса, подвешенный к штангам. При перемещении его из крайнего нижнего положения в крайнее верхнее из-за разрежения в корпусе цилиндра насоса под плунжером открывается всасывающий клапан, и жидкость под напором Н начинает поступать во внутреннюю полость насоса. При обратном ходе плунжера сверху вниз всасывающий клапан закрывается, а через открытый нагнетательный клапан жидкость начинает поступать в подъёмные трубы, в полость над плунжером, т. е. насос пропускает жидкость через себя. Описанные признаки характеризуют глубинный штанговый насос как плунжерный насос одинарного действия.
При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает одно и то же количество жидкости, которое затем переходит в НКТ и постепенно поднимается к устью скважины. Таким образом, после многократных перемещений плунжера постепенно заполняются подъёмные трубы на высоту Нл и в итоге жидкость из скважины начинает поступать на поверхность через выкидную линию на пункты подготовки нефти к дальнейшему транспортированию либо в товарный парк, терминал, либо непосредственно на нефтеперерабатывающие заводы.
Очень важно отметить, что поступление жидкости будет осуществляться не только при ходе плунжера вверх, но и при ходе плунжера вниз, при этом подаваемый объём жидкости по закону Архимеда будет равен объёму жидкости, вытесняемой штангами в течение хода. [3]
Определение статических сил, действующих на головку балансира. Определим усилия, действующие на головку балансира в точке подвеса штанг А при ходе плунжера вверх и вниз. Введём следующие обозначения:
7Г£>2
Б - внутренний диаметр НКТ; F - площадь сечения НКТ Р = ——;
d - диаметр штанг; I - площадь сечения штанг / = —; у - удельный вес воды у =
4
1 г/см3, для нефти в среднем у = 0,85 г/см3; у! - удельный вес штанг 7,85 г/см3; отметим, что у1 = 8у или у «1/8у1; t - вес одного погонного метра штанги; t = 1м/у.
Условимся считать усилия, действующие сверху вниз, положительными, а снизу вверх - отрицательными. В точке подвеса штанг А будут действовать как силы неизменные - статические, так и изменяющиеся - динамические.
Обозначим статическую силу при ходе плунжера вверх РА, а вниз - РА. При ходе плунжера вверх
Ра= Рг+ Р2-Р3 - (1) Р1= На(р-/)Г ; (2)
где Р\ - вес поднимаемой жидкости, находящейся в подъёмных трубах:
р2 = на/п; (3)
где Р2 - вес колонны насосных штанг равен
Р3 = — КРу ; (4)
Р3 - усилие, действующее на плунжер глубинного насоса снизу вверх вследствие напора жидкости, вызванного погружением насоса под уровень на величину h. (минус указывает, что усилие действует снизу вверх),
подставив значения (2), (3), (4) в (1) и учитывая, что На — = Н , получим: Ра = Н а (Р — О у + Нй [ у, — ЬРу = НаРу — Н^ у + Н^ — ЬРу = Ру (На — И)+ На[ (у, — у)=РуН+7 тй; (5)
Рассматривая полученное выражение, видно, что оно состоит из двух слагаемых:
РуН = Рж - вес поднимаемой жидкости при полном заполнении подъёмных труб;
7
- 1Н а = Ршт - вес штанг, облегчённый на величину вытесненной жидкости.
В итоге при ходе плунжера вверх статическая сила в точке подвеса штанг А равна:
РА = Рж + Ршт■ (6)
При ходе плунжера вниз в точке подвеса штанг А будет действовать только облегчённый вес штанг:
шт (7)
Кроме статических усилий, определённых в формуле (6) и (7), действуют и другие виды статических сил. А именно: силы, вызываемые гидравлическими сопротивлениями при перетекании жидкости через всасывающий и нагнетательный клапаны, силы трения поднимаемой жидкости о стенки НКТ и насосных штанг, а также силы трения, идущие на преодоление трения штанг о стенки НКТ и плунжера по цилиндру насоса. Силы, вызываемые наличием гидросопротивлений, имеют небольшую величину и ими обычно пренебрегают.
Определение сил, затрачиваемых на преодоление трения, теоретически затруднено, так как они зависят от многих факторов. В любой вертикальной скважине всегда имеется небольшая кривизна ствола (не говоря уже о наклонных и наклонно-направленных скважинах), поэтому насосные штанги при движении относительно НКТ подвергаются интенсивному трению, одновременно изнашивая сами НКТ.
Отклонение оси ствола скважины от вертикали (кривизна) предопределяет возникновение нормальной силы между насосными штангами и муфтами и НКТ. В результате появляются значительные силы сухого или полужидкого трения между соприкасающимися поверхностями. Эти силы трения зависят от кривизны ствола скважины, исостояния внутренней поверхности самих труб, состава жидкости, соотношения внутренних размеров труб и штанг. Силы трения, в отличие от сил гидросопротивлений, учитывают в обязательном порядке и рассчитывают при помощи эмпирических формул. Усилие, затрачиваемое на преодоление трения штанг в вертикальных скважинах, определяется по формуле А. С. Вирновского:
Р = Ршт.
где шт ( ранее определено);
ц - коэффициент трения колонны насосных штанг о внутреннюю поверхность НКТ, принимается равным ^ = 0,2-0,4; в - коэффициент кривизны ствола скважины или угол отклонения оси скважины от вертикали, измеряется в радианах, обычно в вертикальных скважинах в = 0,1 рад. В качестве примера определим усилие, задавшись следующими значениями: Нл = 2000 м, вес одной штанги диаметром 22 мм с муфтой t22 = 27,48 кг, длина штанги 9 м (из ГОСТ 13877 «Штанги насосные и муфты к ним»), среднее значение коэффициента трения примем равным ^ = 0,3. Подставив значения, получим:
1 2000 ■ 27,48
Р = --0,3- 0, 1-= 9 1 , 6 кг.
2 9
Для определения силы трения плунжера о стенки цилиндра насоса пользуются эмпирической формулой Н. Газиева:
Ртр.пл ^ ' ^ ^пл'
где ^пл - диаметр плунжера, мм.
Определим это усилие, также задавшись практическими значениями: а?пл = 44 мм. Подставив значение в приведенную формулу, получим Ртрпл = 2,5 44 = 110 кг.
Из приведенных примеров видно, что рассмотренные силы трения, возникающие при работе штанговой глубинно-насосной установки,
необходимо учитывать в общем балансе статических сил. Это особенно важно при расчёте грузоподъёмности станка-качалки, когда работа колонны насосных штанг происходит в искривлённых, наклонных и наклонно направленных скважинах, в которых общие силы трения могут составлять более 6-8 % в общем балансе нагрузок.
Список литературы
1. Аливердизаде К.С. Индивидуальные приводы глубинных штанговых насосов / К.С. Аливердизаде. М.: Недра, 1973. 191 с.
2. Дрэготеску И. Глубиннонасосная добыча нефти / И. Дрэготеску. М.: Недра, 1968. 324 с.
3. Муравьев В.Г. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин / В.Г. Муравьев. М.: Недра, 1978. 448 с.
УЛЬТРАЗВУКОВОЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ПРИРОДНОГО ГАЗА Нужненко С.А.1, Даниленко Т.Н.2
1Нужненко Сергей Александрович - студент, кафедра автоматизации технологических процессов и производств нефтегазового комплекса;
2Даниленко Татьяна Николаевна - доцент, кандидат физико-математических наук, кафедра автоматизации и математического моделирования в нефтегазовом комплексе, Донской государственный технический университет, г. Ростов-на-Дону
Аннотация: в статье рассмотрен ультразвуковой метод измерения расхода природного газа.
Ключевые слова: расходомер, ультразвуковой метод, измерение.
На сегодняшний день основной составляющей общей погрешности измерения расхода является погрешность, обусловленная несовершенством применяемых методов - переменного перепада давления и скоростных счетчиков. Метод переменного распада давления обладает рядом важнейших преимуществ, обеспечивающих ему широкое применение и длительную живучесть, несмотря на существование большого числа других методов измерения расхода и количества газа. К этим преимуществам в первую очередь относятся простота первичного преобразователя (сопла, диафрагмы), а также возможность проверки и аттестации сужающих устройств расчетным путем по данным измерений геометрических размеров трубопровода и сужающего устройства. Но наряду с перечисленными достоинствами метод переменного перепада давления обладает рядом недостатков, таких как довольно большие погрешности, зависящие от состояния сужающего устройства и диаметра трубопровода, значительная длина прямых участков измерительного трубопровода до и после сужающего устройства.
