Учебно-методическое пособие к практическим занятиям. УФА 2014. 2. Учебно-методическое пособие содержит теоретические положения по использованию колонн насосно-компрессорных труб и по эксплуатации


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ИНСТИТУТ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
Техника и технология добычи
ефти
и газа
Учебно
методическое пособие
к практическим занятиям
УФА 2014
��2 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; Учебно
методическое
пособие содержит те
ретические положения
по
использ
ованию
олонн насосно
компрессорных труб
и по
ксплуатаци
скважин штанговыми насосами
, необходимые сведения для расчетов, варианты
заданий, методические указания по их выполнению и литературные источники
Составитель
Сидоркин Дмитрий Иванович
© Сидоркин Д.И., 2014
© ССП УГНТУ ИДПО, 2014
��3 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Практическ
заняти
е № 1
асчет насосно
компрессорных труб
Колонны насосно
компрессорных труб (НКТ) используют при
различных
работах, связанных с освоением, эксплуатацией скважин и интенсификацией
добычи нефти и газа. Колонна НКТ выполняет следующие важные функции:
1) обеспечивает подачу извлекаемых из продуктивных пластов нефти,
газа или газоконденсата на наружную по
верхность;
2) обеспечивает закачку в пласт жидкостей для выполнения различных
технологических операций (гидроразрыв, паровоздействие,
гидропескоструйная перфорация, промывка скважины и т.д.);
3) служит для подвески скважинных, гидропоршневых и погружных
электронасосов, а также токопроводов
1, 2
Конструкция колонн НКТ, т.е. диаметр труб и длина колонны, зависит от
назначения, способа и режима эксплуатации скважины, прочности труб и
конструкции обсадной эксплуатационной колонны.
Многообразие факторов,
влияющих на работу колонны НКТ, и различ
ные
виды рабо
т, проводимые в скважине, обусловливают характер действующих
нагр
узок на насосно
компрессорные трубы.
На колонны НКТ действуют как статические, так и переменные нагрузки.
Основная статическая нагрузка
это собственный вес колонны.
Колонн
ы НКТ испытывают также сжимающие напряжения, которые
зависят от гидро
статического давления жидкости в скважине, передающегося на
торец
колонны труб. Следовательно, в подвешенном состоянии колонна будет
иметь
нейтральное сечение, в котором отсутствуют напряжения.
Внутреннее давление обусловлено в основном воздействием пластового
давления. Наибольшее внутреннее давление в НКТ возникает в газовых скважинах
ри закрытом устье, при опрессовке колонн, глушении сква
жин. Если пров
одится

гидравлический разрыв пласта, то колонна подвергается зн
ачительному давлению
.

Равенство плотностей жидкости снаружи и внутри колонны устраняет
избыточное давл
ение.
Если плотность за колонной (при наличии пакера)
выше
плотности жидк
ости в колонне, то наибольшее избыточное внутреннее
давление
флюида будет у устья. Иногда повышением давления за колонной можно
уменьшить влияние внутреннего давления. Цементирование под давл
ением,
опрессовка обсадных колонн с помощью НКТ также приводит к
увеличению
внутреннего давления за колонной.
Спуск колонны НКТ в наклонную скважину сопровождается появлением
дополн
ительных растягивающих и сжимающих нагрузок, связанных
с силами
трения колонны о стенки скважины.
Величина
сил
трения зависит от
искривления скважины и коэффициента
трения с обсадной колонной. В искривленных скважинах возникает изгибающее
напря
жение, величина которого зависит от зенитного угла и ази
мута скважины.
Пространственное искривление скважины иногда приводит
к дополнительном
осевому усилию при спуске или подъеме колонны НКТ.
Искривление скважин в значительной степени влияет на износ труб,
особенно в местах их соединений. Несоосность резьбовых соединений
также
сильно влияет на износ ниппельных концов труб, образующийся
при во
звратно
поступательном движении штанг в трубах. На участках
искривления в резьбовом
соединении образуется изгибающее напряже
ние, понижающее его прочность,
напряжения эти зависят от интенсивности
и растут с увеличением диаметра
В процессе освоения сква
жины, когда буровой раствор заменяют
на воду,
давление на колонну НКТ изменяется и кроме осевых нагрузок
на трубы будет
передаваться гидростатическое давление в радиальном
направлении.
При замене жидкости в скважине нарушается равновесие, имевшее
место к
моменту спуска обсадных колонн, и,
сл
едовательно, изменя
ются действующие
на колонну нагрузки.

Фонтанный способ эксплуатации характерен наличием внутреннего
давления
движущегося флюида. Если колонна спускается с гидравлическим
пакером
, то в
момент установки пакера на колонну будет дейст
вовать дополнительная осевая
растягивающая сила, обусловленная внутренним устьевым давлением,
необходимым для раскрытия пакера. Если
колонна спускается с механическим
пакером, то установка пакера свя
зана
с передачей сжимающей нагрузки на нижнюю
часть колонны.
Сжимающая нагрузка может превысить критическую и тогда нижний участок
колонны
потеряет устойчивость, на которую влияют также
внутреннее устьевое
давление и скорость движения флюида в колонне.
При ко
мпрессорном способе эксплуатации колонна НКТ подвергает
ся как
наружному, так и внутреннему давлению флюида в зависимости от
конструкции
. В этом случае необходимо учитывать действие осевой
растягивающей и радиальной сжимающей нагрузок.
Насосный способ эксп
луатации характеризуется передачей колонне
НКТ
значительного внутреннего давления от столба жидкости в колон
не. При ходе
плунжера насоса вверх и вниз растягивающая нагрузка
на колонну изменяется в
результате изменения веса жидкости. Поэтому на колонну НКТ
будет
передаваться как статическая нагрузка от собственного веса, так и переменная
нагрузка, обусловленная влиянием столба жидкости.
Движение насосных штанг создает трения о внутреннюю поверхность
колонны. Направление сил трения изменяется при движении шт
анг, что также
приводит к переменной нагрузке на колонну.
Применение различных методов интенсификации добычи нефти и газа
связано с воздействием на колонну осевых нагрузок от собственного веса
колонны и внутреннего давления, радиальных нагрузок, температу
рных
напряжений и других.
Искривление колонны НКТ в нижней ее части, обусловленное потерей
устойчивости, может наблюдаться при различных способах эксплуатации.

В зависимости от величины внутреннего давления и скорости движения
флюида, являющихся основными
причинами нарушения устойчивости, длина
участка колонны, на котором произойдет нарушение прямолинейной формы
равновесия, будет изменяться.
Насосный способ эксплуатации будет характеризоваться периодическим
нарушением равновесия с частотой, равной числу ка
чаний балансира станка
качалки.
Движение жидкости по колонне труб при определенной скорости может
привести к изменению режима движения и колебаниям колонны. В этом случае
нижний участок колонны будет представлять собой автоколебательную систему.
Температу
рные напряжения возникают в колонне как при нагреве, так и при
ее охлаждении. Если нижний конец колонны закреплен (например, при установке
пакера), то нагрев колонны приведет к сжимающим напряжениям и возможному
искривлению ее в результате потери устойчиво
сти. Охлаждение колонны будет
наблюдаться в основном при закачке в скважину жидкости преимущественно в
зимнее время.
Искривление колонн способствует нарушению герметичности резьбовых
соединений, так как конструкция гладких насосно
компрессорных труб
рассчи
тана в основном на передачу осевых нагрузок и в меньшей степени на
восприятие изгибающих моментов, при высоких давлениях рекомендуется
применять трубы НКМ и НКБ
1, 2
Расчет насосно
компрессорных труб на растяжение
Сопротивление труб осевым растягивающим нагрузкам определяется по
формуле Яковлева
Шумилова, по которой можно вычислить нагрузку,
создающую в расчетном сечении резьбы ниппельного конца трубы напряжения,
равные пределу текучести. Для неравнопрочной колонны
за расчетное сечение
принимается сечение по основной плоскости резьбы, т.е. место, где нарезана
первая полная нитка резьбы (см
рисунок 1)
1, 2
��7 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;От осевой силы
, действующей на колонну труб, возникают реакции в
муфте
(см. рисунок 2). Радиальная
составляющая
это внешняя сила,
которая сжимает ниппель снаружи.
ctg
††††††††††††††††† †† 
† ††††††††††††† †††††††††††† 
 † 
⠱⤀
Удельное давление от внешних сил
ctg
††††††††††††††††† 
††††††††††††††††† ††††††††
†  
⠲⤀
Тогда меридианное напряжение в теле трубы в области резьбы
ctg



(3)
Rz40
Rz40
конец сбега резьбы; 2
нитки со срезанными вершинами; 3
основная плоскость;
линия среднего диаметра
Рисунок 1
Резьба неравнопрочной насосно
компрессорной трубы

М
у
ф
т
а
Т
р
у
б
а
Q
a
a
Q
R
R
н
Рисунок 2
Схемы к расчету растягивающей нагрузки
От действия осевой силы
в поперечных сечениях трубы возникают
поперечные напряжения
, которые при переходе от тела трубы к нарезанной
части уменьшаются за счет распределения части осевой нагрузки на муфту.
Максимальное поперечное напряжение возникает в конце резьбы, и
определяется как отношение полной осевой нагрузки
к площади сечения
рубы по впадине профиля с полной нарезкой перед сбегом, т.е. по основной
плоскости
,




(4)
где
средний диаметр сечения по впад
ине первого полного витка

резьбы
(в основной плоскости);
толщина стенки трубы по впадине того же витка резьбы
1, 2
Согласно третьей теории прочности тело, испытывающее два взаимно
перпендикулярных напряжения, будет иметь напряжение, действующее
под
углом 45
к напряжениям σ
и σ
и равное полуразности этих напряжений.
Разрушение тела трубы наступает тогда, когда напряжение дойдет до значения,
равного половине предела текучести σ
max
⸠†††††††††††††††† ††††
††††††††††††† ††††††††
⠵⤀

Подставив значения σ
и σ
из равенств (3) и (4) в формулу (5), и решив
полученные уравнения относительно
, получим:
ctg
⸠†† ††††††††††††† ††††
††††††††† 
†† † †††††††††† 
⠶⤀
Нагрузка, вычисленная по формуле Яковлева
Шумилова (6), называется
страгивающей. Вычисленная по этой формуле растягивающая нагрузка должна
быть больше фактического осевого усилия не менее в 1,25 раза. Если это
услови
е не соблюдается, то для насосно
компрессорных труб выбирается более
прочный материал. Если выбор группы прочности не возможен, то
ограничивается длина спуска колонны, вес которой обеспечивает запас
прочности по страгивающей нагрузке.
Подставив вместо σ
значение σ
доп
и добавив коэффициент разгрузки
, а
также учитывая угол трения
, получим
ctg
доп
доп
,


,



где
толщина стенки трубы в расчетной плоскости.

-
2
Ⱐ†††††† ††††††††††††† †† 
† ††††††††††††† ††††††
††
9)
где
глубина резьбы.
= (
) / 2



где

d
соответственно
наружный и внутренний диаметр резьбы в

плоскости торца трубы.

= (
) / 2
.


Трубы с высаженными наружу конца
ми (тип В) и безмуфтовые НКБ
являются равнопрочными с резьбовыми соединениями и поэтому расчет на
прочность ведут по телу трубы. Растягивающее усилие
, при котором в теле
трубы возникает напряжение, равное пределу текучести, определяется по
формуле

=




где
средний диаметр трубы.
Трубы типа НКМ занимают по прочности промежуточное положение
между гладкими трубами и равнопрочными.
Расчет
колонны НКТ на внутреннее давление
Внутреннее избыточное давление Р
, Па, при котором наибольшее
напряжение в трубах достигает предела текучести, определяли согласно [1,
с.95] по формуле
⠀㄀㌩
где
внутренний диаметр трубы,
0,875
учитывает разностенность сечения трубы.
Условие прочности труб при внутреннем избыто
чном давлении согласно
[1, с.95] определяли по условии
††††††††††††††††† †† 
††††††††††† ††††††††† 
⠀ㄴ⤀
= 1,32
коэффициент запаса.
Расчет прочности колонны НКТ на растяжение и изгиб в

искривленных скважинах
Для тела трубы условие проч
ности между растягивающими
, МПа, и
изгибающими
,МПа, напряжениями определяли согласно [1, с.94]
†††††††††
†††††††† ††††††††††††††††† ††††
⠀ㄵ⤀
где
=1,32
запас прочности.
Растягивающие напряжения
, МПа, определяли согласно [1, с.92] по
формуле
D
Q
††††††††††††††††† † 
†† ††††††††††††† †††† 
⠀ㄶ⤀
где
осевая растягивающая сила, обусловленная весом колонны
НКТ, Н.
��11 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Изгибающее напряжение
Па, определяли согласно [1, с.94] по
формуле:
D
E
2
†††††††††††††††††  
††† ††††††††††††† ††††††††† 
⠀ㄷ⤀
где
модуль упругости материала НКТ, Па, для стали Е=2,1·10
Па;
наружный диаметр трубы, м;
радиус искривления скважины, м.
Задача 1
Для колонны НКТ диаметром
и толщиной стенки
определить
растягивающую критическую нагрузку, нарушающую работоспособность
колонны, для случаев неравнопрочной колонны и рав
нопрочной колонны.
Проверить возможность применения НКТ указанного диаметра для
гидравлического разрыва пласта с давлением на устье скважины 29 МПа.
Определить прочность колонны на совместное действие нагрузок в
искривленной скважине глубиной
и радиусом
искривления
Таблица 1
Варианты заданий ко второй контрольной задаче по теме
Расчеты
насосно
компрессорных труб
варианта
Группа
прочности
стали
Колонна труб, мм
Глубина
скважины

Радиус
искривления
скважины
Диаметр
Толщина
стенки

㐀ⰰ
㄀㈵ 
㔀ⰰ
㄀㌰ 
㔀ⰵ
㄀㐵 
㜀ⰰ
㄀㔰 
㘀ⰵ
㄀㠰 
㄀〲
㘀ⰵ
㄀㘷 
㄀ㄴ
㜀ⰰ
㄀㠰 
㐀ⰰ
㄀㈵ 
㔀ⰰ
㄀㌰ 
㔀ⰵ
㄀㐵 
㜀ⰰ
㄀㔰 
㘀ⰵ
㄀㠰 
��12 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Окончание таблицы 1
㄀〲
㘀ⰵ
㄀㘷 
㄀ㄴ
㜀ⰰ
㄀㠰 
㐀ⰰ
㄀㈵ 
㔀ⰰ
㄀㌰ 
㔀ⰵ
㄀㐵 
㜀ⰰ
㄀㔰 
㘀ⰵ
㄀㠰 
㄀〲
㘀ⰵ
㄀㘷 
㄀ㄴ
㜀ⰰ
㄀㠰 
㐀ⰰ
㄀㔰 
㔀ⰰ
㄀㠰 
㔀ⰵ
㄀㘷 
㜀ⰰ
㄀㠰 
Задача 2
Расчет и подбор максимальной глубины спуска НКТ при фонтанно
компрессорной эксплуатации скважин
Исходя из условий прочности насосно
компрессорных труб на разрыв в
опасном сечении, на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении и на
внутреннее давление, определить максимальную глубину спуска ступенчатой
колонны гладких насосно
компрессорных труб для
фонтанирующей скважины.
Возбуждение скважины намечается осуществить методом постепенного
уменьшения удельного веса жидкости. Колонна должна состоять из
нкт1
нкт2
нкт3
мм труб.
При расчете пренебрегаем потерей веса колонны труб в жидкости, т.к.
уровень
жидкости в межтрубном пространстве во время работы скважины
может быть оттеснен до башмака колонны труб или находиться недалеко от
него.
Растягивающие нагрузки, вызывающие напряжения в опасном сечении,
равны пределу текучести материала, определяли согласн
о [6, с.223] по
формуле:

тек
††††††††† 
 ††††††† ††††††††††††††††† ††† 
 †
⠀ㄸ⤀
где
диаметр трубы по впадине нарезки в корне первого витка

[2, табл.17.10, с.351];
внутренний диаметр трубы;
тек
предел текучести материала труб.
Длину каждой ступени колонны НКТ по условиям прочности на разрыв
определяли согласно [6, с.224] по формулам
1
1
a
G
l
††††††††††††††††† ††††† 
† †††
††††††† ††††††††††††††
⠱㤀⤠
††††††††††††††††† 
††††††††††††††††† †††††††
⠀㈰⤀
Ⱐ†† ††††††††††††† †† 
† †††††††††††
†† ††††††††††† 
† † 
⠀㈀ㄩ
где
коэффициент запаса прочности, равный 1,5;
вес одного погонного метра труб, Н/м.
Максимальная длина спуска НКТ составила
.


(22)
Осевая растягивающая нагрузка, при которой в резьбовом соединении
гладких труб напряжение достигает предела текучести (страгивающая
нагрузка), определяется по формуле Яковлева
Шумилова (7).
Дли
ну первой секции свободно подвешенной колонны определяли
согласно [2, с.390] по формуле:
⠀㈀㌩
где
коэффициент запаса прочности, равны
й 1,3.
Длину второй секции колонны определяли согласно [2, с.390] по
формуле:
��14 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;
1
1
1
2
2
10
q
l
n
P
l
††††††††††††††† 
 † ††††††††††††††††† †††††
⠀㈴⤀
Длину третьей секции колонны предлагаем вывести самостоятел
ьно.
Максимальная длина спуска составит
Допустимое внутреннее давление определяли согласно формулы Барлоу
[6, с.225]:
тек


(25)
где
толщина стенки трубы;
наружный диаметр трубы;
а
запас прочности, а = 2.
При найденных по расчету предельных глубинах спуска насосно
компрессорных труб они будут испытывать следующее внутреннее давление [6,
с.226]
†††††††††††††††††
 ††††††††††††††††† ††††††† 
⠀㈶⤀
где
глубина спуска соответствующей колонны.
Условие допустимости применения НКТ на внутреннее давление будет
условие
.

(27)
Таблица 2
Варианты заданий к
второй контрольной задаче по теме
Расчет
насосно
компрессорных труб
варианта
Группа
прочности
стали
DhehggZ
ljm[
��ff
варианта
Группа
прочности
стали
DhehggZ
ljm[��ff
㄀ㄴ
㄀〲
㄀〲
㄀〲
㄀〲
㄀ㄴ
㄀〲
㄀ㄴ
㄀ㄴ
��15 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Окончание таблицы 2
㄀ㄴ
㄀〲
㄀ㄴ
㄀ㄴ
㄀〲
㄀ㄴ
㄀ㄴ
㄀ㄴ
㄀〲
㄀ㄴ
㄀ㄴ
㄀ㄴ
㄀〲


��16 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Практическое занятие № 2
Эксплуатация скважин штанговыми насосами
Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ
эксплуатируются штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ).
Дебит скважин составляет от нескольких
десятков килограммов в сутки до
нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров
до 3000 м. ШСНУ включает в себя следующие элементы:
1) наземное оборудование: станок
качалка, оборудование устья;
2) подземное оборудование: насосно
компрессорные трубы, насосные
штанги, штанговый скважинный насос и различные защитные устройства,
улучшающие работу устройства в осложненных условиях [9].
Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что в скважине
устанавливается плунжерный насос, котор
ый приводится в действие
поверхностным приводом посредством колонны штанг.
Нагрузки, действующие при работе глубинного насоса в точке подвеса
насосных штанг (на полированный шток), состоят из следующих элементов:
1) статических нагрузок от веса насосн
ых штанг и жидкости, а также сил
трения плунжера в цилиндре насоса и трения насосных штанг о трубы;
2) динамических нагрузок, вызываемых силами инерции движущихся
масс насосных штанг и жидкости, а также вибрацией штанг [5, 7, 9].
Нагрузки на штанги, возни
кающие от указанных причин, действуют
одновременно, и для практических целей необходимо знать их совокупное
действие. Но ввиду сложности определения динамических нагрузок расчетным
путем наиболее точным и простым способом их учета является
непосредственно
е измерение этих нагрузок при помощи динамографа.
��17 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Задача
По динамограмме нормальной работы штангового скважинного насоса
(см. рисунок
) определить максимальную и минимальную нагрузки на
полированный шток, амплитуду колебаний нагрузки, максимальное
апряжение в верхней штанге и коэффициент подачи насосной установки, если
масштаб усилий динамографа составляет 80 Н на одно деление, а масштаб хода
равен 1:30.
Максимальное усилие будет возникать в т. М, а минимальное
в т. А
max
Амплитуда колебаний нагрузки за один цикл (ход вверх и вниз)
max
Максимальное напряжение в верхней штанге
max
Ⱐ†††††††††††††††† †††††††
†††††††††† †††††††††††††† 
⠀㈀㠩
где
площадь поперечного сечения штанги.
Ход полированного штока, мм
Нагрузка на полированный шток, %
20
60
40
80
100
40
80
120
100
b
B
M
C
d
D
Рисунок
Динамограмма работы глубинного насоса
��18 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; Потеря хода плунжера
В вследствие деформации насосных штанг и труб
)·30 = 3
мм.
Коэффициент подачи насосной установки, учитывающий наполнение
насоса и упругие удлинения штанг и труб, равен
= ВС / А
= (115
28) / (115
18) = 0,90.
Однако, как бы ни сложны были динамические нагрузки, их необходимо
учитывать при
проектировании нового оборудования ШСНУ. Для расчета
усилий, действующих в колонне штанг, а также в элементах привода имеют
значения прежде всего максимальное и минимальное усилия, действующие в
течение двойного хода штанг. Указанные усилия были определены
А.С.
Вирновским, который вывел формулы, позволяющие с достаточной степенью
точности описывать нагружение штанг. В настоящее время их используют как
эталонные при проверке результатов, получаемых с помощью других формул.
Вместе с тем эти формулы достаточно
сложны, и многие исследователи
предлагали более простые зависимости. Например, А.Н. Адонин на основе
большого количества экспериментальных данных предложил свои
эмпирические зависимости, которые также нашли применение в инженерных
расчетах [6, 7].
Задача
Определить максимальную нагрузку на головку балансира по формулам
А.С. Вирновского и А.Н. Адонина и сравнить полученные результаты. Данные
для расчета: глубина подвески вставного насоса
, диаметр плунжера насоса
, диаметр насосных труб
, колонна штанг двухступенчатая
длина штанг
верхней ступени
составляет 32%, длина нижней ступени
равна 68%.
Длина хода полированного штока
, число качаний в минуту
, плотность
жидкости
= 895 кг/м
Максимальная нагрузка на головку балансир
а может быть определена по
различным формулам в зависимости от режима откачки жидкости.
��19 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; По статической теории расчета учитываются только статические усилия
(вес штанг и жидкости) и максимальное значение сил инерции. По
исследованиям А.Н. Адонина, граница
между статическим и динамическим
режимами при откачке жидкости с больших глубин находится в зоне значений
параметра
)/а = 0,35
0,45, где
угловая скорость вращения
кривошипов в радианах; а
скорость распространения звука в металле штанг,
м/с
. В настоящее время применяются в основном режимы при
0,5.
Указанные значения
отграничивают большую область статического
режима работы штанговых насосов на глубинах до 1000
1200 м, а так же
тихоходную работу на больших глубинах. За пределами этой
области, т.е. при
значительном увеличении глубины и скорости откачки, следует применять
динамическую теорию расчета [6, 7].
Максимальную нагрузку по элементарной (статической) теории
определяли согласно [6, с.275] по формуле
max


(29)
†††††††††† 
†† †††† ††††††††††††††††† ††† 
⠳ ⤠
†††††††††††††††
††††††††††††††††† ††††††††††† 
⠀㌱⤀
где
вес столба жидкости над плунжером, высотой равной глубине
установки насоса
(предусматривается наиболее тяжелый случай,
когда
динамический уровень находится у приема насоса);
полный вес насосных штанг;
коэффициент потери веса штанг в жидкости;
фактор динамичности;
соответственно плотность материала штанг и жидкости;
длина хода полированного штока;
число качаний в мин.

†††††††††††††† 
† † ††††††††††††††††† †††
⠀㌲⤀
где
площадь плунжера;
глубина установки насоса.
Максимальную нагрузку на основе динамической теории по формуле
А.С.
Вирновского
с учетом собственных колебаний колонны штанг определяли
согласно [6, с.276] по формуле:

шт
шт
max
,

(33)
где
вес столба жидкости между плунжером и штангами:
 ††††††
††††††† †††††††††††† 
⠀㌴⤀
длина хода точки подвеса штанг (ТПШ);
угловая скорость вращения кривошипа;
†††††††††††††† 
††††††††††††††††† †††††† 
⠀㌵⤀
отношение площадей просвета,
††††††††††††††††† 
††††††††††††††††† † 
⠀㌶⤀
площадь проходного сечения трубы НКТ;
коэффициенты, зависящие от кинематики станка качалки;
коэффициент, равный отношению угла поворота кривошипа
углу его поворота, при котором скорость достигает максимума;
кинематический коэффициент
†††††††††††††††
††††††††††††††††† †††††††††††
⠀㌷⤀
радиус кривошипа;
длина хода ТПШ;
��21 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Ψ&#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ; – коэффициент

†††††††††† 
††††††††††††††††† †††††† 
⠀㌸⤀
площадь сечения труб по металлу;
удлинение штанг от веса столба жидкости
†††††††††
†††††††† ††††††††††††††††† 
⠀㌀㤩
плотность материала штанг;
модуль упругости материала штанг
= 2,1·10
МПа.
'''
средняя площадь поперечного сечения штанг.
Максимальную нагрузку на основе динамической теории А.Н.
Адонина
определяли согласно [6, с.277] по формуле:
max
 ††††† 
⠀㐰⤀


(41)
где
отношение площадей просвета;
кинематический коэффициент;
радиус
кривошипа;
длина шатуна.
��22 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 3
Варианты заданий к четвертой контрольной задаче по теме
Определение нагрузок штанговой колонны
вар
иан

мм
ff
ш2,
мм
Тип
станка
качалки
S,
Радиус
криво
шипа
, мм
Дли
на
шату
на
мм
��23 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Практическое занятие № 3
Расчет и подбор колонн насосных
штанг
1. Расчет колонны насосных штанг по максимально допустимому
напряжению
Задача
Подобрать стальную двухступенчатую колонну насосных штанг для
работы вставного насоса с диаметром плунжера
на глубине
при факторе
динамичности
= 0,2
; плотность добываемой жидкости
= 895 кг/м
Диаметр штанг
Длину нижней ступени штанг
определяли согласно [6, с.279] по
формулам (счет индексов сверху):
㬠††††† †††††††† 
 † †††††††††††††† 
⠀㐲⤀
†††††
††††††††††††††††† †††††
†††††††††††† †††††† 
 †
⠀㐳⤀
 †
Ⱐ††† ††††††† ††††††††† 
 ††††††† †††††††††††††††† 
⠀㐴⤀
где
максимальное допустимое напряжение штанг
, Па
площадь поперечного сечения штанги
вес столба жидкости над плунжером
㬠†††††† †††† ††††††† 
†† ††††††† ††††††††††††
⠀㐵⤀
погонный вес 1 м штанги
, кг
коэффициент потери веса штанг в жидкости;
фактор динамичности;
предел текучести материала штанг
коэффициент запаса прочности, равный 2;
плотности соответственно материала штанг и жидкости,
��24 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ρст = 7850 кг/м
Значения предела текучести
материала штанг взять согласно [3, с. 45,
табл. 21]. Расчет провести, начиная со стали 40.
Длину верхней ступени штанг
определяли согласно [6, с.280] по
формуле
b
g
q
f
f
l
2
1
1
Ⱐ††††††††††††††
† ††††††††††††††††† †††††††††
⠀㐶⤀
где
максимальное допустимое напряжение штанг;
площадь поперечного сечения штанг;
погонный вес 1 м штанги
Находим сумму (
) и сравниваем с требуемой величиной глубины
установки насоса
Максимальное напряжение в ТПШ
max
определяли согласно [6, с.280] по
формулам
max
max
††††††††††††††††† † 
†† ††††††††††††† ††††††††
max
,

(48)
где
вес столба жидкости над плунжером
㬠††††††††††††††† ††
††††††††††††††† ††††††† 
⠀㐹⤀
погонный вес 1 м штанги
, кг
Условие прочности будет следующим
max
.

(50)
2. Определение прочности колонны насосных штанг по приведенному
нап
ряжению
Как показали исследования, разрушение насосных штанг обычно
происходит не вследствие статического перенапряжения, а носит явно
усталостный характер, поэтому правильнее вести расчет колонны штанг не по
максимальному напряжению в опасном сечении, а п
о "приведенному"
напряжению, зависящему как от максимального напряжения
max
, так и от
��25 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;предельной амплитуды изменения напряжения
. А.С.
Вирновский
предложил на основе элементарной теории следующее расчетное уравнение
для
определения приведенных напряжений в любом сечении колонны насосных
штанг [6, с.282]:
max
,

(51)
где
max
соответственно максимальное и амплитудное значения
напряжений.
Тогда условие прочности колонны насосных штанг выглядят следующим
образом:
㬠††††† †††††††††† ††††††
††††††††††† ††††††††††††
††
⠀㔲⤀
max
,

(53)
Задача
Подобрать по приведенному напряжению одноступенчатую колонну
насосных штанг для работы насоса
на глубине
. Плотность нефти

= 895 кг/м
; длина хода полированного штока
; число качаний в минуту
диаметр штанг
ш 2
Максимальное напряжение в опасном сечении колонны
max
определяли
согласно [6, с.282] по формулам:
max

(54)
d
D
g
1
2
1
2


(55)
 ††††††††††††† †††† 
⠀㔶⤀
где
среднее напряжение цикла, действующее на верхнее сечение

штанг;
��26 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;σа – амплитуда напряжения;
е
средний кинематический коэффициент станка
качалки,
равный 1,05;
ход полированного штока;
угловая с
корость кривошипа;
число качаний в минуту.
Приведенное напряжение определяли по формуле
(51).
Максимальную нагрузку на штанги Р
мах
определяли согласно [6, с.282] по
формуле:
max
†††† 
†† †††††††††
⠀㔷⤀
где
площадь сечения плунжера
Максимальное напряжение в ТПШ
max
определяли согласно [6, с.282]
max
max
††††††††††††††† 
 † ††††††††††††††††† ††††††† 
⠀㔸⤀
Условие прочности колонны штанг
(52) и
(53).
Таблица
Допускаемое приведенное напряжение материала штанг
Сталь
20Н2М
30ХМА
15МЗМА
10Х2НМФ
㄀㄰
㄀㈰
К двум
следующим
задачам варианты заданий взять из
практического
занятия № 3.
��27 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблиц
Варианты заданий к третьей контрольной
задаче по теме
Определение нагрузок штанговой колонны
вари
анта
e��
ff
, мм
ш1,
мм
ш2,
мм
Тип станка
качалки
S,
Радиус
кривоши
па
��ff
�ebgZ�
rZlmg
��ff
0,6
0,6
0,6
1,6
0,6
0,6
0,6
2,4
0,6
0,6
0,6
1,8
1,2
0,6
1,2
0,75
1,2
0,9
1,2
1,2
1,2
1,05
2,1
0,9
2,1
1,2
2,1
1,5
2,1
1,8
2,1
2,1
2,1
1,3
1,3
1,8
2,1
2,5
2,8
0,9
1,6
2,1
0,9
2,1
1,2
2,1
1,5
2,1
1,8
2,1
2,1
2,1
1,1
3,5
1,8
3,5
2,1
3,5
2,5
3,5
3,0
3,5
3,5
3,5
2,3
2,0
1,2
1,2
0,6
1,6





��28 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Практическое занятие № 4
Расчет оптимального диаметра плунжера штангового
лубинного
насоса
Увеличение диаметра плунжера приводит к повышению
производительности глубинного насоса только до определенного предела, т.к.
одновременно с этим увеличиваются потери хода из
за упругих деформаций
насосных штанг и труб. Увеличение диаметра плунжера сверх этого предела
при неизменных параметрах работы насос
а (длина хода и число качаний) ведет
к уменьшению производительности. Поэтому часто при использовании насоса
малого диаметра можно получить большую производительность, чем при
насосе большого диаметра при прочих равных условиях. Нагрузка же на
штанги, стан
качалку и двигатель при этом уменьшается.
Для любой глубины спуска насоса существует некоторый предельный
диаметр плунжера, при котором можно получить максимальную
производительность. Максимальная производительность глубинного насоса
может быть получен
а при таком диаметре плунжера, при котором потери хода
от упругих деформаций равны половине хода полированного штока.
Задача
Определить диаметр плунжера, обеспечивающего максимальную
производительность насоса при следующих условиях его работы: длина хо
да
полированного штока
, глубина установки насоса
, расстояние от устья до
динамического уровня
50) м. Плотность откачиваемой жидкости

����d]�f
. Диаметр насосных труб
нкт
. Диаметр насосных штанг
ш2.
Если насосные трубы находятся навесу (не заякорены), то условие
максимальной площади сечения плунжера
max
определяли согласно [6, с.
266]
по формуле:

max
††††††† 
†† ††††††† ††††††††† 
 †† 
⠀㔹⤀
где
ход
полированного штока;
модуль упругости стали;
динамический уровень пластовой жидкости;
площади живого сечения штанг и труб (площадь металла).
Если насосные трубы заякорены, то они не испытывают упругих
деформаций. Тогда формула для определ
ения поперечного сечения плунжера,
обеспечивающего максимальную производительность насоса, определяли
согласно [6, с.266]
max
†††††††††† 
†† †††† ††††††††††††††††
⠀㘀〩
Диаметр плунжера,
обеспечивающего максимальную
производительность, определяли согласно [6, с.266] по формуле:
max
⸠†† ††††††††††††† † 
†† ††††††††††††† ††††††††
⠀㘱⤀
Варианты заданий для приведенной выше задачи взя
ть из
практического
занятия № 3.
Определение мощности электродвигателя для станков
качалок
Мощность электродвигателей, необходимая для работы станков
качалок,
может быть определена по различным формулам: Д.В.
Ефремова,
Азэлектропрома, Энергетического инс
титута Академии наук АзССР,
Азинмаша, АзИИ и по упрощенной формуле
в зависимости от веса
поднимаемого столба жидкости и средней скорости движения плунжера. Кроме
того, эта задача может быть решена при помощи диаграммы и по специальным
таблицам, составлен
ным Азинмашем.
��30 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Наиболее достоверные результаты, хорошо совпадающие с
практическими данными, получаются по формулам Азинмаша и АзИИ. Для
быстрых и приближенных расчетов можно пользоваться упрощенной
формулой, диаграммой и специальными таблицами Азинмаша [5,
6, 7].
Задача
Определить по формулам Азинмаша и по упрощенной формуле мощность
электродвигателя для станка
качалки на основании следующих данных:
диаметр плунжера насоса
; глубина спуска насоса
. Расстояние от устья до
динамического уровня Н = (
50) м. Дебит скважины
. Плотность добываемой
жидкости ρ
= 895 кг/м
. Длина хода полированного штока
. Число качаний в
минуту
. Диаметр насосных труб
нкт
. Диаметр насосных штанг
(см.
условие к пятой задаче).
Расчет по формулам Азинмаша
Необходиму
ю мощность электродвигателя
определяли по
среднеквадратичному значению тангенциальных сил согласно [6, с.318] по
формулам:
2
0
,
0
n
S
H
D
K
K
N
a
, кВт

(62)
или
, кВт


(63)

(64)
где
постоянные потери мощности в наземном оборудовании
(потери
холостого хода станка
качалки);
теоретическая производительность насоса;
относительный коэффициент формы кривой крутящего момента
на валу эл.
двигателя;
отношение веса балансирных грузов к общему весу всех
противогрузов, равное 0,2;
��31 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;K&#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;с , &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;K&#x/MCI; 3 ;&#x/MCI; 3 ;к – постоянные коэффициенты;
поправочный коэффициент, учитывающий влияние деформации
штанг и труб на величину среднеквадратичной мощности, зависящий от
отношения величины хода плунжера к ходу
полированного штока
пл
диаметр плунжера;
расстояние от устья до ди
намического уровня;
ход полированного штока;
число качаний.
Таблица
Значения коэффициентов
для станков
качалок
Тип СК
N
P
СК 2
 ⰶ
㈵ 
СК 3
1,2
630
СК 4
2,1
1600
СК 5
2500
СК 6
2,1
2500
СК 8
3,5
4000
0,6
0,26
0,17
0,13
0,11
0,095
1,5
1,3
1,1
1,0
1,0
1,0
0,01
0,02
0,04
0,07
0,15
0,16
Таблица
Значения коэффициента
S
пл
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,55
0,7
0,8
0,9
0,95
0,98
1,0
Ход плунжера
пл
, м, определяли согласно [6, с.319] по
формуле:
Ⱐ†††††††† 
 ††††††† †††††††††††††
⠀㘵⤀
модуль упругости стали.
��32 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Расчет по упрощенной формуле
Среднюю линейную скорость движения плунжера
определяли согласно
[6, с.321] по формуле:
м/с



(66)
где
ход полированного штока;
число качаний.
Приближенную потребную мощность двигателя
определяли согласно
[6, с.321] по формуле:
††††††††
††††††††† ††††††††††††††††† †
††††
⠀㘷⤀
где
вес столба жидкости в насосных трубах выше динамического

уровня;
механический КПД установки, равный 0,8
0,85.
= 0,785


g


H


(68)
Таблица
Варианты заданий к
второй
контрольной задаче по теме
Определение мощности электродвигателя станка
качалки
варианта
�_[bl�kd\Z`bgu�
/сут
Число качаний
в минуту,

Ход
полированного
штока
, мм
Диаметр
плунжера
4,6
1,45
11,3
2,1
8,9
5,6
6,1
1,8
1,6
1,9
3,1
5,2
10,1
16,3
��33 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Окончание таблицы
11,5
3,1
13,7
24,7
2,8
6,1
19,6
9,8
27,6
4,0
8,9
4,8
9,7
20,5
29,7
6,2
32,5
17,3
21,7
12,9
5,9
9,7
30,2
13,4
2,2
2,2

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Сароян А.Е., Субботин М.А. Эксплуатация колонн насосно
компрессорных труб.
М.: Недра, 1985.
216 с.
2. Трубы нефтяного сортамента:
Справочник / Под общ. ред.
А.Е.Сарояна.
М.: Недра, 1987.
488 с.
3. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И.
Бухаленко.
М.: Недра, 1983.
399 с.
4. Петрухин В.В., Бочарников В.Ф. Расчет фланцевой фонтанной
арматуры / Метод. указан.
для выполнения контрольных работ для студентов
заочного обучения.
Тюмень: Изд
во Тюм. индустр. ин
та, 1989.
28 с.
5. Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович А.М. и др. Расчет и
конструирование нефтепромыслового оборудования. Учебное пособие для
вузов.
М.: Недра, 1987.
422 с.
6. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи
нефти.
М.: Недра, 1967.
380 с.
7. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи
нефти и газа. Учебник для вузов.
М.: Недра, 1984.
464 с.
Расчет и конструирование машин и аппаратов химических
производств. Примеры и задачи. Учебное пособие для студентов втузов / Под
общ. ред. М.Ф. Михалева.
Л.: Машиностроение, 1984.
301 с.
9. Крец В.Г., Лене Г.В. Основы нефтегазодобычи. Учебное пособие.
Томск: Изд
во Том. политехн. ун
та, 2000.
220 с.
10. Могуче
А.И., Сидоренко А.А.
Оборудование для эксплуатации и
подземного ремонта скважин: Учеб. пособие.
Уфа: Изд
во УГНТУ, 2005.
74
с.

Приложенные файлы

  • pdf 4801276
    Размер файла: 422 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий