Дипломная (вкр): Удосконалення вузла динамометрування системи контролю параметрів штангових глибинних насосних установок

Удосконалення вузла динамометрування системи контролю параметрів штангових глибинних насосних установок

ЗМІСТ

ВСТУП

. АНАЛІЗ СТАНУ ТА ПЕРСПЕКТИВИ РОЗВИТКУ СИСТЕМ КОНТРОЛЮ ПАРАМЕТРІВ ШТАНГОВИХ ГЛИБИННО-НАСОСНИХ УСТАНОВОК

.1Аналіз роботи штангової глибинно-насосної установки, як об’єкта контролю

.2 Аналіз існуючих систем контролю параметрів свердловин, які експлуатуються за допомогою ШГНУ

.3 Постановка задачі на виконання бакалаврської роботи

. УДОСКОНАЛЕННЯ ВУЗЛА ДИНАМОМЕТРУВАННЯ СИСТЕМИ КОНТРОЛЮ ПАРАМЕТРІВ ШГНУ

.1 Розробка інтелектуального давача навантаження

.1.1 Проектування функціональної схеми давача навантаження

.1.2 Розробка конструкції чутливого елемента давача навантаження

.2 Проектування давача положення ШГНУ на основі інтегральних акселерометрів

.2.1 Аналіз інтегральних акселерометрів

.2.2 Проектування вимірювального кола давача переміщення

.2.3 Обробка масиву результатів вимірювання давача переміщення

.3 Розробка алгоритму вимірювання динамограми

. МЕТРОЛОГІЧНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ УДОСКОНАЛЕНОГО ВУЗЛА ДИНАМОМЕТРУВАННЯ

.1 Методи компенсації похибок давача переміщення

.2 Метрологічне забезпечення каналу вимірювання навантаження

.ОХОРОНА ПРАЦІ

.1 Аналіз потенційних небезпек виробничого середовища

.2 Аналіз потенційних небезпек виробничого середовища

.3 Забезпечення нормальних умов праці

.3.1 Забезпечення нормальних умов праці у приміщенні з ПЕОМ

.3.2 Забезпечення дотримання вимог електробезпеки системи

.4 Пожежна безпека та безпека у надзвичайних ситуаціях

.4.1 Розрахунок загазованості над устям свердловини

ВИСНОВКИ

ПЕРЕЛІК ПОСИЛАННЯ НА ДЖЕРЕЛА

ВСТУП

На території України існує три нафтогазових регіони: Карпатський, Дніпрово-Донецький, Причорноморсько-Кримський. Довжина нафтопроводів складає 3,8 тис км з 31 нафтоперекачувальною станцією. Довжина газопроводів 34 тис км, які обслуговують 121 компресорна станція.

Україна має 13 підземних сховищ газу з об’ємом 43 млрд. м3 для споживання газу і використання його в зимовий період. Протягом останніх років галузь стабілізувала виробництво і забезпечила видобування нафти на рівні 4,2 млн. тон і газу 18 млрд. м3.

Експлуатація нафтових свердловин штанговими насосами - один з основних способів механізованого видобутку нафти. Майже 70% діючого фонду нафтових свердловин експлуатується за допомогою цих насосів. Штангові насоси призначені для видобутку нафти при глибині підвіски насоса до 3500 м і при дебітах свердловин від часток тони до 400 т/добу. Свердловинний штанговий насос являє собою плунжерний насос спеціальної конструкції, пристосований для роботи в свердловинах на великий глибині. Привід його здійснюється з поверхні через колону спеціальних штанг. Привід штангових глибинних насосів виконаний за несиметричною кінематичною схемою перетворюючого механізму. На практиці, при експлуатації свердловини, визначення технічного стану глибинного та наземного обладнання проводиться на основі порівняння дійсних навантажень, отриманих безпосередніми вимірюваннями та теоретичними розрахунками.

Такі фактори сучасної економічної ситуації як виснаження ресурсів нафтових пластів, висока вартість електроенергії, обмежений обсяг коштів на ремонт свердловин обумовлюють необхідність автоматизації процесів

нафтовидобутку. Автоматизація свердловин, експлуатованих штанговими глибинними насосними установками (ШГНУ) полягає, насамперед, у контролі таких технологічних параметрів, як динамограмма, динамічний рівень рідини, ваттметрограмма, споживаний струм, частота коливань, вплив газового фактора, тиск на гирлі свердловини, добова продуктивність свердловини. Функції управління мають забезпечувати дистанційне включення і відключення привідного електродвигуна, аварійне відключення установки, періодичний режим експлуатації, плавне регулювання швидкості обертання електродвигуна за допомогою перетворювача частоти. Створенням засобів автоматизації ШГНУ займаються багато зарубіжних та вітчизняні підприємства: Lufkin Automation (США), НВП «Грант» (Уфа), НПФ «Інтек» (Уфа), ТОВ «Микон» (Н. Челни), ТНПВО «Сіам» (Томськ) та інші. динамометрування глибинний насосний свердловина

Так, наприклад, провідна американська компанія Lufkin Automation широко рекламує приводи ШГНУ 8 типів, розроблених з врахуванням конкретних умов експлуатації, причому стандартні двоплечі верстати-качалки налічують понад 70 модифікацій.

Тим не менш, абсолютними успіхами в цьому напрямку не може похвалитися жодна фірма і пояснюється це, насамперед бурхливим розвитком вимірювальної, перетворювальної і мікропроцесорної техніки, що надає розробникам можливості вирішення все більш і більш складних завдань.

1. АНАЛІЗ СТАНУ ТА ПЕРСПЕКТИВИ РОЗВИТКУ СИСТЕМ КОНТРОЛЮ ПАРАМЕТРІВ ШТАНГОВИХ ГЛИБИННО-НАСОСНИХ УСТАНОВОК

.1 Аналіз роботи штангової глибинно-насосної установки, як об’єкта контролю

Штангова глибинно-насосна установка (ШГНУ) складається з наземного і підземного обладнання (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Схема ШГНУ

-експлуатаційна колона; 2-всмоктуючий клапан; 3-циліндр насоса; 4-плунжер; 5-нагнітаючий клапан; 6-насосно-компресорні труби; 7-насосні штанги; 8-хрестовина; 9-гирловий патрубок; 10.зворотній клапан для перепуску газу; 11-тройник; 12-устєвий сальник; 13-устєвий шток; 14-канатна підвіска; 15-головка балансира; 16-балансир; 17- стійка; 18-балансивний вантаж; 19-шатун;20-кривошипний вантаж; 21-кривошип; 22 - редуктор; 23-введений шків; 24- клинопасова передача; 25-електродвигун на поворотній салазці; 26-ведучий шків; 27-рама; 28-блок управління.

До підземного обладнання відноситься: штанговий свердловинний насос, насосні штанги і труби. До наземного обладнання входить верстат-качалка, який складається з електродвигуна, кривошипа, шатуна, балансира.

Штангові глибинні насоси по конструкції і способу встановлення розділяються на дві основні групи: невставні і вставні. У кожній з цих груп насоси виготовляють різних типів, що відрізняються конструктивними особливостями, габаритами, пристроєм плунжера.

Невставні насоси характерні тим, що їхні основні вузли (циліндр і плунжер) спускаються в свердловину роздільно: циліндр - на насосних трубах, а плунжер у зборі з всмоктувальним і нагнітальним клапанами - на штангах. Підйом невставного насоса зі свердловин також здійснюється в два прийоми: спочатку витягають штанги з плунжером і клапанами, а потім труби з циліндром.

Вставний насос спускають у свердловину в зібраному вигляді (циліндр разом із плунжером) на насосних штангах і витягають його на поверхню також у зібраному вигляді шляхом підйому цих штанг. Насос встановлюють і закріплюють за допомогою спеціального замкового пристосування, що спускається заздалегідь у свердловину на трубах. У результаті цього для зміни вставного насоса (при необхідності заміни окремих вузлів чи насоса в цілому) досить підняти на поверхню тільки насосні штанги, насосні ж труби залишаються постійно в свердловині; їх витягають лише при необхідності виправлення замкового пристосування, що на практиці буває рідко. Таким чином, зміна вставного насоса вимагає значно менше часу, ніж невставного, крім того, при використанні такого насоса менше зношуються насосні труби, тому що немає необхідності їх спускати і піднімати, а також відгвинчувати і загвинчувати при кожній зміні насоса.

Ці переваги вставного насоса мають особливе значення при експлуатації глибоких свердловин, у яких спуско-підйомні операції при підземному ремонті займають багато часу.

Невставні насоси підрозділяються на два типи:

Насоси двохклапанні НСН1 (насос свердловинний невставний першого типу).

Насоси трьохклапанні НСН2.

Насос НСН1 (Рисунок 1.2) - невставний однобічної дії із захватним штоком, з верхнім нагнітальним і всмоктувальним кульковими клапанами і циліндром, зібраним зі сталевих чи чавунних втулок, призначений для експлуатації нафтових свердловин при глибині його підвіски 1200 м.

Складається він із двох основних вузлів: циліндра і плунжера. Кожух циліндра має внутрішнє різьблення на кінцях, сталеві чи чавунні втулки циліндра стягнуті по кінцях перевідником. Верхній перевідник приєднаний до колони насосних труб, на яких циліндр спускається в свердловину.

Вузол циліндра виготовляють у двох виконаннях: з патрубком-подовжувачем і без нього. У першому виконанні до ніпеля (чи до нижнього перевідника) приєднаний патрубок-подовжувач із сідлом конуса на кінці, а в другому - безпосередньо сідло конуса (через перевідник циліндра).

До верхнього кінця плунжера приєднаний вузол нагнітального клапана, що складається з клітки, кульки, сідла і ніпеля. Клітка клапана приєднана до насосних штанг, на яких плунжер спускається в свердловину і при необхідності зі штангами витягається з неї. Через внутрішню порожнину наконечника, приєднаного до нижнього кінця плунжера, проходить захватний шток, голівка якого увесь час знаходиться всередині плунжера. Вузол всмоктувального клапана на нижньому кінці загарбного штока складається з клітки, кульки, сідла і наконечника-конуса. При спуску плунжера в циліндр насоса цей вузол встановлюється в сідло конуса.

Рисунок 1.2 - Невставні свердловинні та інші насоси типу НСН1 та НСН2:

- всмоктувальний клапан; 2 - циліндр; 3 - нагнітальний клапан;
4 - плунжер; 5 - загарбний шток; 6 - піймач.

Циліндр звичайного насоса типу НСН1 має 7 втулок довжиною 300 мм. кожна. Для експлуатації малодебітних свердловин із глибиною підвіски насоса до 400 м при довжині ходу до 0,6 м розроблені двовтулкові насоси розмірами 28 і 32 мм. Циліндр у такому насосі завжди перекритий плунжером довжиною 1200 мм.

При нормальній роботі двоклапанного насоса плунжер перемішується в циліндрі, не маючи зв'язок із загарбним штоком, а вузол всмоктувального клапана залишається нерухомим. При витягуванні з циліндра плунжер зачіпається за головку загарбного штока і піднімає за собою вузол всмоктувального клапана, відкриваючи нижній кінець циліндра насоса. У результаті цього рідина, що заповнює піднімальні труби, може перетікати через насос у свердловину. У такому випадку при підйомі насосних труб і насоса нафта не розливається на устя свердловини. Крім того, при осадженні піску над насосом його можна періодично промивати. Якщо ж виникає необхідність у перевірці, або заміні вузла всмоктувального клапана, то завдяки захватному штоку достатньо підняти на поверхню тільки плунжер.

Значний недолік двоклапанного насоса - занадто великий об'єм шкідливого простору (об'єми внутрішньої порожнини плунжера і патрубка-подовжувача). Цей об’єм можна зменшити шляхом встановлення штоку, досить підняти на поверхню тільки плунжер. Істотний недолік двоклапанного додаткового нагнітального клапана на нижньому кінці плунжера, що і здійснено в триклапанних трубних насосах. Триклапанний насос НСН-2 (рисунок 1.2) призначений для експлуатації свердловин при глибині підвіски насоса до 1500 м.

Цей насос відрізняється від насоса НСН1 в основному конструкцією ловильного пристосування, а також довжиною циліндра. У залежності від довжини ходу плунжера циліндр має довжину від 3440 до 6955 мм. Другий нагнітальний клапан, розташований у нижній частині плунжера, не дозволяє застосовувати захватний шток. Тому під плунжером монтується спеціальний захоплювач (байонетного чи шарнірного типу), у нижній частині корпуса якого маються фігурні пази для лову вузла всмоктувального клапана. Пази в захоплювачі байонетного типу захищені сорочкою, привареною до корпуса захоплювача, а в захоплювачі шарнірного типу пази виготовляються заодно з захоплювачем.

Для лову вузла усмоктувального клапана захоплювачем байонетного типу в клітку клапана вгвинчений стрижень штока захоплювача з пальцем. Щоб підняти всмоктувальний клапан, спускають плунжер нижче нормального положення до упора в наконечник штока 10 і потім повертають у бік загвинчування штанг. При цьому шпилька наконечника входить у прорізі на захоплювачі і захоплюється їм. Встановлення всмоктувального клапана на своє місце також виконується за допомогою захоплювача.

Завдяки застосуванню другого нагнітального клапана об'єм шкідливого простору в триклапанному насосі зменшується майже в два рази в порівнянні з цим об'ємом у двохклапанному насосі. Тому триклапанні насоси рекомендуються для відкачування рідини з підвищеним вмістом вільного газу.

Вставні насоси умовно позначають шифром НСВ (насос свердловиний вставний). На практиці широко застосовують насоси типу НСВ1 (рисунок 1.3), призначені для експлуатації свердловин при глибині підвіски до 2500 м.

Вставний насос складається з трьох основних вузлів: циліндра, плунжера і замкової опори циліндра.

Рисунок 1.3-Вставні свердловинні та інші насоси типу НСВ1 та НСВ2:

- впускаючий клапан; 2 - циліндр; 3 - нагнітаючийй клапан;
4 - плунжер; 5 - штанга; 6 - замок.

Циліндр насоса 2 на нижньому кінці має закріплений наглухо всмоктувальний клапан, а на верхньому кінці - конус, що служить опорою насоса. Поверх опорного конуса на циліндрі монтується направляючий ніпель штока плунжера.

Плунжер 4 підвішується до колони штанг за допомогою штока, кінець якого виступає з насоса і має відповідне різьблення для з'єднання зі штангами. 3 метою зменшення обсягу шкідливого простору нагнітальний клапан установлений на нижньому кінці плунжера. Насос у свердловині встановлюється на замковій опорі 6, попередньо спущеної на насосних трубах, на нижньому кінці яких змонтована направляюча труба.

Насоси НСВ1 діаметрами 28, 32, 38 і 43 мм. сконструйовані таким чином, що їх можна встановлювати на тих самих опорах і спускати в насосні труби однакового діаметра. Наприклад, насос діаметром 32 мм можна посадити в замкову опору насоса діаметром 28 мм і, навпаки, насос діаметром 28 мм - у замкову опору насоса діаметром 32 мм.

Насоси типів НСН1, НСН2 і НСВ1 не забезпечують нормальну експлуатацію всіх категорій свердловин, а саме, свердловин із сильними піскопроявленнями, з форсованою відкачкою рідини, із глибиною підвіски 3000-3500 м, з в’язкопластичною рідиною.

Тому для ефективної експлуатації зазначених категорій свердловин створені нові типи насосів. Насоси НСН2Т під трубчасті штанги розміром 43 і 55 мм призначені для експлуатації нафтових свердловин при глибині підвіски насоса до 1200 м, при об'ємному вмісті піску в відкачуваній рідині більше 0,2%.

Насоси невставні НСН 2В и вставні НСВ 1В призначені для експлуатації свердловин з високою обводненістю продукції і з піскопроявленнями. У цих насосах на кінцях плунжера установлені вузли верхнього і нижнього захистів з еластичними комірами, що запобігають потраплянню піску в зазор між плунжером і циліндром і центрують плунжер у циліндрі. Всередині плунжера встановлений сепаратор для відділення нафти з відкачуваної рідини і змащення нею тертьових поверхонь плунжера і циліндра. Технічна характеристика цих насосів така ж, як у насосів НСН2 і НСВ1.

Насоси НСВ2 призначені для експлуатації свердловин із глибиною підвіски насоса від 2500 до 3500 м. Ці насоси на відміну від насосів типу НСВ1 мають замкову опору в нижній частині, що дозволяє розвантажити кожух від розтяжних зусиль при ході плунжера вниз.

Зворотно-поступальний рух плунжера насоса і колони насосних штанг здійснюється в більшості випадків за допомогою спеціального механізму - станка-качалки балансивного типу, установленого біля устя свердловини. У цих станків-качалок колона штанг підвішується до балансира, що приводиться в рух кривошипно-шатунним механізмом від двигуна, установленого на рамі верстата.