Измерение технологических параметров длинноходовых глубинно-насосных установок

Измерение технологических параметров длинноходовых глубинно-насосных установок

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Дипломная работа

ИЗМЕРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ДЛИННОХОДОВЫХ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ УСТАНОВОК

Студент

Федоров Ю.В.

Уфа, 2012

Содержание

Введение

1. Технологическое описание длинноходовой глубинно-насосной установки

.1 Сравнение технологии штанговых скважинных насосных установок и длинноходовых глубинно-насосных установок

.2 Обзор существующих длинноходовых глубинно-насосных установок

2. Патентная проработка

.1 Выбор и обоснование предмета поиска

.2 Регламент патентного поиска

.3 Результаты поиска

.4 Анализ результатов поиска

. Техническое описание длинноходовой глубинно-насосной установки

.1 Автоматизированная система управления процессом эксплуатации длинно-ходовой глубинно-насосной установки

.2 Контролируемые параметры технологического процесса эксплуатации длинноходовой глубинно-насосной установки

.3 Технические средства автоматизации, применяемые в системе автоматического управления длинноходовой глубинно-насосной установки

4. Расчет производительности длинноходовой глубинно-насосной установки

4.1 Различные варианты определения производительности ДГУ

.2 Производительность ДГУ с учетом параметров функционирования

. Охрана труда и техника безопасности при работе с глубинно-насосными установками

.1 Характеристика производственной среды и анализ потенциальных опасностей

.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

.3 Расчет защитного заземления электродвигателя компрессора

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Перечень демонстрационных листов

Введение

Наиболее широко применяемые в настоящее время штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) имеют низкий технологический коэффициент полезного действия (КПД). К тому же с широким распространением в России кустового бурения применение ШСНУ на кустах скважин является неэффективным. Создание способа и устройства для устранения недостатков ШСНУ и увеличение технологического КПД существующих установок для добычи нефти является актуальной задачей в нефтепромысловой области.

Длинноходовая глубинно-насосная установка (ДГУ) с цепным тяговым элементом позволяет значительно снизить энергетические затраты на добычу нефти. В отличие от ШСНУ, которая совершает полезную работу только при подъеме плунжера, в данной длинноходовой установке полезная работа совершается во время всего цикла функционирования (при спуске плунжера в одной скважине в соседней скважине плунжер поднимается).

Цель данной дипломной работы - определение производительности длинноходовой глубинно-насосной установки при различных режимах работы. Задачами дипломной работы являются:

изучение существующих глубинно-насосных установок для добычи нефти;

выбор необходимых технических средств автоматизации для длинно-ходовой глубинно-насосной установки с цепным тяговым элементом;

расчет производительности длинноходовой глубинно-насосной установки с цепным тяговым элементом.

1. Технологическое описание длинноходовой глубинно-насосной установки

.1 Сравнение технологии штанговых скважинных насосных установок и длинноходовых глубинно-насосных установок

В связи со старением многих крупных месторождений и их выходом на позднюю стадию разработки, все расширяющимся вводом в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, в частности высоковязких нефтей, постоянным ростом цен на электроэнергию обостряется проблема выбора оборудования для эксплуатации скважин, которое обеспечило бы добычу нефти в осложненных условиях при наименьших затратах.

В настоящее время большинство нефтяных скважин эксплуатируется с помощью штанговых скважинных насосных установок, которые характеризуются простотой конструкции, удобством обслуживания и ремонта [1].

Однако во многих промысловых ситуациях возникают существенные проблемы использования штанговых насосных установок из-за ряда специфических недостатков, присущих принципиальной схеме поверхностного привода. В условиях отбора больших объемов жидкости из скважины при средней и большой глубине погружения плунжера применение штанговых насосов приводит к авариям, связанным с обрывом штанговой колонны из-за большого числа циклов переменных нагрузок на металл тягового механизма. Снижение числа циклов качаний плунжера насоса не дает необходимого эффекта, так как при этом уменьшается подача насосной установки. По данным нефтепромысловых управлений средний межремонтный период составляет 150-200 суток, растет число простаивающих скважин, увеличиваются затраты на проведение подземных ремонтов скважин. Однако в отдельных нефтегазодобывающих управлениях (например, в НГДУ «Арланнефть») межремонтный период достигал 705 суток за счет периодического контроля за техническим состоянием установок.

Одним из главных недостатков штанговой скважинкой насосной установки является циклический характер ее работы с малым периодом цикла и большой асимметричностью нагрузок при высоком верхнем пределе. Циклическим воздействием подвергаются все элементы установки - от двигателя до приемного клапана глубинного насоса. Интенсивность накопления усталостных явлений в элементах штанговой установки составляет 7200...21600 циклов в сутки. Аварии на штанговых глубинно-насосных установках возникают в результате постепенного разрушения материала штанг при большом числе повторно-переменных напряжений.

Другой существенный недостаток штанговой установки - высокая затратная стоимость подземного ремонта скважин. В результате аварии возникают простои скважин, загрязняется призабойная зона пласта, задалживаются агрегаты для глушения и ремонта скважин. Проведение подземного ремонта требует значительных затрат ручного труда и необходимость освоения.

Кинематическая схема преобразующего механизма балансирных станков-качалок не поддается дальнейшему совершенствованию, так как конструкции механизма присущ органический недостаток, связанный с компоновкой элементов четырехзвенника. Поэтому конструирование балансирных глубинно-насосных установок приводит к резкому увеличению габаритов и металлоемкости станков-качалок, что недопустимо для дальнейшего научно-технического прогресса в нефтедобывающей промышленности.

Глубинно-насосные установки с балансирным приводом имеют низкий коэффициент полезного действия (КПД) из-за невысокого технологического коэффициента (около 40%). Подсчет коэффициентов подачи на многих месторождениях Урало-Поволжского нефтяного региона показывает, что их значения не превышают 0,4-0,5 [1]. В результате энергозатраты при использовании балансирных глубинно-насосных установок превышают энергозатраты при других механизированных способах эксплуатации скважин.

Улучшение ряда технико-экономических показателей добычи нефти может быть достигнуто применением длинноходовых глубинно-насосных установок, которые имеют существенные особенности в устройстве и принципе работы, отличающие их от штанговых насосных установок. К таким особенностям можно отнести:

неограниченную (в пределах глубины спущенных в скважину насосно-компрессорных труб) длину хода плунжера насосной установки;

использование в качестве цилиндра глубинного насоса колонны насосно-компрессорных труб;

использование специальной конструкции плунжера глубинного насоса, обеспечивающего сохранение герметичности пары плунжер - насосно-компрессорные трубы до полного износа уплотнительных элементов, изготовленных из износостойких и твердых материалов. В ОАО «Оренбургнефть» плунжеры работали до пяти лет без подъема.

Существуют различные варианты конструкций длинноходовых глубинно-насоных установок для добычи нефти, которые обеспечивают заданную скорость и интервал движения плунжера.

К наиболее существенным преимуществам длинноходового привода скважинной насосной установки можно отнести следующие:

многократно сокращается число циклов работы глубинно-насосного оборудования, что существенно увеличивает долговечность установки;

значительно снижается действие динамических сил, которые в обычных скважинных насосных установках составляют до 50% от статистической нагрузки;

в 3-4 раза увеличивается средняя скорость движения плунжера, что положительно влияет на производительность насосной установки, уменьшая утечки жидкости через плунжерную пару;

исключается потеря длины хода плунжера, связанная с упругим удлинением штанговой колонны при каждом рабочем ходе тягового механизма;

сокращаются энергетические затраты на подъем продукции из скважины.

В связи с широким применением в России кустового бурения, при котором расстояние между устьями соседних скважин составляет иногда 5-8 метров, возникает вопрос об использовании одного наземного привода для подъема нефти из двух соседних скважин. Длинноходовые глубинно-насосные установки предоставляют возможность эксплуатации такого типа скважин (расположенных на одном кусте) одним приводом.

Важным преимуществом длинноходовых глубинно-насосных установок является возможность регулирования производительности их без вмешательства слесарей-операторов (без вмешательства человека) во всем диапазоне сравнительно высокой производительности. Это особенно важно для перспективных работ, связанных с обеспечением замкнутого цикла регулирования на скважине, когда автоматически будет поддерживаться оптимальный режим работы каждой скважины в отдельности или пары эксплуатируемых одним приводом скважин, оснащенных необходимым набором измерительных преобразователей.

.2 Обзор существующих длинноходовых глубинно-насосных установок

Существуют различные длинноходовые глубинно-насосные установки зарубежного и отечественного производства, которые можно разделить на несколько групп:

балансирные;

мачтовые;

с горизонтальным тяговым механизмом;

с гибкими элементами подъема, которые в свою очередь могут быть разделены на установки:

а) с ленточным элементом подъема;

б) с канатным элементом подъема;

в) с цепным элементом подъема.

Ниже рассмотрены длинноходовые глубинно-насосные установки, представляющие наибольший интерес.

Длинноходовая глубинно-насосная установка с ленточным механизмом подъема.

Принципиальная схема длинноходовой глубинно-насосной установки с ленточным механизмом подъема (ЛМП) показана на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Длинноходовая глубинно-насосная установка с ЛМП: 1 - редуктор со звездочкой; 2 - лента; 3 - точка сбега ленты; 4 - направляющий ролик; 5 - бобина; 6 - стойка; 7 - двигатель; 8 - тележка; 9 - рельсы; 10 - НКТ; 11 - утяжелитель; 12 - плунжер; 13 - нагнетательный клапан; 14 - всасывающий клапан

Опускаемое в эксплуатационную колонну оборудование представляет собой глубинный насос поршневого типа [1]. Роль цилиндра насоса выполняют насосно-компрессорные трубы 10, на нижнем конце которых устанавливается всасывающий клапан 14 и фильтр. Поршнем служит плунжер 12 специальной конструкции с нагнетательным клапаном 13. Над плунжером крепится утяжелитель 11, представляющий собой набор необходимого количества (в зависимости от требуемого веса) штанг. Вес утяжелителя выбирается с учетом угла отклонения ствола скважины от вертикали, трения плунжера о насосно-компрессорные трубы и должен обеспечить свободное (под собственным весом) перемещение вниз плунжера с заданной скоростью.

Подъем плунжера вверх осуществляется с помощью стальной ленты 2 прямоугольного сечения (50×3 мм или 45×3 мм), наматываемой на бобину 5, получающую реверсивное вращение от электродвигателя 7 через редуктор 1. При подъеме плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт и столб жидкости над плунжером поднимается на поверхность. Вид плунжера показан на рисунке 1.2.

Когда давление над плунжером поднимается выше давления открытия обратного клапана, установленного на выкидной линии, жидкость из пространства над плунжером вытесняется в выкидную линию. При подъеме плунжера вверх всасывающий клапан открыт и жидкость из затрубного пространства и пласта поступает в насосно-компрессорные трубы в подплунжерное пространство.

Рисунок 1.2 - Схема плунжера ДГУ: 1, 4 - присоединительные головки; 2 - пакер; 3 - нагнетательный клапан

После достижения плунжером верхней (установленной технологической службой) точки электродвигатель останавливается, и через заданное время плунжер под собственным весом опускается в нижнюю (заданную технологической службой) точку [2].

Переключение с хода плунжера «вверх» на ход «вниз» осуществляется реверсированием электродвигателя 7 (см. рисунок 1.1). Длина хода плунжера в пределах общей длины насосно-компрессорных труб, являющихся цилиндром глубинного насоса, регулируется местом установки конечных переключателей механизма реверсировании, а производительность установки - введением в полном цикле соответствующих пауз в конце хода «вверх» или «вниз».

На аппарате реверсирования, как правило, устанавливаются аварийные концевые переключатели, позволяющие отключать электродвигатель привода глубинно-насосной установки при возникновении аварийной ситуации [3].

Длинноходовая глубинно-насосная установка с ленточным тяговым элементом для одновременной эксплуатации двух рядом расположенных нефтяных скважин.

Широкое применение в России кустового бурения, особенно в Западной Сибири, наложило отпечаток и на обустройство нефтедобывающих предприятий. Эксплуатационные скважины располагаются группами, причем расстояние между устьями соседних скважин составляет иногда 5-8 метров. Такое близкое расположение скважин ставит вопрос об использовании одного наземного привода для подъема нефти из двух соседних скважин [1].

Попытки применить один наземный привод для подъема нефти из двух рядом расположенных скважин предпринимались в нескольких регионах России. В Башкортостане, Татарстане, Оренбургской области разработаны и испытаны установки, использующие стандартный привод станка-качалки с весьма оригинальным конструктивным решением. Все они имеют общий недостаток - слишком большую металлоемкость и невозможность регулирования производительности без вмешательства слесарей-ремонтников.

Возможность регулирования производительности глубинно-насосных установок без их остановки и без вмешательства слесарей является весьма важной. Более перспективными для подъема нефти из двух соседних скважин одним приводом являются длинноходовые глубинно-насосные установки с гибким тяговым элементом, в частности с ленточным тяговым элементом (ЛТЭ). Вариант принципиального устройства такой установки показан на рисунке 1.3.

ДГУ для одновременной эксплуатации двух нефтяных скважин состоит из наземного привода 4, станции управления 5, двух комплектов гибкой тяговой ленты 2, плунжеров 8 с грузами, опорного ролика 3, направляющего ролика 6, устьевых арматур 1 с сальниками для ленты и колонн НКТ 7 с всасывающими клапанами и хвостовиками 9.

Рисунок 1.3 - Принципиальная схема ДГУ с ЛТЭ для эксплуатации двух скважин: 1 - устьевая арматура с сальником; 2 - гибкая лента; 3 - опорный ролик; 4 - наземный привод; 5 - станция управления; 6 - направляющий ролик; 7 - насосно-компрессорные трубы; 8 - плунжер; 9 - хвостовик; 10 - столбы-опоры

Наземный привод представляет собой раму-тележку, на которой смонтированы на стойках бобина с тремя рядами боковых ограничителей для намотки двух рядов гибкой ленты, редуктор, электродвигатель, электротормоз и механизм реверсирования. Рама-тележка установлена на рельсах, закрепленных на столбах-опорах.

Бобина контактирует с опорным роликом, ориентированным относительно устья скважины А таким образом, что обеспечивает вертикальный (без наклона) сбег гибкой ленты с бобины в скважину через сальниковое устройство.

Редуктор и бобина соединены с помощью цевочного зацепления. Привод редуктора осуществляется от электродвигателя через клиноременную передачу.

Два комплекта гибкой ленты намотаны на бобину в разные стороны и соединены с размещенными в НКТ плунжерами с помощью клиновых зажимов. Гибкая лента опускается в скважину Б через установленный на устье направляющий ролик, обеспечивающий вертикальное вхождение ленты в скважину [3].

Наземный привод может быть установлен посередине между скважинами А и Б. В этом случае на скважине А вместо опорного ролика должен быть установлен направляющий ролик.

Во время вращения бобины происходит перемещение плунжера в насосно-компрессорных трубах: если в скважине А плунжер опускается, то в скважине Б в это время плунжер поднимается. При ходе плунжера вверх пластовая жидкость поднимается, при ходе вниз - перетекает через нагнетательный клапан плунжера. Станция управления 5 обеспечивает заданный интервал движения плунжеров в автоматическом режиме.

На кусте скважин, как правило, можно подобрать две соседние скважины с одинаковыми геолого-техническими характеристиками, что позволяет выбрать опускаемое в скважины А и Б насосное оборудование одинаковым по весу. Благодаря такому уравновешению можно понизить мощность используемого в наземном приводе электродвигателя и устранить динамические удары и вибрацию оборудования.

Длинноходовая глубинно-насосная установка с канатным тяговым элементом.

Сотрудники Уфимского государственного нефтяного технического университета и внедренческого научно-инженерного предприятия «Нефтяник» разработали ДГУ с канатным тяговым элементом, позволяющую одним наземным приводом эксплуатировать две расположенные рядом нефтяные скважины [4]. Общий вид этой установки показан на рисунке 1.4.

Глубинная часть ДГУ с канатным тяговым элементом состоит из разработанного и изготовленного в АО «Оренбургнефть» плунжера с нагнетательным клапаном и колонны насосно-компрессорных труб с приемным клапаном, которая служит цилиндром. Плунжер с пригрузом подвешен на стальном канате, второй конец которого закреплен на барабане лебедки наземного привода. Внутренняя полость лебедки, кожух устьевого ролика и внутренняя полость иасосно-компрессорных труб представляют единую герметичную систему и соединяются с выкидной линией через обратный клапан. Такое устройство поверхностного оборудования позволяет устранить наиболее слабый элемент оборудования - сальниковое устройство. Уплотнение же лебедки по валу барабана, имеющее место в рассматриваемой конструкции, не представляет трудности и является давно решенной технической задачей. Уплотнение вала барабана существенно облегчается тем, что скорость вращения вала барабана не велика и в реальных условиях может составлять 2-50 оборотов в минуту.

Барабан лебедки вращается электродвигателем через редуктор с угловой скоростью, обеспечивающей перемещение плунжера в насосно-компрессорных трубах с линейной скоростью 0,8-1,0 м/с.

Станция управления установкой позволяет реализовать ручной и автоматический режимы работы. Аппаратура станции обеспечивает выполнение следующих операций: самозапуск ДГУ, работу по программе с регулируемыми интервалами времени работы и ожидания, отключение электродвигателя при отклонении нагрузки на тяговый орган от заданных значений, защитное отключение электродвигателя при возникновении аварийных состояний технологического оборудования.

Глубинно-насосная установка для добычи нефти путем закачки газа в затрубное пространство.

В ДГУ с закачкой газа практически отсутствует глубинное оборудование, за исключением насосно-компрессорных труб (НКТ) и клапана. Подъем жидкости на поверхность осуществляется закачкой в затрубное пространство скважины газа под большим давлением, который вытесняет нефть на поверхность.

Рисунок 1.4 - Длинноходовая глубинно-насосная установка с канатным тяговым элементом: 1 - кожухи устьевых роликов; 2, 9 - соединительные трубы; 3 - лебедки; 4 - муфты; 5 - опора вала лебедки; 6 - рама для установки всего наземного оборудования; 7 - редукторы; 10 - электротормоз; 11 - электродвигатель; 12 - аппарат реверсирования; 13 - вал лебедки со звездочкой для привода аппарата реверсирования; 14 - фланцевое сопряжение лебедки и соединительной трубы; 15, 16, 17 - шкивы клиноременной передачи; 18 - проходной вал электродвигателя

Рассматриваемые установки имеют ряд преимуществ:

небольшой вес установки;

низкие энергетические затраты;

отсутствие динамических ударов и вибрации оборудования, а как следствие, снижение вероятности возникновения аварий, ведущих к длительной остановке процесса эксплуатации;

возможность эксплуатации одной установкой нескольких скважин куста одновременно;

возможность эксплуатации наклонно-направленных скважин.

Оборудование глубинно-насосной установки, предназначенной для добычи нефти путем закачки газа в затрубное пространство скважин, состоит из наземной и глубинной частей. Технологическая схема глубинно-насосной установки показана на рисунке 1.5. Наземное оборудование состоит из компрессорной станции, ресивера и регулируемых клапанов, с помощью которых в скважину под большим давлением закачивается газ (азот или попутный газ).

Ресивер предназначен для накопления и хранения сжатого газа, а также для выравнивания давления в пневмосети. Для реализации предложенного способа может быть использован серийно выпускаемый ресивер объемом 0,5 м³ и рабочим давлением до 25 МПа по ГОСТ 9731-79.

Глубинное оборудование состоит из НКТ, в нижней части которых смонтирован всасывающий клапан, а также клапана, расположенного в обсадной колонне с помощью пакера выше кровли пласта. В глубинно-насосных установках в нижней части насосно-компресорных труб используется такой же всасывающий клапан, что и в штанговых глубинно-насосных установках (ШГНУ).

Клапан, укрепленный в обсадной колонне с помощью пакера, расположенный выше кровли пласта, предназначен для того, чтобы при закачке газа в затрубное пространство скважины предотвратить переток части жидкости из обсадной колонны обратно в пласт. Принципиальная схема этого клапана показана на рисунке 1.5.

Использование клапана такого типа нецелесообразно, так как обсадная колонна негерметична и обычно имеет множество трещин, через которые закачиваемый в скважину газ уходит в породу, скапливается в ней и прорывается на поверхность под большим давлением.

Рисунок 1.5 - Вариант оборудования призабойной зоны пласта

Для предотвращения этого отрицательного явления, вместо вышеупомянутого клапана возможно применять вторую колонну насосно-компрессорных труб большего диаметра так, как показано на рисунке 1.6.

Рисунок 1.6 - Глубиннонасосная установка с двумя НКТ

В рассматриваемом случае газ закачивается в пространство между насосно-компрессорными трубами. При отсутствии нагнетания газа клапан на НКТ большего диаметра - открыт, а клапан на НКТ меньшего диаметра - закрыт. Цикличная работа глубинно-насосной установки данного исполнения не влияет на режим работы пласта и приток пластовой жидкости к забою скважины.

На рисунке 1.7 при нагнетании газа в пространство между насосно-компрессорными трубами скважины, клапан, установленный в нижней части НКТ большего диаметра закрывается и препятствует перетоку жидкости из скважины обратно в пласт, в то время как клапан, установленный в нижней части НКТ меньшего диаметра, открыт.

Рисунок 1.7 - Нагнетание газа в пространство между насосно-компрессорными трубами скважины

Как известно, насосно-компрессорные трубы соединяются между собой специальными муфтами. В случае закачки газа в затрубное пространство скважин, часть его может просачиваться через эти муфты во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб, что приводит к некоторым потерям газа, и как следствие, к снижению коэффициента полезного действия установки и снижению экономического эффекта. Для избежания такого рода утечек в глубинно-насосных установках следует использовать средства, применяемые буровиками при спуске обсадных колонн, смазку ГС-1 или ленту ФУМ.

Лента ФУМ предназначается для использования в качестве химически стойкого самосмазывающегося набивочного и прокладочного материала в узлах запорной арматуры, насосов и различных уплотнений химического оборудования и трубопроводов. Диапазон рабочих температур - от минус 60 до плюс 150⁰С (марки ФУМ-В и ФУМ-Ф) и до плюс 200⁰С (марка ФУМ-О) при давлении среды до 6,4 МПа.

Высокоэффективная резьбовая смазка ГС-1 предназначена для герметизации и защиты от коррозии резьбы обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб при строительстве и эксплуатации нефтяных (газовых) буровых скважин.

Смазка ГС-1 работоспособна в интервале температур от минус 50 до плюс 200 ⁰С. Смазка обладает высокой механической и химической стабильностью, водостойка, химически- и термоустойчивая. Состав смазки обеспечивает устойчивость против высыхания (испарения), отвердения и окисления, стойкость к абсорбции воды. Содержит экологически безвредные наполнители.

Технологическое описание длинноходовой глубинно-насосной установки с цепным тяговым элементом.

Вопросы экономии электроэнергии при подъеме нефти с забоя на поверхность всегда были актуальными. Особое значение они приобретают в настоящее время, когда большинство скважин располагаются группами с расстояниями между устьями скважин 5-10 метров. Такое близкое расположение эксплуатационных скважин ставит вопрос об использовании одного наземного привода для подъема нефти из двух соседних скважин. Более перспективными для решения выше упомянутых задач являются длинноходовые глубинно-насосные установки с гибкими тяговыми элементами. Достаточно активно длинноходовые глубинно-насосные установки разрабатывались и внедрялись совместными усилиями сотрудников ВНИИнефти и объединения «Оренбургнефть». В течении 1980 - 1990-х годов в объединении «Оренбургнефть» были внедрены несколько типов глубинно-насосных установок.

Длинноходовая глубинно-насосная установка для одновременной эксплуатации двух соседних нефтяных скважин с цепным тяговым элементом была разработана и изготовлена в 1997-1998 годах Уфимским государственным нефтяным техническим университетом совместно с НГДУ «Арланнефть» и Нефтекамским заводом нефтепромыслового оборудования [5]. Принципиальная схема данной установки показана на рисунке 1.8.

Рисунок 1.8 - Принципиальная схема ДГУ с цепным тяговым элементом: 1 - всасывающий клапан; 2 - нагнетательный клапан; 3 - плунжер; 4 - штанги; 5 - насосно-компрессорные трубы; 6 - якорная цепь; 7 - направляющая звездочка; 8 - соединительная труба; 9 - ведущая звездочка

Функцию цилиндра глубинного поршневого насоса выполняют насосно-компрессорные трубы 5. Соответственно на нижнем конце насосно-компрессорных труб установлен всасывающий клапан 1. В случае необходимости к низу насосно-компрессорных труб может быть присоединен фильтр, не показанный на рисунке.

В качестве поршня глубинного насоса используется плунжер 3, разработанный и успешно примененный в длинноходовых глубинно-насосных установках на промыслах ОАО «Оренбургнефть». Нагнетательный клапан 2 установлен в плунжере.

Над плунжером (или под плунжером - в зависимости от глубины подвески плунжера) установлен утяжелитель, представляющий собой набор нужного размера и количества штанг 4. Вес утяжелителя выбирается с учетом угла отклонения ствола скважины от вертикали, трения плунжера о насосно-компрессорные трубы, вязкости находящегося в насосно-компрессорных трубах флюида и должен обеспечить свободное (под собственным весом) перемещение вниз с заданной скоростью. В случае установки утяжелителя над плунжером он является одновременно и частью тягового элемента.

К верхнему концу штанг крепится гибкий тяговый элемент - якорная цепь 6. Выбор в качестве тягового элемента якорной цепи обусловлен ее широкой доступностью (серийно выпускается) и техническими характеристиками (в основном рабочим разрывным усилием и габаритными размерами).

Глубинное оборудование в двух соседних скважинах подбирается равным по весу и соединяется гибким тяговым элементом - якорной цепью, являющейся общим элементом для двух соседних скважин. Якорная цепь перекинута через две одинаковые звездочки 7 и 9, одна из которых является ведущей (в показанном на рисунке 1.9 случае - звездочка 9). Звездочки устанавливаются в двух одинаковых герметичных устьевых кожухах, соединенных трубой 8.

Наземное оборудование ДГУ двух соседних нефтяных скважин показано на рисунке 1.9.

Устьевая арматура 1 двух соседних скважин может быть установлена на разной высоте, поэтому кожухи 3 ведущей и направляющей звездочек герметично соединяются с насосно-компрессорными трубами с помощью патрубков 2 такой длины, чтобы секции 4 и 5 соединительных труб были горизонтальны. Размеры патрубков 2 должны быть такими, чтобы вся наземная арматура находилась на высоте не более 1,5 м.

Соединяющая два соседних устья скважин герметичная труба состоит из двух секций, соединенных сильфоном 6 (или сальником «труба в трубе»). Наличие сильфона вызывается необходимостью компенсации температурных изменений размеров секций 4 и 5 соединительной трубы.

Рисунок 1.9 - Длинноходовая глубинно-насосная установка с цепным тяговым элементом: 1 - устьевая арматура; 2 - патрубок устьевой арматуры; 3 - кожух с направляющей (или ведущей) звездочкой; 4, 5 - секции соединительной трубы; 6 - сильфон (компенсатор температурных расширений); 7 - стойка поворотной рамы привода; 8 - растяжка; 9 - поворотные опоры соединительной трубы; 10 - упорные подкосы; 11 - рама привода поворотная; 12 - гидромотор; 13 - муфта; 14 - плита; 15 - редуктор; 16 - ручной тормоз; 17 - карданный вал; 18 - аппарат реверсирования; 19 - электродвигатель; 20 - муфта; 21 - гидронасос; 22 - плита

Соединяющая два соседних устья скважин герметичная труба состоит из двух секций, соединенных сильфоном 6 (или сальником «труба в трубе»). Наличие сильфона вызывается необходимостью компенсации температурных изменений размеров секций 4 и 5 соединительной трубы.

Во внутренней герметичной полости соединительной трубы перемещается возвратно - поступательно якорная цепь. Возвратно - поступательное движение цепи и жестко связанных с ней штанг и плунжеров осуществляется ведущей звездочкой, получающей реверсивно - вращательное движение от редуктора 15 через карданный вал 17.

Привод редуктора 15 может осуществляться как от электродвигателя, так и от гидромотора. На рисунке 1.10 в качестве привода показан гидромотор 12, установленный вместе с редуктором на общей плите 14 и соединенный с входным валом редуктора муфтой 13. На этой же плите смонтирован узел ручного тормоза 16 (от СКН - 10) и аппарат реверсирования 18, с помощью которого осуществляется реверс гидромотора в крайних точках положения плунжера. В специальном помещении рядом с установкой расположен электродвигатель 19 с гидронасосом 21.

Звездочки и герметичные кожухи выполняются одинаковыми и являются взаимозаменяемыми.

На срок службы штанг существенное влияние оказывают динамические силы, которые в некоторых случаях могут достигать 50% от статической нагрузки [2]. Для уменьшения динамических нагрузок скорость перемещения плунжера в насосно-компрессорных трубах от состояния покоя (в крайних точках положения плунжера) до своего максимального значения должна нарастать медленно. Реально это нарастание скорости должно происходить за время от 3 до 10 секунд, и время это зависит, в основном, от технических параметров глубинно-насосного оборудования, характеристики поднимаемого на поверхность флюида (вязкость, процентное содержание воды, наличие газа и пр.), отклонения от вертикали ствола скважины и т.д.

Отмеченные факторы влияют на ускорение падающего под собственным весом насосного оборудования (плунжер со штангами) в одной из скважин, в то время как в соседней скважине осуществляется подъем плунжера с жидкостью. «Зависание» плунжера при опускании под собственным весом недопустимо, так как при этом может сработать защита по минимальному весу глубинно-насосного оборудования.

Медленное нарастание скорости перемещения плунжера обеспечивается гидроприводом или электроприводом с частотным регулированием. В случае гидропривода плавное регулирование осуществляется воздействием на гидронасос, установленный вместе со станцией управления в специальном помещении типа «Спутник» и расположенном на некотором расстоянии от эксплуатируемых скважин.

В процессе подъема жидкости из скважины на поверхность вес поднимаемой жидкости может достигать 3-5 и более тонн. К осям ведущей и направляющей звездочек будут приложены вертикальная и горизонтальная составляющие усилий. Вертикальная составляющая будет передаваться на устьевую арматуру, которая может выдержать значительно большую нагрузку, чем вертикальная составляющая. Горизонтальная же составляющая будет изгибать патрубки, герметично соединяющие кожухи звездочек с устьевой арматурой. Патрубки эти в данном случае являются слабыми звеньями, разрушение которых необходимо предотвратить.

Укрепляются патрубки специальными подкосами, установленными в направлении равнодействующей вертикальной и горизонтальной составляющих веса поднимаемой жидкости и глубинного оборудования.

Каждый кожух укрепляется двумя подкосами 10, установленными под углом 60-90° (в плане), как показано на рисунке 1.10. Наличие подкосов позволяет решить еще одну очень важную задачу - определение усилий в гибком тяговом элементе (цепи). Для этого в разъемы подкосов стационарно устанавливаются датчики усилий (например, тензодатчики), которые подключаются к станции управления и постоянно отслеживают величину усилий в тяговом элементе.

Установка датчиков в подкосах позволяет решить ряд важных технологических задач:

в любое время можно получить значение усилий в гибком тяговом элементе в течение полного цикла работы глубинного насоса, т.е. получить динамограмму работы насоса;

использовать сигналы от датчиков усилий как аварийные; в этом случае в станции управления устанавливается верхнее и нижнее значения усилий в гибком тяговом элементе и если усилие выходит за установленные пределы («затяжка» или «зависание» плунжера), то станция управления отключает привод.

При монтаже установки необходимо так установить герметичные кожухи и соединительные трубы, чтобы оси скважин, кожухов и соединительной трубы находились в одной вертикальной плоскости. Для этого усилия в подкосах одной скважины должны быть одинаковы. Возможность регулировки усилий в подкосах реализуется наличием в них резьбового сочленения.

Все наземное оборудование выполняется в блочном исполнении. Монтаж оборудования ведет бригада подземного ремонта, оснащенная стандартным инструментом. Дополнительно в комплект инструментов бригады подземного ремонта входит приспособление к элеватору для захвата цепи.

2. Патентная проработка

.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В дипломной работе поставлена задача разработки длинноходовой глубинно-насосной установки с цепным тяговым элементом для подъема жидкости из скважины, а также выбор необходимых технических средств автоматизации для измерения ее технологических параметров. Данная глубинно-насосная установка разрабатывается с целью заменить существующие способы подъема жидкости из скважины на поверхность, основанные на применении поршневых и центробежных устройств. Для оценки перспективности внедрения рассматриваемой установки и ее реализации при проведении патентных исследований основное внимание было уделено подобным установкам для подъема нефти из скважины на поверхность, как наиболее интересным.

.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. Поиск по зарубежным фондам не проводился по причине их отсутствия.

Глубина поиска составляет пять лет (2007-2011 гг.). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК):

F 04 B 47/00 «Насосы или насосные установки, специально предназначенные для подъема жидкости с больших глубин, например из скважин»;

F 04 B 47/02 «Насосы или насосные установки, специально предназначенные для подъема жидкости с больших глубин, например из скважин, с приводным устройством, расположенным на поверхности земли».

При этом были использованы следующие источники патентной информации:

полные описания к патентам Российской Федерации;

документы справочно-поискового аппарата;

официальный бюллетень Федерального государственного учреждения «Федеральный институт промышленной собственности федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам».

.3 Результаты поиска

Результаты просмотра патентной документации приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

.4 Анализ результатов

Анализ просмотренной патентной документации показал, что существуют различные установки для добычи нефти. Изобретение по патенту № 2430270 отличается от внедряемой установки тем, что глубинное оборудование опускается только в одну скважину, из которой эксплуатируются два пласта. Изобретение по патенту № 2408797 отличается конфигурацией наземного оборудования. Изобретение по патенту № 2415302 отличается от внедряемой установки глубинным оборудованием и особенной конструкцией плунжера.

Рассмотрим варианты, приведенные в таблице 2.1 более подробно.

Изобретение по патенту № 2430270 - штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, содержащая два насоса разных диаметров, сочлененных между собой патрубком, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, колонну полых штанг, пакер, разобщающий пласты. Плунжер верхнего насоса герметично содержит внутри себя полый цилиндр, верхняя полость которого соединена с колонной полых штанг, а нижняя - с патрубком, внутри цилиндра по обе стороны плунжера расположены два сквозных горизонтальных канала, соединенных между собой вертикальным каналом цилиндра, внутри которого расположен нагнетательный клапан верхнего плунжера.

Изобретение по патенту № 2408797 - нефтяная качалка, содержащая каркас, снабженный двигателем, связанным с редуктором, преобразователь движения, связанный со штоком насоса. Преобразователь движения содержит кинематически связанные валы, обгонные муфты, четыре шестерни, а также сегментную шестерню, установленную на валу двигателя. Сегментная шестерня взаимодействует по очереди с первой и второй шестернями, установленными с диаметрально противоположных сторон на обоймах обгонных муфт, входящих в сцепление по очереди. Ступицы обгонных муфт совместно с третьей и четвертой шестернями установлены неподвижно на валах. Кроме того, качалка содержит многозвенный толкатель, один конец которого шарнирно связан и взаимодействует со штоком. Другой конец толкателя, состоящий из двух раздвижных звеньев, шарнирно связан и взаимодействует с пальцами, закрепленными на ступицах соответствующих обгонных муфт. Технический результат заключается в упрощении конструкции нефтедобывающей качалки и расширении функциональных возможностей при добыче нефти из наклонных скважин, а также в упрощении конструкции и экономии энергетических затрат.

Изобретение по патенту № 2415302 - глубинно-насосная установка для беструбной эксплуатации скважин, включает штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, полый хвостовик с упором, снабженный ниже пакера и выше упора боковыми отверстиями. Верх цилиндра соединен с патрубком, снабженным боковыми отверстиями и центратором, а в верхнем конце сужением и выполненным с внутренним диаметром большим, чем внутренний диаметр цилиндра, и с длиной большей, чем длина плунжера. Плунжер с управляемым нагнетательным клапаном присоединен к колонне насосных штанг с центраторами через нижний полый шток, нижняя, до нагнетательного клапана, часть которого выполнена длиной, равной длине цилиндра и герметично пропущена через приемный клапан с возможностью взаимного осевого перемещения при ограниченном осевом перемещении приемного клапана относительно цилиндра. Верхний конец нижнего полого штока, снабженный кабельным вводом, соединен с колонной насосных штанг. Верхний конец колоны насосных штанг соединен с нижним концом, снабженным кабельным вводом, верхнего полого штока, пропущенного через устьевой сальник. К колонне насосных штанг прикреплен кабель, нижний и верхний концы которого герметично пропущены через кабельные вводы и полости соответствующих полых штоков. Нижний конец кабеля соединен с глубинным датчиком, а верхний - со вторичным прибором на устье. Боковые отверстия полого хвостовика выполнены в виде приемных фильтров.

Таким образом, в ходе проделанной патентной проработки было найдено три похожих изобретения, но все же внедряемое изобретение значительно отличается от описанных вариантов. Следовательно, можно отметить, что рассматриваемое изобретение является новым и очень перспективным.

3. Техническое описание длинноходовой глубинно-насосной установки

.1 Автоматизированная система управления процессом эксплуатации длинноходовой глубинно-насосной установки

Для управления и обеспечения безопасной эксплуатации длинноходовой глубинно-насосной установки необходимо применять систему автоматического управления технологическим процессом.

Система автоматического управления должна включать в себя две группы оборудования:

распределенная система автоматического управления;

полевое оборудование (датчики, преобразователи, исполнительные механизмы, клапаны).

В состав распределенной системы автоматического управления должны входить:

операторские станции (консоли);

контроллеры, обеспечивающие управление по заданным алгоритмам и установленные в операторной;

автоматизированные станции управления (АСУ), щиты вторичных приборов, обеспечивающие управление по заданным алгоритмам и установленные в щитовой АСУ;

барьеры искробезопасности.

Основными функциями системы управления глубинно-насосной установкой являются:

автоматическое регулирование основных технологических параметров;

автоматический пуск и остановка глубинно-насосной установки;

обеспечение операторских станций необходимой для управления информацией на экране (текущие значения параметров на мнемосхемах технологического процесса, состояние оборудования глубинно-насосной установки, предупредительная и аварийная сигнализация отклонения параметров, первопричины срабатывания противоаварийной защиты, текущие и исторические тренды параметров);

автоматическое ведение журналов событий и действий операторов;

автоматическое ведение журнала аварийной и предупредительной сигнализации.

.2 Контролируемые параметры технологического процесса эксплуатации длинноходовой глубинно-насосной установки

При эксплуатации длинноходовых глубинно-насосных установок, как и при эксплуатации всех других типов глубинно-насосных установок, необходимо измерять целый комплекс технологических параметров. С точки зрения рассмотрения и изучения целесообразно эти технологические параметры разбить на две большие группы [6]:

- комплексные технологические параметры, которые характеризуют весь комплекс пласт - скважина, включая и все используемое оборудование;

- параметры, которые характеризуют только работу применяемого для подъема нефти на поверхность оборудования.

Комплексные технологические параметры.

К основным параметрам, характеризующим весь комплекс проводимых на скважине работ, можно отнести:

- пластовое давление, т.е. замеренное против верхних отверстий перфорации давление в то время, когда движение пластовой жидкости в призабойной зоне отсутствует;

- забойное давление, которое измеряется против верхних отверстий перфорации при работающей скважине, т.е. тогда, когда имеет место движение пластовой жидкости в призабойной зоне;

- статический уровень - уровень в затрубном пространстве при неработающей скважине, когда движение жидкости в призабойной зоне отсутствует;

- динамический уровень - уровень в затрубном пространстве при работе скважины, когда имеет место движение жидкости в призабойном пространстве;

- процентное содержание воды в добываемой продукции;

- газовый фактор - количество кубических метров газа, растворенных в одном кубическом метре (или одной тонне) нефти;

- затрубное давление - давление, которое измеряется на устье скважины в кольцевом пространстве между насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной;

- давление в выкидной линии - давление, которое измеряется во внутренней полости насосно-компрессорных труб на устье скважины;

- производительность скважины - количество извлекаемой из скважины жидкости в единицу времени (чаще всего в сутки);

- пластовая температура - температура, измеренная соответствующей глубинной аппаратурой у верхних отверстий перфорации;

- характер распределения температуры по стволу скважины;

- наличие (или отсутствие) перетоков жидкости за колонной обсадных труб (заколонных перетоков), характеризующих качество цементирования обсадной колонны;

- производительность каждого пласта или пропластка в случае эксплуатации скважиной более одного пласта;

- изменение забойного давления во времени после пуска или остановки скважины или после смены режима ее работы.

Параметры, характеризующие работу оборудования.

Технологические параметры, характеризующие работу поднимающего на поверхность пластовый флюид оборудования, чаще всего косвенно связаны с работой пласта. Однако детальный анализ этих параметров позволяет выделить их значения, характеризующие работу глубинно-насосного оборудования. К основным технологическим параметрам, характеризующим работу глубинно-насосного оборудования, можно отнести следующие:

- усилие в тяговом элементе для того, чтобы полнее представлять работу глубинно-насосного оборудования, усилие в тяговом элементе измеряют и регистрируют в течение полного цикла - в этом случае получают график изменения усилий, который называют динамограммой;

- значение потребляемого электроприводом тока;

температуру подшипников и других узлов трения;

- расход поднимаемого на поверхность флюида;

- наличие подачи глубинно-насосного оборудования;

- давление в выкидной линии глубинно-насосного оборудования и в затрубном пространстве;

- длину хода длинноходовой глубинно-насосной установки;

- значение динамического уровня при работе длинноходовой глубинно-насосной установки;

- время работы оборудования и время «ожидания».

Функциональная схема автоматизации (ФСА) длинноходовой глубинно-насосной установки приведена на рисунке 3.1.

В таблице 3.1 представлены контролируемые параметры технологического процесса эксплуатации глубинно-насосной установки для добычи нефти.

Таблица 3.1 - Контролируемые параметры глубинно-насосной установки

В таблице 3.2 представлены условия срабатывания противоаварийной защиты и действия защиты.

Таблица 3.2 - Противоаварийная защита

.3 Технические средства автоматизации, применяемые в системе автоматического управления длинноходовой глубинно-насосной установкой

Преобразователь давления измерительный с измерителем температуры МТУ-04.01.

Данный преобразователь предназначен для работы в системах автоматического контроля производственных процессов технологических установок нефтегазодобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий, а также предприятий теплоэнергетики и водоснабжения.

В исполнении МТУ-04.01 преобразователь работает в дистанционном режиме с питанием от внешнего источника напряжения и обменом информацией со вторичными регистрирующими устройствами по интерфейсу RS-485 с использованием протокола обмена.

Применение цифрового интерфейса позволяет обеспечить более высокие метрологические характеристики преобразователя и позволяет реализовывать протокол связи под конкретного потребителя (Modbus и другие), что существенно облегчает процесс интеграции преобразователя в существующие или вновь создаваемые системы управления, контроля и регистрации параметров.

По уровню взрывозащиты преобразователи соответствуют уровню «повышенная надежность против взрыва» с видом взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь» уровня IC по ГОСТ Р 51330.10-99 и могут применяться во взрывоопасных зонах. Возможна комплектация преобразователя датчиком температуры.

Возможности преобразователя давления МТУ-04.01:

запись результатов измерения в собственную энергонезависимую память;

управление режимом работы и передачи измерительной информации от системы телемеханики по интерфейсу RS-485;

дискретность измерения давления и температуры определяется программно-режимом работы преобразователя;

представление результатов измерения в цифровом и графическом виде с возможностью вывода их на печать;

сохранение данных в удобном для пользователя виде.

В комплект МТУ-04.01 входят:

преобразователь давления;

выносной датчик температуры;

модуль сбора информации (МСИ);

адаптер с искрозащитными цепями, позволяющий считывать данные непосредственно на объекте;

блок питания с искрозащитными цепями для подвода питания и передачи данных в систему телемеханики.

В таблице 3.3представлены технические характеристики преобразователя давления измерительного c измерителем температуры МТУ-04.01.

Таблица 3.3- Технические характеристики преобразователя давления измерительного c измерителем температуры МТУ-04.01

Общий вид преобразователя МТУ-04.01 показан на рисунке 3.2.

Конструктивно, преобразователь представляет собой цилиндрический корпус 1 с герметичной крышкой 2 с одной стороны и резьбовым соединением для присоединения к месту отбора давления с другой. Внутри корпуса размещены датчик давления 3, электронная плата 4 и кассеты для элементов питания 5.

Корпусные элементы преобразователя выполнены из нержавеющей стали марки 12Х18Н10Т. Датчик давления - тензопреобразователь Д25А ТУ 02.720135-83, материал чувствительного элемента - титановый сплав.

Преобразователь МТУ-04.01 имеет два герметичных вывода 6 и 7, один из которых (7) предназначен для подключения кабеля внешнего источника питания и передачи информации в систему телемеханики, а другой - для подключения выносного термометра 8. Это позволяет измерять с помощью одного датчика и температуру и давление.

Рисунок 3.1 - Общий вид преобразователя МТУ-04.01: - корпус; 2 - крышка; 3 - датчик давления; 4 - электронная плата; 5 - элемент питания; 6, 7 - герметичные вводы; 8 - термометр

Принцип работы преобразователя основан на преобразовании давления в цифровые коды, которые фиксируются в его электронной памяти и передаются по информационным жилам кабеля внешнему контроллеру.

Функциональная схема преобразователя представлена на рисунке 3.3.

С чувствительного элемента, представляющего собой интегральный тензометрический преобразователь давления (ТПД), выходной сигнал в виде напряжения поступает на один из входов многоканального аналого-цифрового преобразователя (АЦП). К другому входу АЦП подключен выход измерительной цепи, формирующий напряжение, пропорциональное температуре ТПД, что позволяет в дальнейшем программным путем корректировать температурную погрешность ТПД.

Рисунок 3.2 - Функциональная схема МТУ-04.01

Управление работой всего устройства осуществляется микроконтроллером, который задает режим работы АЦП, обрабатывает полученные от него результаты и обеспечивает связь со вторичным устройством (например, с внешним контроллером системы). Для временной привязки измеренных значений давления, записываемых в память, в преобразователе имеются часы реального времени.

Передача информации в контроллер или любое другое вторичное устройство производится по протоколу RS-232 через интерфейс RS-485.

Защита входных и выходных цепей преобразователя от грозовых помех и перенапряжения осуществляется посредством элементов грозозащиты, расположенных на отдельной плате.

Программа «MTU.exe» предназначена для работы с преобразователем и позволяет задавать режимы работы преобразователя, считывать информацию из ОЗУ и записывать ее на жесткий диск ЭВМ, представлять информацию в виде графиков и таблиц, производить математическую обработку результатов исследования. Считанные из преобразователя данные хранятся в общей базе данных, представляющей собой иерархическую структуру, в корне которой находятся результаты исследования, отсортированные по имени скважины и дате исследования. Программа предназначена для работы в операционных системах Windows 95/98/NT.

Измерение усилий в цепном тяговом элементе.

Цепные тяговые элементы работают в герметично закрытых узлах наземного привода. Использование прямых измерений усилий в канатных и цепных тяговых элементах весьма затруднительно из-за невозможности легкого доступа к ним. Поэтому на данном этапе, видимо, следует считать целесообразным использование косвенных измерений усилий в тяговых элементах.

Наиболее простым и легко реализуемым вариантом измерения усилий в цепном или канатном тяговом элементе можно считать использование тензодатчиков, установленных в подкосах для кожухов, в которых установлены звездочки. Установлены подкосы под углом 45° к вертикали и воспринимают равнодействующую вертикальной и горизонтальной составляющих усилий, действующих на ведущую и направляющую звездочки при работе установки. В плане подкосы располагаются таким образом, что угол между ними составляет примерно 60...90°. Тензодатчики устанавливаются так, как показано на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 - Место расположения тензодатчиков: - кожух звездочки; 2 - тензодатчик; 3 - столб-опора

Из большого разнообразия тензодатчиков, используемых в промышленности, предпочтение отдается тем, которые надежно работают на нефтяных промыслах или успешно прошли промысловые испытания, и датчикам усилий различных систем или устройств динамометрирования.

В Уфимском государственном нефтяном техническом университете разработан датчик усилий системы динамометрирования ДДС-03, который успешно прошел длительные промысловые испытания на месторождениях Татарии.

- широтно-импульсный с интервалом 0 - 5120 мкс;

- токовый с амплитудой 0 - 20 или 4 - 20 мА;

- цифровой в стандарте RS-485 или токовая петля.

Датчики имеют в своем комплекте искробезопасные барьеры с уровнем «iс» (повышенная надежность против взрыва) и соответствуют ГОСТ 22782.0 - 81, ГОСТ 22782.5. Датчики усилия ДУ-03 имеют маркировку взрывозащиты «2ЕхiсПВТЗ» и могут применяться во взрывоопасных зонах согласно гл. 7.8. правил эксплуатации установок потребителей (ПЭЭП). По степени защиты персонала от соприкосновения с токоведущими частями, а также по степени защиты оборудования от попадания посторонних тел и проникновения воды датчики соответствуют степени защиты JР64 по ГОСТ 14254-80. Они работают в диапазоне рабочих температур от минус 40 до плюс 50 С; верхнее значение относительной влажности при температуре плюс 25 С составляет 98%. Средняя наработка на отказ составляет не менее 4500 часов.

Общий вид датчика усилий показан на рисунке 3.4.

Рисунок 3.54- Общий вид датчика усилий: - корпус датчика усилий; 2 - крышка; 3 - скоба; 4 - герметичный ввод кабеля; 5 - полированный шток; 6 - чувствительные элементы

Датчик усилия ДУ03 представляет собой цельнометаллическую конструкцию подковообразного сечения, состоящую из корпуса 1 и крышки 2. Для предотвращения самопроизвольного выпадания датчика из траверсы служит скоба 3, закрепляемая с торца датчика. На противоположном торце датчика расположен герметичный ввод кабеля 4. Тензомост и все активные элементы и электронная плата расположены внутри корпуса датчика.

Функциональная схема датчика усилий с ШИМ преобразователем показана на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5 - Функциональная схема датчика усилий с ШИМ преобразователем: - измеряемое усилие; ЧЭ - чувствительный элемент; ДУ - дифференциальный усилитель; ДМ - демодулятор; СДП - сигма-дельта преобразователь; ИТ - источник тока; М - модулятор; СС - схема синхронизации

Измеряемое усилие У воздействует на чувствительные элементы 6 (см. рисунок 3.6), на которых размещены тензопреобразователи, включенные в мостовую схему, питающуюся импульсами напряжения прямоугольной формы. Напряжение с измерительной диагонали мостовой схемы после усиления (усилитель ДУ) и демодуляции (демодулятор ДМ) поступает на сигма-дельта преобразователь (СДП), с выхода которого пропорциональный нагрузке на чувствительный элемент широтно-импульсный сигнал поступает на источник тока ИТ, выполненный на транзисторе с открытым коллектором.

Синхронизация работы модулятора М, демодулятора ДМ и сигма-дельта преобразователя СДП осуществляется схемой синхронизации СС. Питание датчика осуществляется от источника напряжения 15...24 В. Нагрузка для источника тока включается между коллектором транзистора и общим проводом.

Функциональная схема датчика усилий с токовым выходом показана на рисунке 3.6.

Рисунок 3.6 - Функциональная схема датчика усилий с токовым выходом: - измеряемое усилие; ЧЭ - чувствительный элемент; ДУ - дифференциальный усилитель; М - модулятор; ДМ - демодулятор; ФНЧ - фильтр низких частот; ПНТ - преобразователь напряжение-ток; СС - схема синхронизации

Измерительная диагональ мостовой схемы (ЧЭ), собранной на тензочувствителъных элементах, подключена к входу дифференциального усилителя ДУ. Инвертор и соответствующие каналы коммутатора представляют собой демодулятор ДМ, выход которого подключен к входу низкочастотного фильтра ФНЧ, выходное напряжение с которого поступает на преобразователь напряжение-ток ПНТ. Синхронизация работы модулятора, коммутатора, демодулятора и преобразователя напряжение-ток осуществляется схемой синхронизации СС.

Функциональная схема датчика усилий с цифровым выходом показана на рисунке 3.7.

Измеряемое усилие У, как и в предыдущих функциональных схемах, воспринимается чувствительными элементами, на которых установлены тензодатчики, образующие мостовую схему.

Питание мостовой схемы осуществляется через модулятор М импульсами напряжения прямоугольной формы. С измерительной диагонали напряжение поступает на дифференциальный усилитель ДУ, с которого - на усилитель напряжения УН и инвертор ИН. Аналого-цифровое преобразование и управление работой всего устройства осуществляется РIС-контроллером ПК. Обмен информацией со станцией управления осуществляется с помощью элементов, представляющих собой элементы интерфейса «токовая петля» (RS-485). Для временного хранения данных и необходимых коэффициентов в схему преобразователя введено оперативное запоминающее устройство ОЗУ.

Для уменьшения влияния низкочастотных помех контроллер ПК поочередно меняет полярность напряжения питания мостовой схемы. При положительном напряжении питания сигнал снимается с усилителя УН, при отрицательном напряжении питания - с инвертора ИН.

Рисунок 3.7 - Функциональная схема датчика усилий с цифровым выходом: - измеряемое усилие; ЧЭ - чувствительный элемент; М - модулятор; ДУ - дифференциальный усилитель; УН - усилитель напряжения; ИН - инвертор; ПК - РIС-контроллер; ОЗУ - оперативное запоминающее устройство; СИ - схема интерфейса

Контроль длины хода плунжеров.

Длину хода плунжеров длинноходовой глубинно-насосной установки и скорость их движения можно определить косвенно, используя значение числа оборотов ведущей звездочки и ее угловую скорость вращения. Ведущая и направляющая звездочки находятся в герметичных кожухах, что делает невозможным установку датчиков непосредственно на звездочки. Так как ведущая звездочка жестко соединена с приводом посредством карданного вала, то наиболее практичным является установка датчика вращения на выходной вал редуктора.

Длина окружности ведущей звездочки примерно 1 м, что позволяет при ста оборотах звездочки обеспечивать длину хода плунжера в 100 м.

Существуют датчики вращения индуктивного типа и датчики, основанные на эффекте Холла. Для данной установки был выбран индуктивный датчик контроля числа оборотов Turck.

В основе принципа действия индуктивного датчика лежит воздействие металлического объекта на высокочастотный автогенератор. Расположенная на ферритовом сердечнике катушка колебательного контура формирует в зоне активной поверхности датчика высокочастотное электромагнитное поле, показанное на рисунке 3.9. Внесение в это поле металлического (электропроводящего) объекта вызывает энергетические потери в автогенераторе из-за возникающих в объекте вихревых токов. Величина этих потерь пропорциональна расстоянию между металлическим объектом и датчиком.

В зависимости от конструктивного исполнения выходной сигнал датчика может быть:

аналоговым (изменение выходного тока или напряжения пропорционально расстоянию до объекта);

бинарным (релейная характеристика: есть объект / нет объекта).

Датчики с бинарным (двухуровневым) выходом имеют название бескон-тактные выключатели. Они наиболее широко распространены в технике.

Рисунок 3.8 - Принцип действия индуктивного датчика: - металлическая пластина; 2 - высокочастотное электромагнитное поле; 3 - актив-ная поверхность; 4 - катушка колебательного контура

Изменение линий электромагнитного поля при приближении металлического объекта к активной поверхности датчика показано на рисунке 3.9.

Рисунок 3.9 - Изменение линий электромагнитного поля датчика

Амплитуда колебаний автогенератора оценивается схемой обработки, формирующей соответствующий выходной сигнал датчика (рисунок 3.10).

Рисунок 3.10 - Принципиальная схема индуктивного датчика с NPN-выходом

Одним из важных параметров индуктивных датчиков является расстояние переключения - это расстояние от объекта до активной поверхности датчика, при котором происходит изменение состояния выхода датчика (рисунок 3.12).

Номинальное расстояние переключения (s_n) - это обобщенная характеристика датчика, в которой не учтены внешние воздействия и разброс параметров каждого отдельно взятого образца.

Реальное расстояние переключения (s_r) - это расстояние переключения с учетом реального изменения температурных условий и питающего напряжения. Реальное расстояние переключения учитывает серийный разброс параметров. Отношение к номинальному расстоянию переключения: 0,9s_n < s_r < 1,1s_n.

Полезное расстояние переключения (s_u) - это расстояние переключения в пределах допустимого температурного диапазона и допустимого диапазона напряжения питания. Отношение к номинальному расстоянию переключения: 0,81s_n < s_u < 1,21s_n.

Число оборотов звездочки определяется по периодическому срабатыванию индуктивного датчика. На выходной вал редуктора устанавливаются металлические флажки или зубья. Сам датчик устанавливается стационарно вблизи выходного вала редуктора. Срабатывание датчика происходит каждый раз, когда металлический флажок приближается к чувствительному элементу.

Измерение расхода на выкиде скважин.

С помощью ДГУ эксплуатируются две скважины, выкидные трубопроводы которых соединяются с автоматизированной групповой замерной установкой (АГЗУ), в которой используется турбинный счетчик расхода «НОРД-М».

Счетчик типа НОРД представляет собой комплекс устройств для измерения расхода и количеств сырой и товарной нефтей, включающий: турбинный преобразователь расхода (ТПР), магнитоиндукционные преобразователи и электронные блоки. Магнитоиндукционный преобразователь и электронные блоки позволяют вносить коррекцию в показания расходомеров на изменение температуры и влагосодержания [7].

Чувствительным элементом турбинного счетчика является аксиальная (осевая) турбинка с лопастями, расположенными под углом к направлению потока жидкости, и свободно вращающаяся на подшипниках. Скорость вращения турбинки прямо пропорциональна скорости потока и, следовательно, расходу проходящей жидкости, а количество оборотов ее за определенный период - объему жидкости, прошедшей за этот период.

Краткие технические данные счетчика приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Технические данные счетчика «НОРД-М»

Принцип работы счетчика заключается в том, что преобразователь расхода счетчика преобразует объем, прошедший через него, в пропорциональное число оборотов турбинки. Датчик преобразует число оборотов турбинки в пропорциональное количество электрических импульсов. Электронный блок преобразует сигналы датчика в показания отсчетного устройства в единицах объемного количества нефти, протекшей через преобразователь, и одновременно отражает информацию о расходе с помощью стрелочного индикатора.

Принцип работы преобразователя расхода счетчика основан на вращении турбинки набегающим потоком жидкости. При вращении крыльчатки, выполненной из ферромагнитного материала, каждая её лопасть, проходя вблизи сердечника катушки датчика, наводит в ней импульсы ЭДС. Основной характеристикой турбинного преобразователя расхода является коэффициент преобразования, который характеризуется количеством импульсов на единицу объема. Устройство преобразователя расхода показано на рисунке 3.11.

Рисунок 3.11 - Турбинный преобразователь расхода «НОРД-М»: - корпус; 2 - обтекатель входной; 3 - подпятник; 4 - ось; 5 - фланец; 6 - турбинка; 7 - кольцо; 8 - втулка; 9 - обтекатель выходной

ТПР «НОРД-М» состоит из корпуса 1, выполненного в виде катушки со стандартными фланцами, входного и выходного обтекателей 2 и 9 с расположенными в них подшипниками, подпятником 3 и втулкой 8, турбинки 6, насаженной на ось 4. Снаружи на корпусе имеется фланец 5, на который устанавливается магнито-индукционный датчик «НОРД-И2». Ось, втулки и подшипники изготовляются из твердых сплавов на основе карбида вольфрама, трущиеся поверхности которых шлифуются. Применение таких подшипников скольжения из твердых сплавов позволило резко увеличить срок службы счетчиков, благодаря чему, стало возможным создание отечественных турбинных счетчиков. Счетчики с твердосплавными опорами успешно работают на любых жидкостях, начиная от сжиженных газов до сырой нефти с содержанием пластовых вод до 100% и даже сероводорода.

На входном обтекателе перед турбинкой имеется конический выступ с пазами или отверстиями, направленными под углом к оси. Благодаря этому возникает осевая сила, направленная против потока и компенсирующая осевую нагрузку, создаваемую под воздействием потока на турбинку, то есть происходит разгрузка турбинки и подпятника. Это значительно увеличивает срок службы подпятников.

Контроллер SMH 2010.

Контроллер SMH 2010 может применяться в станции управления глубинно-насосной установкой. Контроллер позволяет контролировать технологический процесс добычи нефти, осуществляет алгоритм работы глубинно-насосной установки.

SMH 2010 - это компактный, быстродействующий программируемый контроллер (ПК), предназначенный для операций управления в системах, требующих от 10 до 256 входов/выходов. Панельное исполнения контроллера позволяет использовать его одновременно и, как операторскую панель, устанавливаемую снаружи электротехнических шкафов, в соответствующие отверстия.

Программное ядро, которое может быть установлено на контроллере, позволяет при помощи специального программного пакета SmLogix, работающего под Windows, создавать пользовательские программы управления для контроллера на языке функциональных блоков. В таблице 3.6 представлены технические характеристики контроллера SMH 2010.

Таблица 3.5 - Технические характеристики контроллера SMH 2010

4. Расчет производительности длинноходовой глубинно-насосной установки

С целью экономии электроэнергии при подъеме нефти с забоя Уфимским государственным нефтяным техническим университетом совместно с НГДУ «Арланнефть» и Нефтекамским заводом нефтепромыслового оборудования была разработана и изготовлена длинноходовая глубинно-насосная установка, которая позволяет одновременно эксплуатировать две соседние нефтяные скважины.

Производительность любых установок для добычи нефти является одним из главных параметров, характеризующих процесс эксплуатации скважин. Поэтому в качестве специального вопроса был выбран расчет производительности рассматриваемой ДГУ.

Данная установка состоит из двух плунжеров, опущенных в две соседние скважины и соединенных цепью. Возвратно-поступательное движение плунжеров осуществляется с помощью электродвигателя или гидропривода, который вращает ведущую звездочку.

Так как плунжеры двух соседних скважин жестко связаны между собой цепным тяговым элементом и приводятся в движение от одного привода, то оба плунжера имеют одинаковую скорость, длину хода и число ходов.

Производительность данной длинноходовой глубинно-насосной установки суммируется из производительностей двух насосов и зависит от следующих основных параметров, которые являются одинаковыми для обоих насосов:

длины хода плунжеров;

скорости движения плунжеров.

На практике же соседние скважины одного куста обычно имеют разные дебиты, что ставит задачу регулирования производительностей каждого из насосов.

Во-первых, для получения необходимой производительности отдельного насоса можно подобрать плунжер определенного диаметра.

Во-вторых, производительность насоса определяется коэффициентом его наполнения, который в значительной степени зависит от давления жидкости на входе нагнетательного клапана. Чтобы обеспечить оптимальное давление на входе клапана можно изменять глубину погружения плунжера под динамический уровень.

Таким образом, производительность каждого насоса регулируется следующими параметрами:

диаметр плунжера или внутренний диаметр насосно-компрессорных труб;

глубина погружения плунжера под динамический уровень жидкости в затрубном пространстве.

Рассмотрим расчет производительности длинноходовой глубинно-насосной установки для одновременной эксплуатации двух соседних скважин.

Вначале необходимо получить зависимость производительности установки Q от длины хода плунжера h и глубины погружения под динамический уровень h_дин для одной скважины.

Примем за исходные данные: диаметр плунжера d = 2'' = 5,08∙10⁻² м, скорость равномерного движения плунжера ν = 1м/с, коэффициент подачи насоса α = 0,8.

Рассмотрим первый случай, когда ход плунжера меньше или равен динамическому уровню жидкости в затрубном пространстве (рисунок 4.1).

В этом случае подплунжерное пространство полностью заполняется жидкостью, поэтому высота поднимаемого столба жидкости определяется длиной хода плунжера.

Рисунок 4.1 - Ход плунжера меньше или равен динамическому уровню

Подача насоса q₁ за один симметричный цикл

, (4.1)

где q₁ - подача насоса за один симметричный цикл, м³;

f - площадь поперечного сечения плунжера, м²;

α - коэффициент подачи насоса;

h - длина хода плунжера, м.

Площадь плунжера вычисляется по формуле

 м², (4.2)

где f - площадь поперечного сечения плунжера, м²;

d - диаметр плунжера, м.

Производительность одного насоса

, (4.3)

где Q₁ - производительность одного насоса, м³/с;

q₁ - подача насоса за один симметричный цикл, м³;

Т - период одного симметричного цикла, с.

Рассмотрим более подробно процесс движения плунжера в скважине. Примем, что плунжер в крайних точках движения (на забое и устье) обладает нулевой скоростью ν₀ = 0 м/с, разгон до скорости ν = 1 м/с происходит за 5 с. За такое же время происходит торможение плунжера с ν = 1 м/с до ν₀ = 0 м/с. Ускоре-ние плунжера при разгоне и торможении по модулю будет одинаковым

 м/с², (4.4)

где a - ускорение плунжера при разгоне и торможении, м/с²;

ν - скорость равномерного движения плунжера, м/с;

ν₀ - скорость плунжера в крайних точках движения, м/с;

t - время разгона или торможения, с.

Расстояние, которое проходит плунжер во время разгона

 м, (4.5)

где S₁ - расстояние разгона плунжера, м;

ν₀ - начальная скорость движения плунжера, м/с;

t - время разгона плунжера, с;

а - ускорение разгона плунжера, м/с².

Расстояние, которое проходит плунжер во время торможения

 м, (4.6)

где S₂ - расстояние торможения плунжера, м;

ν - скорость движения плунжера на равномерном участке, м/с;

t - время торможения плунжера, с;

а - ускорение торможения плунжера, м/с².

Из формул (4.5) и (4.6) видно, что расстояния разгона и торможения плунжера одинаковые S₁ = S₂ = S.

Процесс подъема плунжера включает два участка с ускоренным движением (а = 0,2 м/с) по 5 секунд и один участок равномерного движения со скоростью ν = 1 м/с за время t_р

 с, (4.7)

где t_р - время равномерного движения плунжера, с;

h - длина хода плунжера, м;

S - длина участка разгона или торможения, м;

ν - скорость равномерного движения плунжера, м/с.

Тогда время подъема плунжера будет определяться как сумма периодов времени разгона, равномерного движения и торможения

 с, (4.8)

где Т₁ - время подъема плунжера, с;

h - длина хода плунжера, м.

Время одного симметричного цикла (подъем и спуск) равно удвоенному времени подъема

 с, (4.9)

где Т - время одного цикла движения плунжера, с;

Т₁ - время подъема плунжера, с.

Конечная формула производительности одного насоса, когда плунжер не выходит из-под динамического уровня

 м³/с, (4.10)

где Q₁ - производительность насоса, м³/с;

h - длина хода плунжера, м.

Чтобы получить производительность насоса за сутки, необходимо полученное выражение умножить на количество секунд в сутках

 м³/сут. (4.11)

Рассмотрим второй случай, когда длина хода плунжера превышает глубину погружения под динамический уровень (рисунок 4.2).

В этом случае жидкость из затрубного пространства перетекает в подплунжерное пространство до тех пор, пока плунжер не дойдет до границы динамического уровня. Дальнейший подъем плунжера не сопровождается перетоком жидкости из-за отсутствия перепада давления между затрубным и подплунжерным пространствами. Высота поднимаемого столба жидкости определяется высотой динамического уровня.

Рисунок 4.2 - Ход плунжера превышает динамический уровень

Подача насоса q₂ за один симметричный цикл в данном случае определяется по формуле

, (4.12)

где q₂ - подача насоса за один симметричный цикл, м³;

f - площадь поперечного сечения плунжера, м²;

α - коэффициент подачи насоса;

h_дин - глубина погружения плунжера под динамический уровень, м.

Подставив формулу (4.12) в формулу (4.11), получим выражение для производительности насоса в случае выхода плунжера из-под динамического уровня

 м³/сут, (4.13)

где Q₂ - производительность насоса, м³/сут;

h_дин - глубина погружения плунжера под динамический уровень, м;

h - длина хода плунжера, м.

В результате получили следующую систему уравнений для произво-дительности установки с принятыми исходными данными

. (4.14)

Система уравнений в символьном виде

, (4.15)

где Q- производительность насоса, м³/сут;

f - площадь поперечного сечения плунжера, м²;

α - коэффициент подачи насоса;

h - длина хода плунжера, м;

ν - скорость движения плунжера на равномерном участке, м/с;

t - время разгона или торможения плунжера, с;

h_дин - глубина погружения плунжера под динамический уровень, м.

Графики системы (4.14) приведены на рисунке 4.3.

Из рисунка 4.3 видно, что если плунжер не выходит из-под динамического уровня, то производительность увеличивается с увеличением длины хода плунжера, так как жидкость полностью заполняет подплунжерное пространство.

Рисунок 4.3 - Графики зависимости Q = f(h,h_дин)

Затем, когда длина хода плунжера достигает глубины погружения под динамический уровень, производительность установки становится максимальной.

Когда длина хода плунжера превышает его погружение под динамический уровень, производительность установки снижается с ростом длины хода h и тем больше, чем меньше величина погружения.

Аналогично можно построить графики зависимости Q = f(h,h_дин) для плун-жеров с другими диаметрами, с другой скоростью движения.

В зависимости от того, насколько различаются значения дебитов двух соседних эксплуатируемых скважин, производительность всей установки определяется разными способами.

.1 Различные варианты определения производительности ДГУ

Производительность ДГУ для скважин с одинаковым дебитом.

Рассмотрим случай, когда две соседние скважины имеют одинаковые дебиты. Производительность отдельной скважины определяется системой уравнений (4.15). Общая производительность Q всей установки равна удвоенной производительности одного насоса. В результате получаем систему уравнений

, (4.16)

где Q- производительность установки, м³/сут;

f - площадь поперечного сечения плунжера, м²;

α - коэффициент подачи насоса;

h - длина хода плунжера, м;

ν - скорость движения плунжера на равномерном участке, м/с;

t - время разгона или торможения плунжера, с;

h_дин - глубина погружения плунжера под динамический уровень, м.

Получим формулы производительности для данного случая, используя выше принятые исходные данные и систему уравнений (4.14).

При h < h_дин производительность определяется по формуле

 м³/сут, (4.17)

где Q - производительность установки, м³/сут;

Q₁ - производительность насоса при h < h_дин, м³/сут;

h - длина хода плунжера, м.

При h > h_дин производительность определяется по формуле

 м³/сут, (4.18)

где Q - производительность установки, м³/сут;

Q₁ - производительность насоса при h > h_дин, м³/сут;

h_дин - глубина погружения плунжера под динамический уровень, м;

h - длина хода плунжера, м.

В результате получаем систему уравнений

, (4.19)

где Q - производительность установки, м³/сут;

h - длина хода плунжера, м;

h_дин - глубина погружения плунжера под динамический уровень, м.

Графики системы (4.19) изображены на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 - Графики зависимости Q = f(h,h_дин) для соседних скважин с одинаковыми дебитами

Рассмотрим пример по подбору параметров установки с использованием графиков на рисунке 4.4.

Даны две соседние скважины с дебитом по 20 м³/сут каждая. Общая производительность установки должна быть 40 м³/сут. Анализируя графики на рисунке 4.4, можно сказать, что экономичнее работать по кривой с погружением плунжера под динамический уровень в 5 м, т. к. для этого требуется меньшая длина насосно-компрессорных труб и тягового элемента по сравнению с другими кривыми. Выразив из формулы (4.18) длину хода плунжеров, получим значение, которое определяется по формуле (4.20)

. (4.20)

где h - длина хода плунжера, м;

h_дин - глубина погружения плунжера под динамический уровень, м;

Q - производительность установки, м³/сут.

Таким образом, при длине хода плунжеров в 12,5 м, установка обеспечит дебит в 40 м³/сут.

На рисунке 4.5 показана точка А с выбранными параметрами установки.

Рисунок 4.5 - Выбор параметров установки для заданного дебита

Зная график производительности установки, можно точно определить количество извлекаемой жидкости по длине хода плунжера. При этом можно предположить, что не обязательно устанавливать технические средства измерения расхода на поверхности, что уменьшает стоимость установки.

Производительность ДГУ для скважин с разными дебитами.

Рассмотрим случай, когда две соседние скважины имеют разные дебиты. Производительность насоса отдельной скважины определяется системой уравнений (4.15). Общая производительность Q всей установки равна сумме произ-водительностей каждого плунжера. В общем случае получаем систему уравнений

, (4.21)

где Q- производительность установки, м³/сут.

α - коэффициент подачи насоса;

h - длина хода плунжера, м;

f₁ - площадь поперечного сечения первого плунжера, м²;

f₂ - площадь поперечного сечения второго плунжера, м²;

ν - скорость движения плунжера на равномерном участке, м/с;

t - время разгона или торможения плунжера, с;

h_дин1 - глубина погружения первого плунжера под динамический уровень, м;

h_дин2 - глубина погружения второго плунжера под динамический уровень, м.

Система уравнений (4.21) для скважин с одинаковыми насосами и исходными данными, приведенными в самом начале, примет следующий вид

. (4.22)

Рассмотрим несколько примеров по подбору параметров установки для эксплуатации скважин с разными дебитами, используя исходные данные (скорость равномерного движения плунжера ν = 1 м/с, коэффициент подачи насоса α = 0,8) и рисунок 4.3.

Даны две скважины, характеристики которых указаны в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Характеристики скважин

Необходимо выбрать глубину погружения обоих плунжеров под динамический уровень, если длина хода плунжеров длинноходовой глубинно-насосной установки h = 100 м.

Сначала рассчитаем параметры для 1-й скважины, поскольку она имеет наибольший дебит из двух, и эффективность установки в большей степени зависит от 1-й скважины.

Из рисунка 4.3 видно, что при длине хода плунжера 100 м для обеспечения производительности в 40 м³/сут глубина погружения под динамический уровень должна лежать в пределах 50 ≤ h_дин1 ≤ 100 м.

Значение h_дин1 можно выразить из формулы (4.13)

, (4.23)

где h_дин1 - глубина погружения плунжера под динамический уровень, м;

Q₁ - производительность насоса, м³/сут.

h - длина хода плунжера, м.

Выражение для производительности при h_дин1 = 60 м имеет вид

 м³/сут. (4.24)

Для второй скважины с дебитом 10 м³/сут по рисунку 4.3 определяем, что глубина погружения под динамический уровень должна лежать в пределах 5 ≤ h_дин1 ≤ 50 м. Значение h_дин2 определяется аналогично по формуле (4.23)

. (4.25)

Выражение для производительности при h_дин2 = 15 м имеет вид

 м³/сут. (4.26)

На рисунке 4.6 изображены графики зависимостей (4.24) и (4.26) и точки А и Б с выбранными параметрами установок.

Общая производительность длинноходовой глубинно-насосной установки складывается из производительностей первого и второго насосов

 м³/сут. (4.27)

Рисунок 4.6 - Графики зависимостей Q₁ = f(h, h_дин) и Q₂ = f(h, h_дин)

Число ходов плунжеров в сутки можно определить следующим образом

, (4.28)

где N - число ходов плунжера;

Q₁ - подача первого насоса за сутки, м³;

q₁ - подача первого насоса за один цикл, м³.

Таким образом, при длине хода плунжеров 100 м и количестве качаний 411 в сутки данная установка позволяет обеспечить заданный дебит.

Решим еще одну задачу для другой комбинации дебитов соседних скважин.

Даны две скважины, характеристики которых указаны в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Характеристики скважин

Необходимо выбрать глубину погружения обоих плунжеров под динамический уровень, если длина хода плунжеров длинноходовой установки h = 100 м.

Из рисунка 4.1 видно, что при длине хода плунжера 100 м для обеспечения производительности в 30 м³/сут глубина погружения под динамический уровень должна лежать в пределах 5 ≤ h_дин1 ≤ 50 м.

Значение h_дин1 определяется аналогично по формуле (4.23)

. (4.29)

Выражение для производительности при h_дин1 = 45 м имеет вид

 м³/сут. (4.30)

Для второй скважины с дебитом 20 м³/сут по рисунку 4.3 определяем, что глубина погружения под динамический уровень должна лежать в пределах 5 ≤ h_дин1 ≤ 50 м. Значение h_дин2 определяется аналогично по формуле (4.23)

. (4.31)

Выражение для производительности при h_дин2 = 30 м имеет вид

 м³/сут. (4.32)

На рисунке 4.7 изображены графики зависимостей (4.30) и (4.32) и точки В и Г с выбранными параметрами установок.

Общая производительность длинноходовой глубинно-насосной установки складывается из производительностей первого и второго насосов

 м³/сут. (4.33)

Число ходов плунжеров в сутки можно определить следующим образом

, (4.34)

где N - число ходов плунжера;

Q₁ - подача первого насоса за сутки, м³;

q₁ - подача первого насоса за один цикл, м³.

Таким образом, при длине хода плунжеров 100 м и количестве качаний 411 в сутки данная установка позволяет обеспечить заданный дебит.

Определение максимальной разницы дебитов соседних скважин.

Рассмотрим случай, когда плунжеры в соседних скважинах имеют максимально отличающиеся диаметры. Возьмем первый плунжер с диаметром d₁ = 1,5'' = 3,81∙10⁻² м и второй плунжер с диаметром d₂ = 3'' = 7,62∙10⁻² м, скорость равномерного движения плунжеров ν = 1 м/с, коэффициент подачи насоса α = 0,8.

Расчеты производительности проводятся аналогично рассмотренным. Система уравнений для производительности первого насоса имеет следующий вид

, (4.35)

где Q₁ - производительность первого насоса, м³/сут;

h - длина хода плунжера, м;

h_дин1 - глубина погружения первого плунжера под динамический уровень, м.

Система уравнений для производительности второго насоса

, (4.36)

где Q₂ - производительность второго насоса, м³/сут;

h - длина хода плунжера, м;

h_дин2 - глубина погружения второго плунжера под динамический уровень, м.

Совмещенные графики производительностей обоих насосов показаны на рисунке 4.8.

Рисунок 4.8 - Графики производительностей насосов с максимальной разницей в диаметрах

Из рисунка 4.8 можно сделать вывод о том, что увеличение диаметра плунжера значительно повышает производительность насоса при одной и той же глубине погружения под динамический уровень. Диаметр используемого плунжера определяется размерами насосно-компрессорных труб в скважине. Обычно в соседние скважины опускаются плунжеры с одинаковыми диаметрами. В некоторых случаях допускается использовать плунжеры разных диаметров, например, для уменьшения глубины погружения под динамический уровень можно использовать плунжер большего диаметра.

.2 Производительность ДГУ с учетом параметров функционирования

В результате длительной эксплуатации нефтеносного горизонта происходит истощение внутренней энергии пласта, постепенное падение пластового давления и снижение динамического уровня жидкости, что уменьшает приток жидкости в скважину [8].

Режим работы насоса при его не заполнении характеризуется неуравновешенностью установки, что ведет к ускорению износа всего наземного оборудования. Кроме того, в этом случае быстро выходит из строя плунжер, что приводит к износу глубинно-насосного оборудования, уменьшает КПД установки и увеличивает расход электроэнергии.

В связи с этим в ряде случаев целесообразно временно останавливать насосную установку для накопления жидкости в скважине. При этом приток жидкости из пласта не прекращается.

Целесообразность перевода на периодическую эксплуатацию должна решаться на основе технико-экономического расчета, для чего используется несколько методик расчета технологического режима работы периодически работающих скважин.

Установка паузы на каждом цикле работы установки необязательна. Такая пауза может быть установлена один раз на несколько циклов работы, при этом общая продолжительность паузы должна соответствовать сумме пауз каждого цикла. Задача определения числа циклов работы для одной паузы требует более детального теоретического изучения. Это может быть связано с изменением притока жидкости в скважину при определенной периодичности откачки. В соответствии с изложенным требованием об установлении паузы в работе на станции управления должны быть предусмотрены возможность регулирования продолжительности хода плунжера вверх, вниз и автоматические остановки и пуски через определенное время.

При установке паузы в цикл работы установки динамический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины в течение паузы увеличивается за счет притока неоткачиваемой жидкости. Поэтому в данном случае динамический уровень определяется по формуле

, (4.37)

где H_дин - динамический уровень после паузы, м;

h_дин - первоначальный динамический уровень, м;

v_пр - скорость притока жидкости в трубы за время паузы, м/с;

Т_п - время паузы в цикле, с.

Если плунжеры движутся в пределах динамического уровня H_дин, то формула производительности насоса с установкой паузы имеет вид

, (4.38)

где Q- производительность насоса, м³/сут;

f - площадь поперечного сечения плунжера, м²;

α - коэффициент подачи насоса;

h - длина хода плунжера, м;

ν - скорость движения плунжера на равномерном участке, м/с;

t - время разгона или торможения плунжера, с.

Т_п - время паузы в цикле, с.

В случае выхода плунжеров из-под динамического уровня формула производительности с установкой паузы примет следующий вид

, (4.39)

где Q- производительность насоса, м³/сут;

f - площадь поперечного сечения плунжера, м²;

α - коэффициент подачи насоса;

h_дин - глубина погружения плунжера под динамический уровень, м;

v_пр - скорость притока жидкости в трубы за время паузы, м/с;

Т_п - время паузы в цикле, с;

h - длина хода плунжера, м;

ν - скорость движения плунжера на равномерном участке, м/с;

t - время разгона или торможения плунжера, с.

В данном случае значимым параметром является скорость притока жидкости в трубы за время паузы, так как она определяет на сколько увеличивается динамический уровень жидкости в затрубном пространстве.

За исходные данные примем выше указанные (скорость равномерного движения плунжера ν = 1 м/с, коэффициент подачи насоса α=0,8, диаметр плунжера d = 5,08 см), глубину погружения под динимаческий уровень возьмем 400 м, продолжительность пауз возьмем 100 с и 200 с. Скорость притока жидкости в трубы скважины определяется сложными технологическими расчетами, поэтому примем значение v_пр = 0,05 м/с.

Подставив исходные данные в формулы (4.38) и (4.39), получим систему уравнений

, (4.40)

где Q- производительность насоса, м³/сут;

h - длина хода плунжера, м;

Т_п - время паузы в цикле, с.

Графики на рисунке 4.9 показывают, что с введением паузы производительность насоса уменьшилась. Причем чем больше пауза, тем меньше производительность. Возможной причиной снижения производительности является маленькая скорость притока жидкости в трубы скважины.

Рисунок 4.9 - График производительности с учетом паузы

Рассмотрим случай, когда при одной и той же паузе в цикле работы установки скорость притока жидкости в скважину меняется значительно. Для сравнения рассчитаем производительности насоса с паузой 100 с в цикле и различными скоростями притока жидкости (0,05; 0,3; 0,5; 1 м/с). Производительность в данном случае описывается следующей системой уравнений:

, (4.41)

где Q- производительность насоса, м³/сут;

h - длина хода плунжера, м;

v_пр - скорость притока жидкости в трубы за время паузы, м/с.

На рисунке 4.10 изображены графики системы уравнений (4.41), из которого видно, что с увеличением скорости притока производительность увеличивается, а при v_пр = 1 м/с производительность насоса больше, чем в случае работы без паузы.

Рисунок 4.10 - Производительность насоса при разных скоростях притока жидкости в скважину

Таким образом, в специальном разделе произведен расчет производительности длинноходовой глубинно-насосной установки с цепным тяговым элементом при различных режимах эксплуатации:

для двух соседних скважин с одинаковыми дебитами;

для двух соседних скважин с разными дебитами;

для двух соседних скважин с максимальной разницей в диаметрах насосов.

В каждом случае длина хода плунжеров в соседних скважинах оставалась одинаковой, что является существенной особенностью данной установки. Также построены графики для каждого случая, показано их использование для решения конкретных задач.

5. Охрана труда и техника безопасности при работе с глубинно-насосными установками

Данная дипломная работа, как уже было отмечено ранее, посвящена разработке глубинно-насосных установок для добычи нефти из скважин. Одной из перспективных разработок является глубинно-насосная установка для добычи нефти путем закачки газа (азота) в затрубное пространство скважин, что приводит к вытеснению нефти на поверхность.

С целью обеспечения безопасности при эксплуатации данных установок, в данной главе дипломной работы необходимо привести основные характеристики производственной среды. Необходимо проанализировать потенциальные опасности, которые могут возникнуть в рассматриваемых производственных условиях, необходимо привести основные мероприятия по обеспечению безопасности эксплуатации данных установок, мероприятия по промышленной санитарии и обеспечению пожарной безопасности, а также произвести расчет рабочего заземления наземной части глубинно-насосной установки (а именно компрессора), осуществляющей подъем нефти на поверхность описанным выше способом.

.1 Характеристика производственной среды и анализ потенциальных опасностей

В процессе эксплуатации глубинно-насосных установок для добычи нефти из нефтяных скважин путем закачки газа (азота) в затрубное пространство скважин, на устье скважины, в затрубное пространство которой закачивается азот, может возникнуть ряд опасных и вредных производственных факторов, регламентируемых ГОСТ 12.0.003-80.

Производственная среда на устье данных скважин имеет несколько особенностей. В затрубное пространство скважин закачивается газ N₂ (азот), являющийся инертным, и соответственно не взрывоопасным. При взаимодействии

с другими веществами соединения азота могут оказывать вредное воздействие на здоровье персонала, обслуживающего данные установки. При небольших концентрациях диоксида азота у человека наблюдается нарушение дыхания, кашель. При концентрации выше 5 мг/м³ наблюдаются болезненные симптомы у больных астмой и других групп людей с повышенной чувствительностью. Сами по себе окислы азота не являются взрыво- или пожароопасными веществами, но при взаимодействии с другими веществами проявляют себя как катализаторы процессов горения.

На устье скважины возможно проявление нефти, попутных газов и закачиваемого в затрубное пространство скважины азота, а также образование их смесей с воздухом окружающей среды. Краткая характеристика этих веществ приведена в таблице 5.1, согласно ГОСТ 12.1.007-76.

Таблица 5.1 - Характеристика веществ производственной среды

Согласно НПБ 105-03, зона установки глубинно-насосной установки, используемой для добычи нефти путем закачки в затрубное пространство скважины азота по взрывопожаробезопасности относятся к категории производства Ан, а по ПУЭ - к классу взрывопожаробезопасности В1г. По ГОСТ 12.1.011-78 категория и группа образующихся взрывоопасных смесей относящихся к данной установке - IIA-ТЗ.

По ПУЭ и ГОСТ 12.1.019-79, глубинно-насосные установки для добычи нефти путем закачки в затрубное пространство скважин азота, по степени поражения электрическим током относят к особо опасным категориям работы.

При монтаже и эксплуатации глубинно-насосных установок, эксплуатируемых описанным выше способом, опасные и вредные производственные факторы могут быть обусловлены:

отравлением обслуживающего персонала, в результате аварийного выброса попутных газов, паров нефти и окислов азота из устья и затрубного пространства скважины;

взрывом, при наличии источника зажигания;

возможностью возникновения пожара из-за короткого замыкания в цепях питания;

вероятностью возникновения опасности поражения электрическим током напряжением 380 В при невнимательной работе с цепями питания компрессора глубинно-насосной установки и несоблюдении правил электробезопасности (согласно ГОСТ 12.1.019-79, условия работ с оборудованием глубинно-насосных установок являются особо опасными по степени поражения электрическим током);

воздействием атмосферного электричества на оборудование установки - прямой удар молнии, при котором ток может достигать 200 кА, напряжение 1,5 МВ, температура 200 000 ˚С вызывает разрушения большой силы;

наличием давления более 0,5 МПа в трубопроводах, ресивере и затрубном пространстве скважины, где эксплуатируются приборы автоматизации производственных процессов;

проведением работ в сложных санитарно-гигиенических и метеорологических условиях (на открытом воздухе и при плохой освещенности, особенно в зимнее время года, повышенной влажности и низкой температуре), метеорологические условия особенно влияют на общее состояние здоровья работников (как физическое, так и психологическое);

большими физическими усилиями и нервными напряжениями при ликвидации аварийных ситуаций, при перемещении тяжелых предметов.

В соответствии с общими принципами обеспечения безопасности производства необходимо разработать мероприятия, направленные на обеспечение безопасности персонала при его работе в рассматриваемых производственных условиях.

.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

Во избежание несчастных случаев при обслуживании средств автоматизации установки, направляемый на работу персонал, должен иметь соответствующую подготовку, пройти производственный инструктаж по общим правилам техники безопасности и безопасным методам работы на поручаемом ему объекте работы, а также методам оказания первой медицинской помощи. По окончании инструктажа направляемые на работу сдают экзамен по технике безопасности в соответствии с ПБ 08-624-03, ПУЭ, ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ и получают удостоверение с присвоением квалификационной группы, дающее им право работать по обслуживанию действующих глубинно-насосных установок для добычи нефти путем закачки в затрубное пространство скважин азота.

Основными мероприятиями по обеспечению безопасных и безвредных условий труда являются:

мероприятия по технике безопасности;

мероприятия по промышленной санитарии;

мероприятия по пожарной безопасности.

Мероприятия по технике безопасности.

Для обеспечения безопасности производственного процесса на устье нефтяной скважины при эксплуатации глубинно-насосных установок для добычи нефти путем закачки в затрубное пространство скважин азота, а именно компрессора, должны контролироваться и выполняться требования, предъявляемые правилами техники безопасности к электротехническим установкам в соответствии с ГОСТ.12.1.019-79. К данным требованиям относится: применение защитных ограждений, препятствующих доступу к неизолированным частям электроустановок, находящихся под напряжением; применение соответствующих предупредительных плакатов; сооружение защитного заземления или отключения, предотвращающих опасность прикосновения к металлическим частям оборудования, нормально не находящихся под напряжением; применение защитных средств (перчатки, боты, изолирующие подставки, резиновые коврики).

Эксплуатация электропривода компрессора глубинно-насосной установки в неисправном состоянии, при неисправных устройствах безопасности, а также при превышении предельно-допустимых предельных параметров запрещается.

Глубинно-насосная установка (а именно компрессор) должна соответствовать требованиям главы 7.3 ПУЭ, главе 3.4 ПЭЭП, а также ГОСТ Р 51330.0-99 и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных условиях.

Ремонт электрооборудования глубинно-насосной установки (компрессор) в соответствии с ГОСТ 12.1.019-79 следует проводить только при снятом напряжении при наличии наряда-допуска. Одновременно должны вывешиваться на устройства предупреждающие плакаты о том, что линия или участок обесточены и на них ведутся ремонтные работы.

К мероприятиям по технике безопасности при эксплуатации глубинно-насосной установки, используемой для добычи нефти путем закачки в затрубное пространство скважины азота, также относятся:

средства защиты, приспособления и инструменты должны подвергаться осмотру и испытаниям в соответствии с ГОСТ 12.2.020-76;

организация работ по технике безопасности должна соответствовать положению о системе управления охраной труда;

в каждом транспортном средстве выездной бригады должны быть аптечки или сумки первой помощи с постоянным запасом медикаментов и медицинских средств. Персонал должен быть обеспечен спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты в соответствии с отраслевыми нормами.

Мероприятия по промышленной санитарии.

В задачи производственной санитарии входит разработка санитарно-гигиенических рекомендаций и устройств для защиты работающих от производственных опасностей и вредных производственных факторов.

Мероприятия по промышленной санитарии в зонах расположения глубинно-насосной установки, эксплуатируемой вышеописанным способом, включают в себя обязательную выдачу спецодежды, соответствующей времени года, ограничение работы во время сильного мороза, ветра или дождя. Спецодежда, спецобувь и предохранительные приспособления выдаются рабочим и инженерному персоналу бесплатно по отраслевым нормам.

Нормы производственного микроклимата должны соответствовать ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху санитарной зоны». Во всех случаях, когда в воздухе имеются вредные газы и пары в концентрациях, больше чем предельно допустимые санитарными нормами, применяют фильтрующие противогазы.

Мероприятия по пожарной безопасности.

Мероприятия разработаны в соответствии с нормативным документом ППБ-01-03 и в соответствии с ГОСТ 12.1.004-91 «ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования».

К мероприятиям по обеспечению пожарной безопасности на устье нефтяной скважины, в затрубное пространство которой в процессе эксплуатации установки закачивается азот, относят следующие мероприятия:

на устье нефтяной скважины строго запрещается пользоваться открытым огнем без специального разрешения. Огневые работы проводятся по специальному разрешению - наряду-допуску для проведения огневых работ при тщательной подготовке;

для защиты оборудования, находящегося на устье нефтяной скважины, эксплуатируемой глубиннонасосной установкой, и персонала от опасных проявлений атмосферного электричества предусматривается устройство заземления в соответствии с «Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений и промышленных коммуникаций».

Взрывозащищенность глубинно-насосной установки для добычи нефти путем закачки газообразного азота в затрубное пространство скважин, должна обеспечиваться уровнем взрывозащиты «повышенная надежность против взрыва» и видом взрывозащиты - искробезопасная электрическая цепь ГОСТ Р 51330.10-99.

Электрооборудование глубинно-насосной установки, эксплуатируемой описанным выше способом, имеет маркировку взрывозащиты 2ExicIIBT3. Данное электрооборудование должно применяться во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок в соответствии с главой 7.3 ПУЭ и другими нормативными документами, регламентирующими применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.

На устье нефтяной скважины запрещено:

проводить газоопасные работы без выполнения всех подготовительных мероприятий и работ, предусмотренных нарядом - допуска и инструкциями по рабочим местам;

работать в обуви со стальными подковами и не медным инструментом.

5.3 Расчет защитного заземления электродвигателя компрессора

Для обеспечения безопасного обслуживания электродвигателя компрессора, являющегося составной частью глубинно-насосной установки для добычи нефти путем закачки газообразного азота в затрубное пространство скважины, должно быть предусмотрено его защитное заземление.

Расчет защитного заземления имеет целью определить необходимое число вертикальных электродов при принятых их размерах и размещении на плане электроустановки (компрессора), длину соединительной полосы, исходя из условия, что общее сопротивление растеканию тока заземляющего устройства не превысит допустимых ПУЭ значений. В таблице 5.2 представлены исходные данные для расчета защитного заземления глубинно-насосной установки.

Таблица 5.2 - Исходные данные для расчета защитного заземления установки

На рисунке 5.1 представлена схема защитного заземления компрессора в сети с изолированной нейтралью.

Допустимое нормативное сопротивление заземляющего устройства для электроустановки напряжением до 1 кВ сети с изолированной нейтралью: .

Удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов  определяется по формуле

, (5.1)

где ρ_гр - удельное сопротивление грунта (для чернозема при 10-20% влажности ρ_гр = 20 Ом∙м);

ψ_в - коэффициент сезонности, учитывающий климатическую зону (ψ_в = 1,6).

Рисунок 5.1 - Схема защитного заземления в сети с изолированной нейтралью: 1 - компрессор; 2 - заземлитель; 3 - заземляющий проводник; 4 - плавкие предохранители

Подставив значения в формулу (5.1), получим

. (5.2)

Удельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов  определяется по формуле

, (5.3)

где ρ_гр - удельное сопротивление грунта (для чернозема при 10-20% влажности ρ_гр = 20 Ом∙м);

ψ_г - коэффициент сезонности, учитывающий климатическую зону (ψ_г = 4).

Подставив значения в формулу (5.3), получим

. (5.4)

Сопротивление одиночного заземлителя определяется по формуле

, (5.5)

где R₀ - cопротивление одиночного заземлителя, Ом;

 - удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов, Ом∙м;

l - длина вертикального заземлителя, м;

d - диаметр вертикального заземлителя, м.

Подставив значения в формулу (5.5), получим

. (5.6)

Необходимое количество вертикальных электродов определяется по формуле

, (5.7)

где n₁ - необходимое количество вертикальных электродов;

R₀ - сопротивление одиночного заземлителя, Ом;

R_з - допустимое нормативное сопротивление заземляющего устройства, Ом.

Из формулы (5.7) получаем

. (5.8)

Коэффициент использования вертикальных электродов для найденного количества вертикальных электродов, с учетом расположения электродов и отношения расстояния между электродами к их длине принимаем равным η_в = 0,83.

Сопротивление группы вертикальных электродов определяется по формуле

, (5.9)

где  - сопротивление группы вертикальных электродов, Ом;

R₀ - сопротивление одиночного заземлителя, Ом;

n₁ - необходимое количество вертикальных электродов;

η_в - коэффициент использования вертикальных электродов.

Из формулы (5.9) получаем

 (5.10)

Длина горизонтальной соединительной полосы для электродов, расположенных в ряд, определяется по формуле

, (5.11)

где L_n - длина горизонтальной соединительной полосы, м;

а - расстояние между вертикальными электродами, м;

n₁ - необходимое количество вертикальных электродов.

Из формулы (5.11) имеем

. (5.12)

Сопротивление растеканию тока соединительной полосы определяется по формуле

, (5.13)

где  - сопротивление растеканию тока соединительной полосы, Ом;

 - удельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов, Ом∙м;

L_n - длина горизонтальной соединительной полосы, м;

d - диаметр вертикального заземлителя, м.

Из формулы (5.13) имеем

. (5.14)

Коэффициент использования горизонтальной соединительной полосы при n₁ = 4 равен η_г = 0,8.

Сопротивление соединительной полосы определяется по формуле

, (5.15)

где R_n - сопротивление соединительной полосы, Ом;

 - сопротивление растеканию тока соединительной полосы, Ом;

η_г - коэффициент использования горизонтальных электродов.

Из формулы (5.15) получаем

. (5.16)

Результирующее сопротивление растеканию тока всего заземляющего устройства определяется по формуле

, (5.17)

где R_ЗУ - результирующее сопротивление растеканию тока, Ом;

 - сопротивление группы вертикальных электродов, Ом;

R_n - сопротивление соединительной полосы, Ом;

Из формулы (5.17) имеем

. (5.18)

Сравним вычисленное значение сопротивления растеканию тока всего заземлявшего устройства с допустимой величиной R_з

R_зу < R_з,

,5 Ом < 4 Ом.

Следовательно, необходимое число вертикальных электродов равно 4.

Заключение

нефть насосный электродвигатель компрессор

В данной дипломной работе приведено технологическое и техническое описание способа добычи нефти с помощью длинноходовой глубинно-насосной установки с цепным тяговым элементом. Проведен сравнительный анализ данного способа добычи нефти с уже существующими способами, основанными на применении поршневых устройств, опускаемых на забой скважины. Проведен анализ контролируемых технологических параметров установки, произведен выбор необходимых для работы установки технических средств автоматизации. Произведен расчет производительности данной установки при различных режимах эксплуатации и обоснована возможность эксплуатации соседних скважин с разными дебитами при одинаковом ходе плунжера.

Внедрение длинноходовых глубинно-насосных установок позволит заменить устаревшие ШСНУ, потребляющие огромное количество электроэнергии и требующие постоянного ремонта, а также газлифтный способ подъема жидкости на поверхность, имеющий низкий коэффициент полезного действия, связанный с расходом большого количество газа. Также внедрение длинноходовых глубинно-насосных установок позволит значительно снизить себестоимость добываемой нефти, позволит эксплуатировать несколько скважин одной установкой и добывать нефть из наклонно-направленных скважин.

Таким образом, на современном этапе развития нефтяной промышленности является целесообразным применять данные глубинно-насосные установки. Главная задача инженера по автоматизации при внедрении данных глубинно-насосных установок - разработка системы автоматического управления установкой, разработка алгоритма ее работы, а также выбор необходимых технических средств автоматизации.

Список использованных источников

1. Храмов Р.А. Длинноходовые насосные установки для добычи нефти. - М.: Недра, 1996. - 208 с.: ил.

. Патент России № 2103550. Скважинная насосная установка / Р.А. Храмов // Бюллетень изобретений. - 1998. - № 3.

. Храмов Р.А. Длинноходовая скважинная насосная установка / Р.А. Храмов, В.Д. Сытник, Л.Т. Дытюк, В.И. Зеленин, А.В. Бондаренко // Прогрессивные технологии в добыче нефти: Сб. науч. тр. - Уфа, 2000.

. Патент России № 2066790. Длинноходовая глубиннонасосная установка / В.К. Загорский, В.С. Гриб // Бюллетень изобретений. - 1996. - № 26.

. Патент России № 2125185. Длинноходовая глубиннонасосная установка / В.С. Гриб, Б.М. Густов, П.К. Васильев // Бюллетень изобретений. - 1999. - № 2.

. Гриб В.С. Контроль и автоматизация длинноходовых глубиннонасосных установок: Учеб. Пособие. - Уфа: изд-во УГНТУ, 1999. - 86 с.

. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества вещества. - Санкт-Петербург: Политехника, 2002. - 410 с.

. Гриб В.С. Автоматизация производственных процессов объектов нефтедобычи / В.С. Гриб, О.Н. Вещев - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1983. - 84 с.

. ГОСТ 12.0.003-80. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация. - Введ. 01.01.1976. - М.: Госстандарт, 2002. - 4 с.

. ГОСТ 12.1.004-91. ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования. - Введ. 01.07.1992. - М.: Госстандарт, 2000. - 6 с.

. Гилязов А.А. Электробезопасность в электроустановках напряжением до 1000 В. - Уфа: изд-во УГНТУ, 2006. - 20 с.

Приложение А

Перечень демонстрационных листов

. Титульный лист.

. Цель и задачи ВКР.

. Принципиальная схема длинноходовой глубинно-насосной установки с цепным тяговым элементом.

. Функциональная схема автоматизации длинноходовой глубинно-насосной установки с цепным тяговым элементом.

. Тензодатчики для измерения усилий в цепном тяговом элементе.

. Расчет производительности ДГУ.

. Производительность одного насоса.

. Производительности установки для двух скважин с одинаковыми дебитами.

. Определение длины хода плунжера для заданного дебита.

. Эксплуатация соседних скважин с сильно различающимися дебитами.

. Эксплуатация соседних скважин с мало различающимися дебитами.

. Максимальная разница производительностей соседних скважин.

. Производительность установки с паузой в цикле работы.

. Производительность установки с учетом скорости притока жидкости в трубы.

. Выводы.