Расчетная часть-Расчет погружного скважиного Насоса-2СП для добычи нефти-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Расчетная часть-Расчет Насоса-2СП-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
3.1 Исходные данные
Первый пласт:
Плотность, кг/м3:
- воды –1015
- сепарированной нефти –850
- газа в нормальных условиях –1
Планируемый дебит скважины, м3/сутки –25
Обводненность продукции пласта, доли единицы –0,63
Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м –1500
Пластовое давление, МПа -25
Давление насыщения, МПа –4,5
Коэффициент продуктивности, м3/ МПа – 2,5
Размеры обсадной колонны, мм –273
Текущее объемное газосодержание –0,15
Второй пласт:
Плотность, кг/м3:
- воды –1010
- сепарированной нефти –900
- газа в нормальных условиях –1
Планируемый дебит скважины, м3/сутки –10,
Обводненность продукции пласта, доли единицы –0,52,
Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м –2300,
Пластовое давление МПа -10,
Давление насыщения, МПа –4,5,
Коэффициент продуктивности, м3/ МПа – 1,5,
Размеры обсадной колонны, мм –273.
3.2 Расчет и выбор электромеханического оборудования
3.2.1 Подбор плунжерного насоса
Для первого пласта
1. Определяется плотность смеси на участке «забой скважины — прием насоса» с учетом упрощений:

где: ρн — плотность сепарированной нефти, кг/м3; ρв — плотность пластовой воды, кг/м3; ρг — плотность газа в стандартных условиях, кг/м3; Г — текущее объемное газосодержание; b — обводненность пластовой жидкости.
Pсм=[1015 0.63+850(1-0.63)](1-0.15) +1 0.15=811 кг/м3
2. Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

где: Рпл — пластовое давление, МПа; Q — заданный дебит скважины, м3/сут; Кпрод — коэффициент продуктивности скважины м3/МПа.
Pзаб=15- =5 МПа
3. Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

Ндин=1500-5 106/(811 9,8)=1191м
4. Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например — Г = 0,15):

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0), где: Рнас — давление насыщения МПа.
Pпр=(1-0,15)4,5=3,8 МПа.
5. Определяется глубина подвески насоса:

L=883+(3,8 106) /(811 9,8)=1359м
Выбираю насос типа ННБ, максимальная идеальная подача 30 м3/сут
Для второго пласта
6. Определяется плотность смеси на участке «забой скважины — прием насоса» с учетом упрощений:

Pсм=[1010 0.52+900(1-0.52)](1-0.15) +1 0.15=910 кг/м3
7. Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

Pзаб=20- =14 МПа
8. Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

Ндин=2300-14 106/(910 9,8)=1530м
9. Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например — Г = 0,15):

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0), где:
Pпр=(1-0,15)4,5=3,8 МПа.
10. Определяется глубина подвески насоса:

L=1530+(3,8 106) /(910 9,8)=1950м
Выбираю насос типа НН2СП, максимальная идеальная подача 15 м3/сут
3.2.2 Определение максимальной нагрузки в точке подвеса штанг
Максимальная нагрузка в точке подвеса штанг определяется по формуле
PMAX = Pmax1 + Рmax2 ;
Где: Рmax1 – максимальная нагрузка на первом интервале, Н; Pmax2 – максимальная нагрузка на втором интервале, Н.
Максимальная нагрузка на первом интервале

где: Рж – сила тяжести жидкости над плунжером, кН,
Ршт – сила тяжести штанг в жидкости, кН,
S – ход плунжера, м,
n – число двойных ходов плунжера в минуту,

где: ρж, ρшт – плотность пластовой жидкости и материала штанг, кг/м3.

где: Vж – объем жидкости над плунжером, м3, g – ускорение свободного падения, с/м2.

где: dвн.нкт. – внутренний диаметр НКТ, м,
dшт. – диаметр штанг, м,
Н – глубина спуска насоса, м.



где: L – длина штанг, м.


Максимальная нагрузка на втором интервале:


где: ρж, ρшт – плотность пластовой жидкости и материала штанг, кг/м3.
,
где: Vж – объем жидкости над плунжером, м3, g – ускорение свободного падения, с/м2.

где: dвн.нкт. – внутренний диаметр НКТ, м,
dшт. – диаметр штанг, м,
Н – глубина спуска насоса, м.



где: L – длина штанг, м.


PMAX = 66,2 + 44,2 =110,4 кН

3.2.3 Выбор привода штангового насоса


Рисунок 5 - Типовой станок-качалка по ГОСТ5866-66

По максимальной нагрузке в точке подвеса штанг и длине хода устьевого штока выбираю станок качалку СКН10-3012.
Максимальная нагрузка на головку балансира, кН – 120.
Длина хода полированного штока 1,2 м.
Число качаний балансира в минуту 6-12.
Максимальный крутящий момент на ведомом валу редуктора, кНм – 57.
Длина переднего плеча балансира, мм – 4500.
Длина заднего плеча балансира, мм – 3500.
Длина шатуна, мм –4080.
Наибольший радиус кривошипа, мм – 1200.
Габаритные размеры, мм:
Длина – 11430,
Ширина – 7110,
Высота – 7110.

3.2.4 Определение необходимой мощности привода станка-качалки


Определяем крутящий момент на ведущем валу редуктора

Определяем крутящий момент на ведомом валу редуктора. Принимаем передаточное число редуктора i=63

Крутящий момент на шкиве электродвигателя

Мощность двигателя равна



Принимаю электродвигатель АОП2 – 82 – 4 мощностью 65 кВт

3.3 Расчет на прочность и долговечность основных элементов
3.3.1 Расчет на прочность колонны штанг
Колонна штанг рассчитывается на растяжение от действии максимальной нагрузки в точке подвеса штанг. Штанги изготовлены из стали 20 [σp] = 25 МПа.

Где: σр – действующее напряжение растяжения, МПа
Q – приложенная сила, МН
F – площадь поперечного сечения штанг, м2
[σр] – допустимое напряжение растяжения, МПа

Где D – наружный диаметр штанг, м
D – внутренний диаметр штанг, м


Коэффициент запаса прочности

Необходимый коэффициент запаса прочности n=(1,3-1,5)[8]

3.3.2 Расчет на прочность соединительной муфты
Рассчитываем резьбовое соединение муфты на разрыв от действия нагрузки веса колонны НКТ.

Где: σр – действующее напряжение растяжения, МПа
Q – приложенная сила, МН
d – диаметр резьбы , м
[σр] – допустимое напряжение растяжения, МПа = 550 МПа

Где : ρст – плотность материала НКТ, кг/м3
g – ускорение свободного падения, с/м2
Vнкт – объем НКТ.

Где: d – внутренний диаметр НКТ, м
D – наружный диаметр НКТ, м
L – длина НКТ, м.



Коэффициент запаса прочности

Необходимый коэффициент запаса прочности n=(1,3-1,5)[8]







3.4 Описание конструкции устройства

1 - Фильтр сетчатый; 2 - Пакер; 3 – верхний насос 4 - Соединительная муфта; 5 – нижний насос; 6 - Колонна полых штанг; 7 - Полированный шток полый; 8 - Трубопроводная арматура
Рисунок 6 – Скважинное оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов
Подача нефти с нижнего пласта осуществляется нижним насосом через соединительную муфту, кольцевое пространство между верхним насос и обсадной колонной, в выкидной трубопровод . Подача нефти с верхнего пласта осуществляется верхним насосом по колонне полых штанг, полому полированному штоку и гибкому трубопроводу.
Технологические операции, осуществляемые установкой:
Одновременный раздельный подъем нефти с двух пластов и ее раздельный учет.
В результате произведенных расчетов было выбрано оборудование для добычи нефти и доказано, что все элементы выдержат силовые нагрузки.
Расчет показал, что при данных условиях эксплуатации спроектированный станок-качалка будет работать в нормальном режиме без превышения предельных значений нагрузки, длины хода точки подвески штанг. Выбранный насос обеспечивает необходимую подачу без дополнительных нагрузок. Выбранные штанги и НКТ выдержат все максимальные нагрузки и будут работать в заданном режиме. Материалы деталей и их элементов подобраны с учетом заявленных параметров. Изготавливаются они в соответствии с техническими требованиями или стандартом по нормативной и технической документации, утвержденной в установленном порядке.