- •Введение
- •1 Геологическая часть
- •1.1 Характеристика геологического строения месторождения
- •1.1.1 Общие сведения о месторождении.
- •1.1.2 Стратиграфия.
- •1.1.3 Тектоника.
- •1.1.4 Нефтегазоносность. Нефтегазоносность определялась только по данным гис, в среднем составляет 65%. Характеристика параметров пласта по горизонтам приведены в таблице 1.2.
- •2 Технологическая часть
- •2.1 Система разработки месторождения.
- •2.1.1 Анализ текущего состояния разработки
- •2.1.2 Анализ выработки запасов нефти и газа.
- •2.1.4. Характеристика энергетического состояния месторождения.
- •2.1.5 Система ппд и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов.
- •2.2 Техника и технология добычи нефти и газа.
- •2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин.
- •2.2.1. Анализ структуры фонда скважин и их дебитов, технологических показателей разработки.
- •2.2.3 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.
- •2.2.3. Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин.
- •EQн – LgEQж,
- •2.3. Анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации шгну на месторождении Центрально-Восточная Прорва
- •2.3.1. Краткий обзор и анализ по теме дипломного проекта.
- •2.3.2. Коэффициент эксплуатации штанговой глубиннонасосной установки.
- •2.3.2. Анализ отказов штанговых глубиннонасосных установок.
- •2.3.3. Пути снижения отказов в работе шгну.
- •3 Экономическая часть
- •3.1 Научно-технический прогресс в нефтегазодобывающей промышленности и экономическая эффективность новой техники и технологии
- •3.1.1 Сущность и основные направления научно-технического прогресса в промышленности.
- •3.1.2 Совершенствование технологии и организации производства.
- •3.1.3 Методика определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологии.
- •3.1.4 Основные направления научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и их экономическая эффективность.
- •3.1.5 Организация производства в нефтегазовой промышленности.
- •3.2 Расчет удельной себестоимости нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки скважины шгну.
- •3.2.1 Расчет амортизации.
- •3.2.2 Расчет фонда оплаты труда.
- •3.2.3 Отчисления от фот.
- •4 Охрана труда
- •4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов.
- •4.2 Защитные мероприятия
- •4.2.1 Производственная санитария
- •4.2.1.1 Санитарно-бытовое обслуживание.
- •4.2.1.2 Производственное освещение.
- •4.2.2 Техника безопасности
- •4.2.2.1 Безопасность проведения ремонтных работ при осложнении работы шгну
- •4.2.3 Пожаро-взрывоопасность
- •5. Охрана окружающей среды
- •5.1 Охрана атмосферного воздуха
- •5.1.1 Основные загрязнители атмосферного воздуха.
- •5.1.2. Номенклатура загрязняющих веществ.
- •5.1.3. Количественные показатели загрязняющих веществ.
- •5.1.4. Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ.
- •5.2. Охрана водных ресурсов.
- •5.3 Охрана земельных ресурсов
- •5.4. Охрана флоры и фауны
- •5.5. Промышленные отходы
- •Заключение.
- •Месторождение вступает в позднюю стадию разработки.
- •Список использованной литературы
2.3.3. Пути снижения отказов в работе шгну.
Совершенствование станок-качалок.
Основные направления совершенствования:
-разработка новых типоразмеров;
-пректирование устройств иных принципов действия(станки-качалки с гидроприводом, бесбалансирные станки-качалки ленточного типа, цепные и др.
-применение других материалов: балансир из углепластика, при изготовлении редуктора использовать нанотехнологии (рисунок 2.12).
Стоимость, %
Рисунок 2.12. График зависимости металла от стоимости
Основные конкуренты ШГНУ с приводом СК:
-гидропоршневые;
-электровинтовые;
-диафрагменные;
-струйные;
-штанговые винтовые насосные установки.
Станки-качалки характеризуются 3-мя параметрами:
-длина хода точки подвеса штанг;
-максимальная нагрузка в точке подвеса штанг;
-крутящий момент на выходном валу редуктора.
Недостатки станок-качалок:
-низкий срок службы редуктора;
-разрушение элементов преобразующего механизма;
-неудовлетворительное центрирование конатной подвески, обусловленное недостаточностью изготовления головки балансира;
-неудобства перестановки пальцев шатунов;
-высокая трудоемкость перемещения грузов при уравновешивании;
-неудобства обслуживания клиноременной передачи;
-неудобства поворота головки балансира перед выполнением ремонта скважин.
Основные направления развития совершенствования конструкции:
Станок-качалка-увеличение надежности, облегчение обслуживания и снижение металлоемкости применения, например, одноплечих станок-качалки с пневматическим уравновешиванием, которое по сравнению с 2-хплечими имеет меньшие габарит и массу.
Новые приводы:
-с использованием цепких передач;
-гидравлические приводы с пневманическим уравновешиванием;
-гидравлические приводы с инерционным уравновешиванием.
Технологический расчёт надежности оборудования ШГНУ
Исходные данные для расчета:
Скважина 10
Глубина скважины – Н = 2250м;
Пластовое давление – Pпл = 22,2 МПа;
Давление насыщения - Рнас = 15,6 МПа;
Газовый фактор - Go = 8м3/м3;
Продуктивность скважины - k =9,78 × 10-10 м3/сек ×Па;
Обводненность - β в = 0,8;
Пластовая температура – Тпл = 345,5К;
Плотность дегазированной нефти - ρ н.д. = 945кг/м3;
Плотность воды – ρв = 1000кг/м3;
Плотность свободного газа - ρг.с. = 0,98кг/м3;
Устьевое давление – Ру = 0,1МПа;
Устьевая температура – Ту = 293К.
Решение:
1. Выбор конструкции штанговой колонны:
Предварительно, по таблицам Каз. НИПИ нефть была выбрана колонна штанг длиной 128 м, d = 22 мм.
Определим коэффициенты:
Определим площадь плунжера:
Определим гидростатическую нагрузку:
Определим коэффициенты динамичности при ходе вверх и вниз:
Определим плавучесть штанг и вспомогательный множитель:
Определим удельные силы гидродинамического трения:
Определим силы сопротивления , сосредоточенные у плунжера:
Определим вес тяжелого низа:
Определим длину нижней ступени:
Для 25 мм штанги q тн = 41 Н/м.
Определим длину верхней ступени:
Берем одну штангу по 8м и L тн =8м.
2. Определение коэффициента подачи штанговой установки
Определим упругие деформации труб и штанг:
Определим критерий динамичности (параметр Коши):
Критический параметр Коши:
Так как φ < φ кр определяем коэффициент подачи без учета:
Общий коэффициент подачи штанговой насосной установки (усадкой пренебрегаем):
Определим вес колонны штанг в воздухе и в жидкости с учетом веса тяжелого низа:
Определяем коэффициенты:
По справочным таблицам находим значения кинематических коэффициентов:
α1 = 1,1; а1= 0,9; α2 =0,72; а2= 1,55.
Определим вибрационную и инерционную составляющие по формулам:
Определим поправочные коэффициенты для динамических составляющих нагрузок:
С учетом этих коэффициентов определяем максимальную и минимальную нагрузку в точке подвеса штанг:
3. Определение сил сопротивлений, возникающих при работе насосной установки
Будем считать постоянным угол отклонения ствола скважины от вертикали α и равным 50 (0,087 рад). Силу механического трения можно определить по формуле:
Величину С шт по данным В.М. Троицкого можно принять равной 0,25, тогда:
Силу гидродинамического трения рассчитаем по формуле с учётом движения жидкости в колонне НКТ:
Знак плюс соответствует ходу штанг вверх, а знак минус – ходу вниз.
А, В – числовые коэффициенты, зависящие от размеров кольцевого сечения между штангами и подъемными трубами, определяемые по формулам:
При ходе вниз:
Определим максимальное, минимальное амплитудное и среднее напряжение в штангах:
Приведенное напряжение в штангах:
Допустимое напряжение для данных штанг [ δ пр] = 70·106 Па
4. Определение максимального крутящего момента и выбор станка-качалки
А.Н. Алдонин на основании анализа опыта эксплуатации насосных установок рекомендует при выборе оборудования и режима откачки рассчитывать максимальный крутящий момент по кривошипному валу редуктора по эмпирической формуле Р.А. Рамазанова:
Таким образом, получаются следующие параметры:
Сравнивая расчетные данные с паспортными характеристиками станков-качалок, находим, что этим условиям удовлетворяет станок-качалка 2СК2-0,06-250.
5. Расчет энергетических показателей работу ШГНУ
Полезная мощность:
Коэффициент потерь мощности на утечки:
Потери мощности в клапанных узлах:
Мощность расходуемая на преодоление механического и гидродинамического трения, а также трения плунжера в цилиндре:
Затраты мощности в подземной части установки:
КПД подземной части установки:
Согласно рекомендациям справочной литературы принимаем:
Тогда общий КПД установки: