Расчетная часть-Расчет устьевого сальника станка качалки СШНУ-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Расчетная часть-Расчет устьевого сальника станка качалки СШНУ: Расчет муфты на прочность, Проверочный расчет резьбы муфты, Расчет плунжера на прочность, Расчет на прочность деталей насоса, Расчет нагрузок действующих в точке подвески штанг-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

1.8 Анализ конструкций устьевых сальников

Предназначены для уплотнения сальникового штока сква¬жин, эксплуатируемых штанговыми насосами и расположенных в умеренном и холодном макроклиматических районах.
Отличительная особенность сальника - наличие простран¬ственного шарового шарнира между головкой сальника (несу¬щей внутри себя уплотнительную набивку) и тройником.

Таблица 1.5 - Техническая характеристика подвесок

Наибольшая нагрузка
на шток, кН ШСУ31-2600 ШСУ31-4600 ШСУ36-5600
 
65 
65 
100
Присоединительная
резьба на¬сосных штанг
по ГОСТ 13877-80, мм 

ШН22 

ШН22 

ШН25
Габаритные размеры, мм:
диаметр
длина 
31
2600 
31
4600 
36
5600
Масса, кг 15 27 46


Шар¬нирное соединение, обеспечивая самоустановку головки саль¬ника при несоосности сальникового штока с. осью ствола сква¬жины, уменьшает односторонний износ набивки, увеличивает срок службы сальника.
Сальник рассчитан на повышенные давления на устье сква-. жины и обеспечивает надежное уплотнение штока при одно¬трубных системах сбора нефти и газа.
Устьевые сальники изготавливаются двух типов: СУС1 - с одинарным уплотнением (для скважин с низким статическим уровнем и без газопроявлений) (рисунок 1.4); СУС2 - с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и с-газопроявлениями).
Взамен устьевых сальников типов СУС1-73-31 и СУС2-73-31 в настоящее время выпускаются устьевые сальники типов СУС1А-73-31 и СУС2А-73-31, в конструкции которых внесены некоторые изменения, так например, вместо откидных болтов в узле шаровой головки использована накидная гайка и др.
Техническая характеристика устьевых сальников приведена в таблице 1.6.








Таблица 1.6 - Техническая характеристика устьевых сальников

Присоединительная резьба по НК
трубам по ГОСТ 633-80, мм

Диаметр устьевого штока, мм
Наибольшее давление
(при неподвижном штоке и
затянутой сальниковой набивке), МПа

Рабочее давление
(при неподвижном што¬ке), МПа
Габаритные размеры, мм
Масса, кг
 СУС1 73-31 СУС2-73-31
 
73

31


7



4
340X182X407
21
 
73

31


14



4
340X182X526
24




Рисунок 1.4 - Сальник устьевой СУС1
1 - ниппель; 2 - накидная гайка; 3 - втулка; 4 - крышка шаровая; 5 - крышка го-ловки; 6 - верхняя втулка; 7 - нажимное кольцо; 8, 10 - манжеты; 9 - шаровая го¬ловка; 11 - опорное кольцо; 12 - нижняя втулка; 13 - кольцо; 14 - гайка;
15 - трой¬ник; 16 - откидной болт; 17 - палец

САМОУСТАНАВЛИВАЮЩИЙСЯ УСТЬЕВОЙ САЛЬНИК
Автор Волох Олег Александрович, регистрационный номер заявки 98110828/03
Предназначен для герметизации устья нефтяных скважин, эксплуатируемых штанговыми насосными установками. Самоустанавливающийся устьевой сальник (рисунок 2.1) включает сальниковую головку 1 со сферической опорой, переход 2, имеющий осевое отверстие, вверху - осевую сферическую расточку и буртик с наружной резьбой. Внизу переход имеет патрубок с резьбой под насосно-компрессорные трубы (НКТ), сферическую опору 3, имеющую отверстие с резьбой НКТ. Тройник имеет вверху патрубок с осевой сферической расточкой и буртик с наружной резьбой, внизу - патрубок с резьбой под НКТ и боковое выкидное отверстие. Тройник соединен с сальниковой головкой сферической опорой и переходом двумя сферическими соединениями, закрепленными накидными гайками с контргайками и имеющими уплотнительные детали и антифрикционные кольца. Вращение резьбовых деталей осуществляется за втулки, а сальниковой головки и перехода - за шестигранники. Переход с опорой и сальниковая головка могут наклоняться в сферических соединениях вокруг их центров, что позволяет сальниковой головке самоустанавливаться по сальниковому штоку при радиальных перемещениях и наклонах его в пределах внутреннего диаметра верхней НКТ скважины. Это повышает надежность работы верхней части штанговой колонны скважины, снижает износ уплотнительных элементов и направляющих втулок сальниковой головки, верхней муфты штанговой колонны и внутренней поверхности.


Рисунок 2.1 – Самоустанавливающийся устьевой сальник


САЛЬНИК УСТЬЕВОЙ

Автор Челбин Владимир Александрович, регистрационный номер заявки 93037883/03.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для герметизации устья нефтяной скважины. Сущность изобретения: сальник устьевой (рисунок 2.2) включает основание 1, крышку 5 и самоустанавливающуюся шаровую головку 2. Кроме этого, он имеет верхнее, среднее и нижнее уплотнения 6, выполненные в форме полого усеченного конуса. Верхнее и среднее уплотнения помещены в обойму 4, выполненную в виде полого цилиндра, внутренняя поверхность которого имеет коническое сужение к центру цилиндра. Это сужение обеспечивает плотное прилегание уплотнений к внутренней поверхности обоймы. Полость между уплотнениями заполнена маслом для смазки сальникового штока. Использование изобретения повышает герметичность сальника устьевого.


Рисунок 2.2 – Сальник устьевой
АРМАТУРА УСТЬЯ СКВАЖИНЫ

Авторы: Абрамов Александр Федорович, Клюшин Иван Яковлевич, Михель Владимир Давыдович, регистрационный номер заявки 99108652/03.
 Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использовано в качестве оборудования устья нефтяных скважин, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами. Арматура (рисунок 2.3) содержит корпус 1 с каналом 2 сообщения с полостью насосно-компрессорных труб (НКТ), каналом сообщения 3 с межтрубным пространством и каналом сообщения 4 полости НКТ с межтрубным пространством. В корпусе установлены конусная муфта 12 для подвески труб, тарельчатый клапан-отсекатель и устьевой сальник для уплотнения полированного штока глубинного штангового насоса. Запорные органы установлены в упомянутых каналах сообщения. Соосно с запорным органом к корпусу арматуры герметично присоединена камера шлюзового типа. Камера содержит подвижный шток для захвата запорного органа и перемещения его в полость камеры. Для разобщения полости камеры от рабочей полости арматуры камера содержит шиберный затвор. Полость камеры сообщена с рабочей полостью арматуры каналом. Канал перекрыт игольчатым вентилем. Изобретение позволяет создать арматуру, обеспечивающую возможность замены запорных органов под давлением рабочей среды.




Рисунок 2.3 – Арматура устья скважины

2. Специальная часть.
2.1 Описание предлагаемой модернизации

В качестве модернизации предложено устройство для уплотнения штока глубинного насоса (имя изобретателя Рослов В.А., основной индекс МПК F04B47/00).
Устройство (рисунок 2.4) предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности при добыче скважинной жидкости, и в частности, для герметизации устья нефтяной скважины, эксплуатируемой штанговым насосом типа ШСН. Устройство содержит корпус 1, узел сальникового уплотнения 2, установленный в корпусе с возможностью поперечного перемещения, а его нажимные втулки 3 входят друг в друга телескопически. Запирающее уплотнение 17 выполнено самоуплотняющимся, а подшипниковые втулки 7 установлены в опорных стаканах 9 с зазором, в котором расположены эластичные кольца-амортизаторы 26. По мере износа сальниковой набивки 23 она поджимается тарельчатой пружиной 20. Полости, расположенные над и под запирающими уплотнениями 17 и 18, сообщены между собой через вентиль 25 высокого давления. Устройство позволяет снизить эксплуатационные расходы и обеспечить нормальную экологическую обстановку на скважине.





Рисунок 2.1 – Модернизированное уплотнение устья
2.2 Расчет муфты
2.2.1 Расчет муфты на прочность

Муфта выполняется в виде стальной трубы. На муфту действует осевая сила равная весу колонны НКТ плюс вес жидкости в колонне НКТ [18, c.23].
Вес колонны НКТ 73 мм
, (3.17)
где вес одного метра НКТ
длина колонны НКТ

Вес колонны

Вес жидкости в колонне НКТ
,    (3.18) 
где плотность пластовой жидкости
объём колонны НКТ, м3
объём штанг, м3

Объём колонны НКТ
    (3.19)
где диаметр колонны НКТ, м



Поскольку колонна штанг состоит из двух ступеней, то объём штанг равен:
    (3.20)

Объём штанг определяем
(3.21)





Осевая сила
    (3.22)


Площадь опасного сечения
, (3.23)
где наружный диаметр муфты
внутренний диаметр муфты


Напряжение растяжения
,    (3.24)

где допускаемое напряжение для стали марки Д.

Поскольку условие прочности выполняется, то муфту можно изготовить из материала сталь марки Д.

2.3 Проверочный расчет резьбы муфты

Присоединение муфты с колонной НКТ осуществляется посредством резьбового соединения. Зная наибольшую нагрузку на один виток резьбы, можно составить условие прочности этого витка на срез, смятие и износостойкость контактной поверхности резьбы.
Условие прочности резьбы на срез
    (3.1)
где  – внутренний диаметр резьбового соединения, ;
– высота срезаемого сечения резьбы,
– коэффициент учитывающий неравномерность распределения нагрузки между витками резьбы,
– коэффициент неполноты резьбы,
   (3.2)
где  допускаемое напряжение для стали марки Д.
Условие прочности резьбы на срез выполняется.
Условие прочности резьбы на смятие
     (3.3)
где  – внутренний средний диаметр вершин,
– внутренний средний диаметр впадин,

Условие прочности резьбы на смятие выполняется.


2.4 Расчет плунжера на прочность

Осевая сила действующая на плунжер состовляет

Площадь опасного сечения
(3.4)

Напряжение растяжения
(3.5)
 
Условие прочности плунжера на растяжение выполняется.

2.5 Расчет на прочность деталей насоса

Цилиндр насоса подвергается действию внутреннего давления, изменяющегося от нуля до максимального значения, под действием которого в теле насоса возникают тангенциальные и радиальные напряжения. Максимальные напряжения можно определить в зависимости от соотношения внутреннего и наружного радиусов цилиндра:
при
МПа
МПа,
где – внутреннее давление;
r – текущее значение радиуса.
Величину определяют по третьей теории прочности
МПа
МПа.

2.5.1 Расчет нагрузок действующих в точке подвески штанг

Вес колонны штанг в воздухе,
, (3.6)
где  qшт2 – вес 1 метра штанг верхней ступени (qшт2=4,1кг).

Вес колонны штанг в жидкости,
, (3.7)

Коэффициенты m и по формулам А.С. Вирновского:
, (3.8)
.
, (3.9)
.
Вибрационные составляющие нагрузки при ходе вверх и вниз,
, (3.10)

, (3.11)

Инерционные составляющие нагрузки при ходе вверх и вниз,
, (3.12)

, (3.13)

Поправочные коэффициенты для динамических составляющих экстремальных нагрузок при ходе вверх и вниз,
, (3.14)
.
, (4.15)
.
Нагрузки при ходе вверх и вниз,
, (3.16)

, (3.17)

Напряжение в штангах,
, (3.18)

, (3.19)

Амплитудное напряжение,
, (3.20)

Усталостное напряжение,
, (3.21)


Для нормализованной стали марки Сталь 20 НМ с ТВЧ лег (пр)=120 МПа подходит пр=123 МПа. Поэтому оставим конструкцию колонны неизменной.
Крутящий момент на валу редуктора,
, (3.22)

Подберем окончательно станок – качалку. По результатам расчета установлено: Рмах=66,9 кН; Мкрмах=21654 Нм; S=1,8 м; n=10,8 мин-1. Этим условиям соответствует станок – качалка 7СК8 – 3,5 – 4000.


2. 6.Основные требования к транспортировке, монтажу и эксплуатации.

2. 6.1.Перечень оборудования

Участок по добыче нефти штанговыми насосными установками:
Глубина размещения насосных установок   895м;
Суточная подача        95м3/сут;
Плотность нефтеводогазовой смеси    829кг/м3;
Количество скважин на участке     1 шт;
Штанговый насос       1 шт;
Устьевое оборудование:
 -Колонная головка      1 шт;
 -Трубная головка       1 шт;
Колонна насосно-компрессорных труб (НКТ)   1 шт;
Кабельный барабан       1 шт;
Автотрансформатор       1 шт;
Сепаратор         1шт;
Нагреватель        1шт;
Отстойник         1шт;
Коэффициент неучтенного оборудования   1,2.

2. 6.2.Краткое описание оборудования

1. Погружной штанговый насос (100-подача, м3/сут;1000-напор, развиваемый электронасосом, м) предназначен для добычи вязких нефтей, с большим содержанием газа.
2. Колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) служит для подъема пластовой жидкости (нефтеводогазовой смеси) на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составляется из труб длиной 8...12 метров и диаметром 48...114 мм, которые соединяются трубными муфтами.
3. Колонная головка необходима для подвески НКТ, герметизации и контроля межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и НКТ.
4. Трубная головка необходима для подвески НКТ, герметизации и контроля межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и НКТ.
5. Кабельный барабан предназначен для транспортировки кабеля от завода до потребителя, а также для спуска кабеля в скважину и его наматывании при подъёме.
6. Автотрансформатор ТМПН 40/463-73У1 (Т – 3-хфазный, М – естественная циркуляция воздуха и масла, ПН – для погружения электронасосов добычи нефти, 40 – номинальная мощность, кВт, 463 – номинальное напряжение, В, 73 – год выпуска рабочих чертежей, У1 – климатическое исполнение) предназначен для питания УПЦН от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц.
7.  Сепаратор УБС-1500/6 (блочный с предварительным отбором газа) применяется для первичного разделения пластовой жидкости (нефтеводогазовой смеси) на составляющие – нефть, воду и газ.
8.  Нагреватель НН-6,3 предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками глубокого обезвоживания и обессоливания.
9.  Отстойник ОБН-3000/6 (блочный нефтяной) применяется для отстоя нефтяных эмульсий, разделения их на нефть и пластовую воду после нагрева эмульсий в нагревателе.
Оборудование смонтировано в июле 2008 г.