Вариант 29. Контрольная работа 3 Вариант 29 студент 3 курса заочного отделения ( рэнгмб) разработка Носов А. В

• Название: Контрольная работа 3 Вариант 29 студент 3 курса заочного отделения ( рэнгмб) разработка Носов А. В
• Дата: 30.09.2022
• Размер: 0.6 Mb.
• Имя файла: Вариант 29.docx
• Тип: Контрольная работа; #707195
• страница: 2 из 3

Эксплуатация скважин винтовыми штанговыми насосными установками.

ВШНУ для отбора пластовых жидкостей из глубоких не­фтяных скважин появились на нефтепромысловом рынке в начале 80-х годов в США и во Франции. В настоящее время создано большое количество типоразмеров ВШНУ с диапазо­ном подач от 0,5 до 1000 м³ /сут и давлением от 6 до 30 МПа.

Причиной достаточно широкого применения ВШНУ слу­жат их технико-экономические преимущества по сравнению с другими механизированными способами добычи нефти:

по сравнению с СШНУ:

- простота конструкции и малая масса привода;

- отсутствие необходимости в возведении фундаментов под привод установки;

- простота транспортировки, монтажа и обслуживания;

- широкий диапазон физико-химических свойств откачи­ваемых пластовых жидкостей (возможность откачки жидкостей высокой вязкости и повышенного газосодержания);

- уравновешенность привода, постоянство нагрузок, действующих на штанги, равномерность потока жидкости, снижение энергозатрат и мощности приводного двигателя, минимальное эмульгирующее воздействие на откачиваемую жидкость;

- отсутствие клапанов в скважинном насосе;

по сравнению с установкой электровинтового насоса (УЭВН):

- простота конструкции насоса (отсутствуют шарнирные соединения, пусковые муфты, радиальные и осевые подшип­ники);

- наземное расположение приводного электродвигателя, что приводит к снижению его стоимости и к отсутствию дорогостоя­щих гидрозащиты и длинного бронированного кабеля.

Рациональной областью применения ВШНУ являются вертикальные скважины или скважины с малыми темпами

В качестве рабочих органов штанговых винтовых насосов зарубежные фирмы преимущественно используют винтовые пары Муано с кинематическим отношением 1:2. Однако фирмы Netzsch, R&M и Baker Hughes выпускают и винтовые насосы по схеме с кинематическим отношением 2:3.

Преимущества насосов с однозаходным ротором:

- относительно простая технология изготовления ротора;

- пониженная вибрация вследствие минимальной переносной угловой скорости ротора;

- повышенная допустимая частота вращения (несущественно ограниченная инерционной силой), что в определенных условиях упрощает схему привода насоса;

- минимальная скорость жидкости в каналах рабочих органов, что уменьшает их гидроабразивный износ;

- оптимальная кривизна винтовых поверхностей рабочих органов, что обеспечивает минимальные контактные напряжения.

Основной недостаток насосов с однозаходным ротором — необходимость существенного удлинения рабочих органов при пониженной частоте вращения (500 об/мин и ниже), что значительно усложняет технологию изготовления таких узлов и повышает их стоимость.

Многозаходные винтовые насосы (МВН), имеют существенные конструктивные и эксплуатационные преимущества по сравнению с традиционной схемой, обусловленные кратностью действия и повышенным числом контактных линий, отделяющих вход и выход многозаходного насоса:

- увеличенную подачу (в 2—3 раза) при одинаковой частоте вращения и наружном диаметре насоса;

- уменьшенный осевой габарит при одинаковых давлениях;

- уменьшенный диаметр при одинаковых подачах и частоте вращения, что позволяет сконструировать вставной насос для НКТ диаметром 73 мм;

— пониженная скорость скольжения рабочих органов, что уменьшает фрикционный износ.

Как известно, подача винтового насоса определяется формулой



Где V — рабочий объем насоса; η₀ — объемный КПД насоса.

Рабочий объем насоса



где S - площадь живого сечения рабочих органов насоса: S = 4еd - для насосов с однозаходным ротором; S = πе(D_к - 3е) - для многозаходных роторов; е - эксцентриситет зацепления; d — диаметр сечения ротора. Крутящий момент насоса (в нижнем сечении колонны штанг) зависит от давления Р и рабочего объема V насоса



где η_гм — гидромеханический КПД насоса.

Х арактеристики насоса, представляющие собой зависимости подачи, крутящего момента, мощности и КПД (η⁼ η₀ η_гм) от давления при заданной частоте вращения, зависят от:

геометрических параметров рабочих органов (i, е, Т, k, δ);

физических свойств жидкости (плотности, вязкости, газосодержания и т.д.);

физических свойств эластомера обкладки статора.

Возможный диапазон изменения частоты вращения штанговых насосов:

для насосов с однозаходным ротором — 50—600 об/мин;

для МВН — 50-300 об/мин.

В качестве материала ротора в большинстве случаев используется сталь (20X13 или 40X13). Наружная винтовая поверхность ротора, нарезаемая по методу обкатки циклоидальной рейки, подвергается поверхностному упрочнению или хромируется (толщина слоя 0,1—0,2 мм) с последующим полированием.

При выборе натяга в паре необходимо учитывать вязкость и температуру откачиваемой жидкости на приеме насоса. Так, например, фирма Baker Hughes при температурах выше 100 °С комплектует насосы рабочими парами с зазором, и, наоборот, при температурах до 60 °С рабочие органы выполняются с натягом. В интервале температур 60—100 °С натяги в паре близки к нулю.

Эффективным способом повышения надежности насосной пары является переход на конструкцию статора с постоянной толщиной эластичной обкладки. Однако такая конструкция является довольно сложной и требует специальной технологии изготовления.

55. 
    Винтовые погружные насосы. Область применения, конструкция, принцип работы
    

Преимущества винтовых насосов: обеспечивает снижение эксплуатационных расходов; идеален для нефти с высокой вязкостью; содержание H2S до 13 %; содержание CO2 до 30 %; осушение угольных пластов для добычи метана; содержание ароматических соединений до 13 %; содержание механических примесей до 50-60%; температура до 1600C/320F; -высокая объемная производительность; наклонные и горизонтальные скважины; -экономия электроэнергии до 50 %; отсутствие газовых пробок; могут быть поставлены дополнительные технологические устройства (противоотворотный якорь, превентор); конструкция с улучшенной компоновкой (малогабаритная).

Система винтового насоса состоит из: • погружного винтового насоса; • привода - приводной головки (двигатель, редуктор) либо погружного электродвигателя; • станции управления; • насосных штанг, НКТ; • штанговых, трубных центраторов, якорей.

Скважинные винтовые насосы – это насосы объемного типа, конструкция которых позволяет создавать постоянный напор, что обеспечивает возможность осуществлять откачку скважинной жидкости с большим содержанием песка. По сравнению с другими способами механизированной добычи, капитальные и эксплуатационные расходы на винтовые насосы обычно ниже за счет более простого монтажа и малого энергопотребления. Винтовые насосы успешно применяются для отбора как высоковязких жидкостей, так и жидкостей с высоким содержанием механических примесей.

Принцип работы. Несомненными достоинствами поршневых и плунжерных насосов являются высокий КПД и возможность подачи незначительных объемов жидкости под сколь угодно большим давлением. В то же время неравномерность подачи, сложность соединения с приводным двигателем, наличие легко изнашивающихся клапанов, тихоходность, а следовательно, большие размеры и масса исключают возможность их применения на современных высокопроизводительных насосных станциях систем водоснабжения и канализации. Лишь чрезвычайно редко вертикальные поршневые насосы еще применяются для подъема воды из скважин малого диаметра (до 200 мм). Модифицированные поршневые насосы предназначены для подачи бетона и растворов при производстве строительных работ.

Объемные насосы с вращательным движением рабочего органа конструктивно более просты и обеспечивают плавную подачу перекачиваемой жидкости. Однако очень маленькие подачи шестеренных и винтовых насосов в сочетании с их способностью перекачивать вязкие жидкости определили область их применения в качестве питательных насосов систем гидропривода, автоматики и смазки.

Обозначение, классификация и назначение винтовых насосов

Насосные агрегаты винтового типа по количеству ведущих элементов подразделяются на одно, двух и трёх винтовые.

В промышленности применяются одновинтовые насосы:

1В 20/10,1В 20/5, 1В 6/5 изготовляемые в соответствии с

ГОСТ 18863-73 и ТУ 26-06-525-70.

Обозначение насосов расшифровывается так: цифра 1- одновинтовой; В-винтовой; числитель дроби - округлённое значение подачи 20 м3/ч; знаменатель - напор 10 кг с/см2 .

Перечисленные насосы используются для участкового и местного водоотлива шахт, для откачки воды из зумфов и водосборников.

При проведении уклонов, наклонных стволов и горизонтальных выработок с притоками неагрессивной воды до 5 м3/ч для насосов 1В 6/5 и до 15 м3/ч для насосов 1В 20/10 и 1В 20/5,

При перекачивании воды допускается её загрязнение до 5 % по массе при величине твёрдых частиц не более 2-3 мм. Температура перекачиваемой жидкости не должна превышать 500С.

Конструкция и принцип работы одновинтового насоса

Конструкция рассматриваемых трёх типов насосов одинакова и состоит из следующих основных узлов, представленных на рис. : рабочей и опорной частей, карданного вала, эластичной муфты со стопорным устройством и перепускного устройства.



Конструкция винтового насоса 1В20/10(а), сечение винта (б) и обоймы (в)

Насос и электродвигатель 21 смонтированы на раме 1, изготовленной из швеллеров в виде салазок, которые облегчают перемещение агрегата в забое при проходке выработок.

Рабочая часть насоса состоит из стального однозаходного винта 7, резиновой двухзаходной обоймы 6 и чугунного корпуса 3. Внутри корпуса 3 размещены опоры на которых крепится карданный вал 5, Последний размещается внутри винта 7 и служит для передачи крутящего момента на винт, поверхность которого в процессе подвергается знакопеременной динамической нагрузки.

Слева корпус насоса имеет всасывающий патрубок с камерой подшипников для кардана, а справа – нагнетательный со встроенным подшипником для кардана и сальником, обеспечивающем предотвращение утечек жидкости из корпуса.

В сальниковой коробке установлена плетёная хлопчатобумажная набивка, которая поджимается грундбуксой 13 и смазывается солидолом с помощью колпачковой маслёнки. Затяжка сальника не должна быть чрезмерной в избежании сгорания набивки. Нормальное просачивание через сальник воды – 0,5 л/ч.

Крутящий момент от электродвигателя передаётся приводному валу 14 через упругую втулучно-колбцевую муфту 20. Приводной вал вращается в двух подшипниках радиально упорном 16 и радиально однорядном 17. Камера подшипников герметизирована войлочными уплотнителями, установленными в стальной втулке 15 и крышке 18. Крышка имеет на ступице семь зубьев, в которые входят три шарика, размещённые в наклонных отверстиях ведомой полумуфты. При вращении вала по часовой стрелке ведомая полумуфта увлекает шарики, которые центробежной силой отбрасываются от поверхности зубьев и не препятствуют вращению приводного зала. При вращения вала против часовой стрелки шарик упираются в радиальные стенки зубьев стальной крышки и стопорят вал. Выпадение шариков из наклонных отверстий предупреждается предохранительным кольцом 19, закрепленным на ведомой полумуфте.

Передача крутящего момента от промежуточного приводного вала 14 на карданный зал 5 осуществляется через ведущую муфту 11, а от карданного вала на рабочий винт 7 с помощью ведомой муфты 4. Ведущая и ведомая муфты закреплены на рабочем винте и приводном валу и имеют расточки в которых в которых установлены сферические вкладыши 10. Пальцы 2, соединяющие шары карданного вала и муфты, вместе с втулками муфт составляют шарнир карданного вала. Втулки и пальцы шарнира предохраняются от выпадения кольцами закреплёнными на муфтах.

Шарнирное соединение рабочего винта с карданным валом закрыто крышкой, предохраняющей его от воздействия - механических примесей перекачиваемой воды. Для герметизации шарнирного соединения карданного и приводного валов используется резиновый сильфон 9, закреплённый одной стороной на рабочем винте, другой на ведущей муфте.

Задачи

Задача 1.1

Определить дебит нефтяной скважины в поверхностных условиях при установившемся притоке, оцените величину коэффициента продуктивности, вычислить дебит по уравнению притока.

Данные варианта представлены в таблице:

Параметр	Вариант 29
Р пл,МПа	15
Рзаб,МПа	9,0
Р нас,МПа	8

hэф,м	Ρиз,т/м3	b	μи,мПа*с	k, мкм2	σ, м	Ддол,мм	ϕ,с
15	0,8	1,2	2,0	0,4	600	300	0,7

Решение:

При установившемся притоке однородной жидкости де,ит скважины можно определить по формуле:

=538,2т/сут

Где =σ/2=600/2=300м - радиус контура питания.

=Д_дол/2=0,300/2=0,15 мм- радиус скважины по долоту
Для определения дебита на практике воспользуемся уравнением притока жидкости: Q=K(Pпл-Рзаб)ⁿ=100*(15-9,0)=540 т/сут

Где n- показатель фильтрации, при линейной зависимости Q и Р n=1,

К-коэффициент продуктивности т/сут МПа

Из сравнения выражений 1 и2 при n=1,следует что:



Задача 1.2

Определить по начальным и конечным условиям фонтанирования диаметр и материал (группу прочности стали) одноразмерной колонны подъемных труб при следующих исходных данных:

Глубина скважины Н, м	3150
Интервал перфорации, м	3110-3120
Забойное давление в начале фонтанирования, РН1, МПа	20,5
Забойное давление в конце фонтанирования, РК1, МПа	7,0
Буферное давление в начале фонтанирования, РН2, МПа	8,5
Буферное давление в конце фонтанирования, РК2, МПа	1,3

Дэк= 146 мм

Qнач=70 т/сут

Qкон=10 т/сут

Ρн=820 кг/м³

Определяю глубину спуска НКТ L, колонна НКТ спускается до середины отверстий фильтра с целью улучшения выноса воды и песка и улучшения режима работы скважины.

L_нкт =(H₁+ H₂)/2;

(3120+3110)/2=3115 м

Нахожу оптимальный диаметр подъемника по конечным условиям фонтанирования скважины.

=

=188√(820*3115)/((7,0-1,3)*10⁶)׳√ (10000*9,81*3115)/(820*9,81*3115-(16-0,7)*10⁶)=39,6м

где Р_1к и Р_2к подставлены в Па

Проверяю найденный диаметр подъемника на максимальную пропускную способность.

;

=(15,2×10^-8 × 3960^3 × ((20.5-8.5)*10⁶)^1,5 ) /(820^0,5 ×3115^1,5)=86,01 т/сут

где d в мм, Р_1н и Р_2н в Па

В результате расчетов получилось, что Q_max > Q_н, найденный диаметр подъемника устраивает.

4. Определяю необходимую марку труб данного диаметра.

Расчет начинаю с марки Д.

Допустимая длина подвески для гладких труб определяется по формуле:

L_Д = Q_стрД / (К·q_тр·g);

567/(1,5*19,09*9,81)=2 м

где Q_стрД - страгивающая нагрузка для труб марки Д в Н (значение выбирается из таблицы); q_тр - вес 1 м трубы в кг; g - ускорение свободного падения, К - коэффициент запаса прочности К = 1,5

Показатели		48	60	73	89	102	114
Вес 1 м трубы, кг		4,45	7,0	9,46	13,67	15,76	19,09
Страгивающая нагрузка резьбового соединения, кН	Д К Е Л М	119 156 171,5 203 234	208 274 301,5 356 411	294 387 426 503 580	446 585 645 760 877	459 602 664 782 903	567 746 822 969 1118

Так как получилось, что L_Д < L, то принимаю марку Д .