Загрузил Алексей Зайцев

Зайцев А.Р. Пант

Реклама
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В.Ломоносова»
Кафедра транспорта, хранения нефти, газа и нефтегазопромыслового оборудования
(Наименование кафедры)
Зайцев Алексей Романович
(фамилия, имя, отчество студента)
Высшая школа
ЭНиГ
курс
группа
1
241601
КУРСОВАЯ РАБОТА
По дисциплине
На тему
Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий
Штанговая скважинная насосная установка
(наименование темы)
Современные технологии в нефтегазовой отрасли
Работа допущена к защите
(подпись руководителя)
(дата)
Признать, что работа
выполнена и защищена с оценкой
Руководитель
Ст.преподаватель
(должность)
(подпись)
(дата)
Архангельск 2017
М.В.Теселкин
(и.о.фамилия)
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования
«Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В.Ломоносова»
Кафедра транспорта, хранения нефти, газа и нефтегазопромыслового оборудования
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ
По дисциплине
«Процессы и агрегаты нефтяных и газовых технологий»
студенту ВШЭНГ
1
курса
241601
группы
ТЕМА:
Оборудование для бурения, добычи и транспорта нефти и газа.
Современные технологии в нефтегазовой отрасли
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:
1. Выбрать буровую установку и подобрать
буровое оборудование по заданной конструкции скважины, приведенной в таблице
Таблица – Конструкция скважины
Обсадная труба
Длина обсадной трубы, м.
Диаметр долота, мм
Бурильная труба
Утяжеленная бурильная труба
Длина УБТ, м
Кондуктор
Промежуточная Эксплуатационная
339,73×9,65
320
381
-
244,48×11,99
2210
-
168,28×8,94
4856
ТБВ 127×8
УБТС1-146
308
2. Выполнить конструктивный анализ
3. Произвести анализ современных технологий, применяемых в нефтегазовой
промышленности.
Срок проектирования с «1
Руководитель работы
» апреля
ст. преподаватель
2017 г. по
« 10
» мая
2017
г.
М.В. Теселкин
2
ЛИСТ ДЛЯ ЗАМЕЧАНИЙ
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
3
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................................ 5
1 Выбор конструкции скважины, буровой установки ................................................... 7
1.1 Конструкция скважины ............................................................................... 7
1.3 Выбор бурового оборудования ................................................................ 10
1.3.1 Талевая система................................................................................... 10
1.3.2 Выбор буровой Лебёдки ..................................................................... 12
1.3.3 Выбор вышки ...................................................................................... 13
1.3.4 Выбор ротора ....................................................................................... 13
1.3.5 Выбор вертлюга .................................................................................. 16
1.3.6 Выбор бурового Насоса...................................................................... 17
2 Штанговая скважинная насосная установка .............................................................. 17
3 Концепция «умное месторождение» .......................................................................... 26
Список использованных источников............................................................................. 33
4
ВВЕДЕНИЕ
Современный мир невозможно принять на сегодняшний день без энергии.
Однако можно задать вопрос: откуда её взять и из чего? Вариантов добычи этой
самой энергии самые разнообразные: от воды и вплоть до солнца.
Экономически
наиболее
значимой
составной
частью
топливо-
энергетического комплекса ныне является нефтегазовый комплекс. Нефтегазовый
комплекс
включает
нефтегазодобывающую,
нефтегазоперерабатывающая,
нефтегазохимическая отрасли промышленности, а также различные отрасли
транспорта (трубопроводный, железнодорожный, водный, морской и др.) нефти,
газового конденсата, природного газа и продуктов их переработки.
Нефть и газ – уникальные и исключительно полезные ископаемые, продукты
переработки которые используют во всех отраслях промышленности, на всех видах
транспорта, в качестве источника топлива в быту. Именно благодаря нефти и газу
люди
способны
создавать
разнообразные
химические
материалы:
лаки,
синтетические каучуки, краски, битум, моющие средства и др.
На текущий момент первое место по запасам нефти занимает Венесуэла (297
740 млн. баррелей), второе – Саудовская Аравия (268 350 млн. баррелей), третье –
Канада (173 625-175 200 млн. баррелей). Также в число 10 крупнейших стран по
запасам в мире входят Иран, Ирак, Кувейт, ОАЭ, Россия, Ливия и Нигерия. Россия
в этом списке на 8 месте с запасами 80 000 млн. баррелей.
Надолго ли хватит нефти? Венесуэла обладает почти пятой частью от всех
мировых баз данного сырья. Это крупнейшие запасы нефти в мире. Также эта
страна является лидером по ее добыче. Но пальму первенства по потреблению, а
это внушительное число - 20 миллионов баррелей в сутки, уверенно держат за
собой Соединенные Штаты Америки.
Довольно сложно точно ответить на вопрос о том, сколько в мире запасов
нефти. Хотя, по подсчетам статистов, это цифра примерно равна 3000 миллиардов
баррелей или же 400 миллиардов тонн.
Россия имеет очень внушительные запасы, и в ближайшее время не будет
нуждаться в том, чтобы приобретать этот продукт у других государств (пусть у нас
и не самые большие запасы нефти в мире). На сколько хватит этого сырья? На этот
5
вопрос специалисты отвечают с осторожностью. Изученность территории
оставляет желать лучшего, но это дает преимущество, ведь неизвестно, будут ли
открыты другие крупные месторождения нефти на нашей родной земле. К тому же
добыча ведется не только на суше, но и в море.
6
1 Выбор конструкции скважины, буровой установки
1.1 Конструкция скважины
Ø339,73
Ø244,48
Ø168,28
320
2210
4856
7
Скважина состоит из обсадных и бурильных колонн. Обсадные колонны
предназначены для закрепления стенок скважины, сложенных недостаточно
устойчивыми
породами, для
разобщения
различных пластов и
создания
долговременного канала для извлечения нефти и газа из скважины. Обсадные
колонны подразделяются на кондукторные, промежуточные (технические) и
эксплуатационные.
1.2 Выбор буровой установки
Буровая установка выбирается по главному параметру – допускаемой
нагрузке на крюк. Допустимая нагрузка на крюк рассчитывается как вертикальная
статическая нагрузка на крюк, которая не должна быть превышена в процессе всего
цикла проводки скважины независимо от вида и продолжительности выполнения
операций. Вес кондуктора не учитывается, так как он мал по сравнению с весами
технической и эксплуатационной обсадных колонн.
  kо.к.Qо.к.max ;
Qдоп
1)
  k б.к.Qб.к. max
Qдоп
2)
где Qдоп - допускаемая нагрузка на крюк от веса наиболее тяжелой обсадной
или бурильной колонны, кН;
Qо.к. max - вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны (секции
колонны, хвостовика, включая вес труб, на которых производится их спуск), кН;
Qб.к. max - вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны, кН;
k о.к . ,
k б .к .
- коэффициенты запаса допускаемой нагрузки на крюке
соответственно для обсадной и бурильной колонн, k б .к. = 1,5…1,67; k о.к. = 1,1.
Вес обсадных колонн в воздухе:
- промежуточной колонны:
Qпр  lпр qпр
3)
8
- эксплуатационной колонны:
Qэ  lэ qэ
где
l пр ,
4)
lэ
- длины промежуточной и эксплуатационной колонны
соответственно, м; q пр , q э - вес 1 пог. м обсадных труб, кН/м.
Qк  320  0,79  252,8 кН;
Qпр  2210  0,59  1303,9 кН;
Qэ  4856  0,35  1699,6 кН;
Вес бурильной колонны:
Qб.к. мах  ( L  lУБТ )qб.т.  lУБТ qУБТ
5)
где L – глубина скважины, м; lУБТ - длина утяжеленных бурильных труб, м;
lУБТ = 100…200, м (принимаем lУБТ =150 м );
qб .т. , qУБТ - вес 1 пог. м бурильных труб и утяжеленных бурильных труб,
кН/м.
Таблица 1- Характеристика труб
Колонна
Глубина спуска, м
Диаметр наружный
Толщина стенок
Dн, мм
 , мм
Кондуктор
320
339,73
9,65
Промежуточная
2210
244,48
11,99
Эксплуатационная
4856
168,28
8,94
Бурильная труба
ТБВ 127x8
4856
127
8
Утяжеленная бурильная труба
УБТС 1-146
308
120
35,5
9
Qб.к. мах  (4856  308)  0,36  308 1,03  1954,28 кН;
  1699,6  1,1  1869,56 кН;
Qдоп
  1954,28  1,6  3127,23 кН.
Qдоп
 > Qдоп
 , значит, выбираем буровую установку по ГОСТ 16293-89 из
Qдоп
ГОСТ
 и L=4856м. Это установка БУ 5000/320ЭР.
условия Qдоп
≥ Qдоп
1.3 Выбор бурового оборудования
1.3.1 Талевая система
Выбор крюкоблока
Крюкоблок используется при ручной расстановке свечей и выбирается по
допустимой нагрузке на крюк:
Qкр .бл.  QкрГОСТ
.бл.
3127,23 кН ≤ 3200 кН,
Следовательно выбираем крюкоблок УТБК-5-320.
Таблица 2 - Характеристика УТБК-5-320.
Максимальная нагрузка на крюк, кН
3200
Число канатных шкивов
5
Диаметр каната, мм
35
Масса шкива, кг
7970
Выбор каната.
Талевые канаты изготавливаются по ГОСТ 16853-88. Талевый канат
выбирается по разрывному усилию каната в целом:
Rк  Pх.к. махkк
6)
10
где Pх.к. мах - максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната, кН;
Pх.к. мах 
Qкр .доп.  G т.с.
U т.с. т.с.
(
7)
Gт.с. , U т.с. , т.с. - соответственно вес подвижных частей, число подвижных
струн и коэффициент полезного действия талевой системы;
kк = 2 - коэффициент запаса прочности каната.
Rк ≤ RкГОСТ ,
где RкГОСТ - разрывное усилие каната по ГОСТ 16853-88.
Выбор кратности оснастки.
Число подвижных струн каната в талевой системе:
U Т .С 
(k k Qкр .доп )
( Т .С RK )
Ориентировочно принимаем диаметр талевого каната 35 мм, число
подвижных струн U т.с. = 12. Тогда Gт.с. = 120 кН, т.с. = 0,849 при оснастке 5×6.
Pх.к . м ах 
3127,23  120
 318,73 кН;
12  0,849
Rк  318,73  2  637,46 кН.
637,46 кН ≤ 671,80 кН,
Выбор кронблока
Кронблок выбирается по допускаемой нагрузке на кронблок:
Qкб .доп.  Qкр .доп.  Pх.к . м ах  Pн.к .  Gт.с.
8)
11
где Pн.к . - натяжение неподвижной ветви талевого каната, кН,
Pн.к. 
Qкр .доп.  Gт.с.
U т.с .
(
 т .с .
9)
Кронблок выбирается из условия
Qкб .доп. ≤ QкрГОСТ
.доп. .
Pн.к . 
3127,23  120
 0,849  229,74 кН;
12
Qкб .доп.  3127,23  318,73  229,74  120  3795,7 кН.
3795,7 кН ≤ 4000 кН
Выбираем кронблок УКБ-7-400
Таблица 3 - Характеристика УКБ-7-400
Схема кронблока
Е
Максимальная нагрузка, кН
4000
Масса, кг
3560
1.3.2 Выбор буровой лебёдки
Буровая лебедка выбирается по максимальному натяжению ходового конца
каната:
Pх.к ≤ PхГОСТ
;
.к .
318,73 кН ≤ 365 кН,
Следовательно, выбираем ЛБУ-2000 ПС ( PхГОСТ
=365 кН).
.к .
12
Таблица 4 - Характеристика ЛБУ-2000 ПС
Максимальное усилие в канате, кН
365
Диаметр талевого каната, мм
35
Масса, кг
39330
1.3.3 Выбор вышки
Буровая вышка выбирается по допускаемой нагрузке на крюке:
ГОСТ
;
Qкр .доп  Qдоп
3795,7 кН ≤ 4000кН,
ГОСТ
выбираем вышку УМ45/400-Р ( Qдоп
=4000кН)
Таблица 5 - Характеристика УМ45/400-P
Допускаемая нагрузка на крюк, кН
4000
Рабочая высота (расстояние от ротора до
45
кронблочной рамы), м
Масса, кг
63000
1.3.4 Выбор ротора
Ротор выбирается по диаметру проходного отверстия в столе, который
должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб:
D>Dд;
D  Dд.н  
10)
где Dд.н =381 мм – диаметр долота при бурении под направление скважины;
13
δ= 30 мм – диаметральный зазор, необходимый для свободного прохода долота.
D=381+30=411 мм.
Выбираем ротор Р-560.
Таблица 6 - Характеристика P-560
Диаметр отверстия в столе, мм
560
Допускаемая статическая нагрузка на
4000
стол ротора, кН
Статический крутящий момент на толе
50
ротора, кН*м
Масса, кг
5850
Наибольшая передаваемая мощность,
370
кВт
Частота вращения стола ротора:
𝛼 = 0, 𝛼 =
1
1
,𝛼 = ,𝛼 = 1
3
2
𝑛 = 200 − 150 ∙ 𝛼
n1=200 − 150 ∙ 0 = 200 об/мин
1
n2=200 − 150 ∙ = 150 об/мин
3
1
n3=200 − 150 ∙ = 125 об/мин
2
n4=200 − 150 ∙ 1 = 50 об/мин
Частота вращения стола ротора
250
200
150
Ряд 1
100
50
0
0
0.33
0,5
1
14
Мощность на столе ротора:
1
2
3
3
𝛼 = 0, 𝛼 = , 𝛼 =
,𝛼 = 1
𝑁 = 36.8 ∙ 𝐿𝑘 (0.89 +
2
3𝛼
− 𝛼2)
36.8 ∙ 𝐿𝑘 = 36.8 ∙ 4.856 = 178.7
𝑁1 = 178.7 ∙ 0,89 = 159.04 кВт
1
𝑁2 = 178.7 ∙ (0,89 + 2 − ) = 498.57 кВт
9
4
𝑁3 = 178.7 ∙ (0,89 + 1 − ) = 259.11 кВт
9
2
𝑁4 = 178.7 ∙ (0,89 + − 1) = 99.47 кВт
3
Мощность на столе ротора
600
500
400
300
Ряд 1
200
100
0
1
0,33
0,67
1
Момент на столе ротора:
𝛼 = 0, 𝛼 =
1
2
,𝛼 = ,𝛼 = 1
3
3
𝑀 = 4 ∙ 𝐿𝑘 (0.4 + 0.6 ∙ 𝛼)
4 ∙ 𝐿𝑘 = 4 ∙ 4,856 = 19,42
𝑀1 = 19,42 ∙ (0,4 + 0) = 7,76
1
𝑀2 = 19,42 ∙ (0,4 + 0.6 ∙ ) = 11,65
3
2
𝑀3 = 19,42 ∙ (0,4 + 0.6 ∙ ) = 15,53
3
15
𝑀4 = 19,42 ∙ (0,4 + 0.6 ∙ 1) = 19,42
𝑀𝑝 𝑚𝑎𝑥 = 𝑀𝛼=1 ∙ 𝐾п
𝐾п = 1,25
𝑀𝑝 𝑚𝑎𝑥 = 19,42 ∙ 1,25 = 24,275
Момент на столе ротора
25
20
15
Ряд 1
10
5
0
0
0,33
0,66
1
1.3.5 Выбор вертлюга
Вертлюг выбирается по допускаемой статической нагрузке на крюк:
Qст.в
(
= Qкб .доп.
11)
3795,7 кН ≤ 4500 кН;
выбираем вертлюг УВ-450МА.
Таблица 7 - Характеристика УВ-450МА
Допускаемая (максимальная) нагрузка,
4500
кН
Динамическая
нагрузка
(при
100
2600
об/мин), кН
Масса, кг
4100
16
1.3.6 Выбор бурового насоса
Буровой насос выбирается по приводной мощности:
Nпр  NпрГОСТ
(
Nпр  450  Lк1 / 2  0,736
12)
Nпр  450  4,8561 / 2  0,736  728,64 кВт
728,64 кВт <950 кВт
Следовательно, выбираем насос УНБТ-950 А.
Таблица 8 - Характеристика УНБТ-950 А.
Мощность, кВт
950
Наибольший диаметр поршня, мм
180
Масса со шкивом и краном, кг
24480
2 ШТАНГОВАЯ СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА
Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3%
всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет
от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину
от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 ¸ 3400
м.
17
Рисунок 1-Схема установки штангового скважинного насоса
ШСНУ включает:
1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.
2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные
штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные
устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
18
Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине
устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие
поверхностным приводом посредством колонны штанг (рисунок 2).
Штанговая
глубинная
насосная
установка
(рисунок
2)
состоит
из
скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насоснокомпрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8,
сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента
10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное
приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСЫ
ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99%,
абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических
примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием
сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300С.
По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не
вставные (НСН) скважинные насосы (рисунок 3,4). У не вставных (трубных)
насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ.
Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на
штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока
соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его
сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность
для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на
поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит
из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.
В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим
подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом
коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ¸
2,5 раза ускоряются спускоподъемные операции при ремонте скважин и
существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при
трубах данного диаметра всегда меньше подачи не вставного.
19
Насос НСВ-1 – вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным
цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противо-песочным
клапанами (рисунок 3).
Рисунок 2- Насосы скважинные вставные
1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;4 – плунжер; 5
– штанга; 6 – замок
Рисунок 3- Не вставные скважинные насосы:
1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;4 –
плунжер; 5 – захватный шток; 6 – ловитель
20
Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками)
происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос
извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ
целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших
глубинах спуска. Не вставной (трубный) насос представляет собой цилиндр,
присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер
спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим
дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.
В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром
изготавливают насосы следующих групп посадок (исполнение «С» - т.е. с
составным цилиндром) (Таблица 9.)
Таблица 9- Группы посадок насосов
Группа
Зазор, мм
0
До 0,045
1
0,02 – 0,07
2
0,07 – 0,12
3
0,12 – 0,17
Чем больше вязкость жидкости, тем выше группа посадки.
Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера
соответственно приняты в пределах:
для НСВ 29 - 57 мм и 1,2 - 6 м;
НСН 32 - 95 мм и 0,6 - 4,5 м.
Обозначение НСН2-32-30-12-0:
0 – группа посадки;
12х100 – наибольшая глубина спуска насоса, м;
30х100 – длина хода плунжера, мм;
32 – диаметр плунжера, мм.
Насосная штанга предназначена для передачи возвратно- поступательного
движения плунжер-насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения
с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных
21
сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м – для нормальных
условий эксплуатации.
Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки
плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной
1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.
Штанги
соединяются
муфтами.
Имеются
также
трубчатые
штанги
(наружный диаметр 42 мм, толщина 3,5 мм).
Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика (АО "Очерский
машиностроительный завод"), отличающиеся большей коррозионной стойкостью и
позволяющие снизить энергопотребление до 20 %.
Применяются непрерывные штанги "Кород" (непрерывные на барабанах,
сечение – полуэллипсное).
Особая штанга – устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной
подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается
без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.
Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т. п., а также
применяют ингибиторы.
Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации
затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и
подвешивания колонны НКТ.
Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник,
крестовину, запорные краны и обратные клапаны.
Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью
сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник
ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает
самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ,
исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену
набивки.
Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена
эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск
приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с
задвижкой.
22
Таблица 10- Характеристики станков-качалок.
Станоккачалка
Номинальная
нагрузка на
устьевом
штоке, кН
Длина
устьевого
штока, м
Число
качаний
балансира
, мин
Мощность
электродвигателя,
кВт
Масса,
кг
СКБ803-40Т
80
1,3-3,0
1,8-12,7
15-30
12000
СКС83,04000
80
1,4-3,0
4,5-11,2
22-30
11900
ПФ83,0-400
80
1,8-3,0
4,5-11,2
22-30
11600
ОМ2000
80
1,2-3,0
5-12
30
11780
ОМ2001
80
1,2-3,0
2-8
22-33
12060
ПНШ
60-2,125
80
0,9-2,1
1,36-8,33
7,5-18,5
8450
ПНШ
80-3-40
80
1,2-3,0
4,3-12
18,5-22
12400
В шифре станка - качалки типа СКД, например СКД78-3-4000, указано:
буквы – станок качалка дезаксиальный, 8 – наибольшая допускаемая нагрузка 𝑃𝑚𝑎𝑥
на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1 т = 10 кН); 3 – наибольшая
длина хода устьевого штока в м; 4000 – наибольший допускаемый крутящий
момент 𝑀кр 𝑚𝑎𝑥 на ведомом валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10-2 кНм).
Основные узлы станка-качалки – рама, стойка в виде усеченной
четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами,
шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК
комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е.
регулирование
дискретное.
Для
быстрой
смены
и
натяжения
ремней
электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках.
23
Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное
основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем)
положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива).
Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода
спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины.
Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с
устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 4). Она
позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера
из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы
оборудования.
Амплитуду движения головки балансира регулируют путем изменения места
сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка
пальца кривошипа в другое отверстие).
За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для
уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на
балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание
называют
соответственно
балансирным,
кривошипным
(роторным)
или
комбинированным.
Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в
аварийных
ситуациях
(обрыв
штанг,
поломки
редуктора,
насоса,
порыв
трубопровода и т. д.), а также само запуск СК после перерыва в подаче
электроэнергии.
Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20 т.
24
Рисунок 4- Схема установки станка-качалки типа СКД.
Станок-качалка типа СКД: 1– подвеска устьевого штока; 2 – балансир с опорой; 3 –
стойка; 4 – шатун; 5 – кривошип; 6 – редуктор; 7 – ведомый шкив; 8 – ремень; 9 –
электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 – ограждение; 12 – поворотная плита; 13
– рама; 14 – противовес; 15 – траверса; 16 – тормоз; 17 – канатная подвеска.
Электродвигателями к СК служат короткозамкнутые асинхронные во
влагоморозостойком исполнении трехфазные электродвигатели серии АО и
электродвигатели АО2 и их модификации АОП2.
Частота вращения электродвигателей 1500 и 500 мин-1.
В настоящее время российскими заводами освоены и выпускаются новые
модификации станков-качалок: СКДР и СКР (унифицированный ряд из 13
вариантов грузоподъемностью от 3 до 12 т), СКБ, СКС, ПФ, ОМ, ПШГН, ЛП-
25
114.00.000 (гидрофицированный). Станки-качалки для временной добычи могут
быть мобильными (на пневмоходу) с автомобильным двигателем.
3 КОНЦЕПЦИЯ «УМНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ»
Что такое smart field, или «умное месторождение»?
Smart Field («умное месторождение», SF) — это комплекс программных и
технических средств, который позволяет управлять нефтяным пластом с целью
увеличения показателей добычи углеводородов. В основе системы лежит идея о
бережном использовании месторождения, максимальном продлении периода его
эксплуатации. То есть подразумевается разумное повышение объемов добычи, а не
хищническая эксплуатация недр.
Еще
одна
важная
задача
SF
—
повышение
энергоэффективности
оборудования и технологических процессов. Таким образом, внедрение этой
концепции помогает компаниям сокращать затраты на энергоресурсы и приводит к
совокупному снижению выбросов углекислого газа в атмосферу.
Система SF состоит из ряда компонентов, отвечающих за различные
функции. Решение, предлагаемое компанией Schneider Electric, включает в себя
комплексную автоматизацию, технические средства для сбора и анализа данных, а
также решения для проведения мероприятий по повышению эффективности
работы нефтегазовой компании на разных уровнях. Так, составной частью системы
«умное месторождение» является решение Foxboro NetOil&Gas, позволяющее
измерять дебит скважины непосредственно в устье и определять показатели
расхода воды, нефти и газа.
SF может управлять отдельной скважиной, а точнее — режимами работы
насосов (ПШГН и ЭЦН, а может — и кустами скважин) — за счет кустовой
телемеханики. В ее ведении находятся также системы подготовки нефти и газа,
включая дожимные насосные станции, факельные системы и т. д. SF управляет
системами поддержания пластового давления, в том числе водозаборными
станциями, узлами учета воды, нагнетательными скважинами; контролирует
нефтеперекачивающие станции и резервуарные парки.
26
Система предполагает использование различных интеллектуальных и
многопараметрических датчиков. «Умные» технологии обеспечивают удаленный
доступ ко всему полевому оборудованию, позволяют диагностировать его
состояние и при необходимости конфигурировать.
Важный сегмент SF — организация интеллектуального электроснабжения,
которая подразумевает гибкие системы распределения электроэнергии, детальный
учет, возможность управлять потребляемой мощностью.
Также
концепция
(видеонаблюдение,
предполагает
контроль
доступа,
внедрение
систем
пожаротушение)
и
физической
информационной
безопасности
Верхний
уровень
SF
—
автоматизированное
управление
всем
производственным процессом MES (Manufacturing Execution System), позволяющее
увязать собственно добычу с остальными процессами, протекающими на
предприятии.
Рисунок 5- Степень покрытия Smart Field
Главная задача – оптимизация
Основные задачи SF — увеличение объемов добычи нефти и газа, продление
жизненного цикла углеводородного пласта и оптимизация производственных
издержек.
27
Рисунок 6- Схема взаимодействия систем управления в Digital Oil Field
Использование интеллектуальных технологий на месторождении позволяет
сделать шаг вперед по сравнению с применением традиционных систем
автоматизации. «Умная» система обеспечивает ответственный персонал компании
всей необходимой информацией в режиме реального времени и позволяет
адекватно и практически моментально реагировать на изменения параметров,
гибко подстраиваться к меняющимся условиям и с помощью корректировок
добиваться максимальных объемов добычи.
Важные функции SF — прогнозирование на краткосрочную перспективу и
моделирование ситуаций. Система «умное месторождение» строится в строгом
соответствии с реальной геологической и географической моделью месторождения,
к тому же аккумулирует данные о его текущем состоянии. Это позволяет
проигрывать различные сценарии и с высокой точностью делать выводы о том, как
поведет себя пласт в случае тех или иных воздействий со стороны человека,
причем не только в текущий момент времени, но и в перспективе. Такая
событийность «если…, то…» позволяет избегать ошибок, аварийных ситуаций и
значительно экономит средства, время и повышает эффективность принимаемых
мер.
28
Компания Schneider Electric, являясь экспертом в области управления
электроэнергией и промышленной автоматизации, предлагает целый комплекс
решений
для
нефтегазовых
месторождений,
позволяющий
оптимизировать
энергопотребление.
В первую очередь, рекомендуется оснащать приводы насосов и других
мощных потребителей̆ частотными преобразователями. Только эта мера может
обеспечить до 30% экономии электроэнергии, потребляемой этим оборудованием,
и внести весомый вклад в общую экономию.
Schneider
Electric
также
предлагает
системы
для
диспетчеризации
энергопотребления на добывающей площадке с широким функционалом. Как
известно, всякое энергосбережение должно начинаться с детального учета и
анализа использования электроэнергии. Наличие данных по отдельным участкам,
оборудованию, времени суток и сезонам позволяет выявить места, где происходят
потери, устранить их причины и проконтролировать эффект проведенных
мероприятий.
Используя детальные данные о потреблении, можно заключать более
выгодные
для
компании
контракты
на
приобретение
электроэнергии,
перераспределять нагрузку, сглаживать пики или компенсировать их за счет
собственной генерации. Компенсируя коэффициенты мощности, компания может
избежать штрафов за реактивную мощность и т. д.
«Умные»
решения
для
управления
распределением
электроэнергии
предполагают наличие единого центра, отвечающего за техобслуживание,
модернизацию, текущий контроль (отслеживание потребления, контроль гармоник
и других качественных характеристик электроснабжения), а также управление
всеми системами.
Для месторождений с нестабильным энергоснабжением актуально создание
собственных систем бесперебойного питания. Интеллектуальное управление
позволит выполнить оперативное переключение на резервный источник энергии
без потерь для производственной деятельности.
Важным моментом также является то, что концепция SF («умное
месторождение») предполагает тесную взаимосвязь между системами управления
энергоснабжением и системами автоматизации. Если же говорить о внутреннем
29
устройстве решения, то, в зависимости от конкретных условий и пожеланий
заказчика, SF может строиться либо на традиционных клиент-серверных
технологиях, либо на более современных — облачных. В свое время «облака»
изменили облик отрасли информационных технологий, на очереди — сфера
автоматизации.
Тем не менее реализация концепции «умное месторождение» была бы
невозможна без использования и других ИТ-достижений: безопасных открытых
протоколов передачи данных, обеспечивающих легкую интеграцию оборудования
разных типов от разных производителей; скоростных, в том числе беспроводных,
каналов связи, специализированного программного обеспечения.
Smart field: критерии надежности.
Как правило, руководству нефтегазовых компаний важно понимать, какие
бизнес-эффекты на выходе даст внедрение «умного месторождения». Если же на
площадке будет работать несколько поставщиков и сервисных компаний,
занимающихся внедрением, то по-настоящему никто не сможет гарантировать
достижение того или иного результата.
Кстати, по мнению представителей самих нефтедобывающих компаний,
широкому внедрению интеллектуальных технологий в России, помимо прочего,
препятствует недостаточная представленность на рынке готовых технических
решений. В этом смысле Schneider Electric — одна из немногих, кто может
предложить целостную концепцию интеллектуального месторождения и выступить
в качестве MAC–MEC (Main Automation Contractor–Main Electrical Contractor), то
есть сдать «под ключ» систему автоматизации процессов добычи и организовать
эффективное электроснабжение на месторождении.
Благодаря упомянутым выше технологиям компания получает возможность
оптимизировать процесс добычи. Сокращается потребление электроэнергии, воды,
пара и других энергоресурсов, что положительно сказывается на себестоимости
производства нефти или газа.
Размер экономии варьируется от объекта к объекту. Уже реализованные
Schneider
Electric
проекты
по
внедрению
систем
снижения
удельного
энергопотребления показывают, что экономия может достигать 20–25%. К
30
примеру, в одной из добывающих российских компаний с объемом производства
1,15
млн.
т.
нефти
за
счет
активного
внедрения
программы
по
энергоэффективности удалось сократить энергопотребление на 6820 тыс. кВт·ч на
сумму более 22 млн. руб. в год.
Если мы говорим о показателях, связанных с управлением углеводородным
пластом, то их нужно оценивать не только количественно, но и качественно. SF
дает оптимизацию количества закачиваемых в пласт воды и газа, тем самым
снижая также расход электроэнергии, необходимой для работы насосов. Кроме
того, SF позволяет избежать обводнения месторождения, а значит, продлить срок
его
эксплуатации.
Функция
моделирования
исключает
нецелесообразные
денежные вложения в развитие участка. Системы автоматизации сводят к
минимуму вероятность аварийных ситуаций. Одним словом, эффект комплексный,
и его сложно оценить одной цифрой.
Сегодня
многие
отечественные
нефтегазовые
компании,
осознавая
преимущества интеллектуальных технологий, интересуются возможностью их
использования. Пока чаще внедряются отдельные компоненты, но постепенно
будет происходить переход к комплексным проектам, так как именно подобные
решения могут дать максимальный эффект.
В условиях текущей экономической ситуации и в условиях падающей
добычи внедрение технологий «умного месторождения» становится критически
важным условием для поддержания конкурентоспособности нефтедобывающих
компаний.
Более
того,
использование
интеллектуальных
технологий
в
нефтегазодобыче может вывести отрасль на новый уровень. Сегодня российскую
экономику часто критикуют за сильную зависимость от сырьевой составляющей,
но в будущем добыча углеводородов может стать высокотехнологичным
инновационным бизнесом, создающим основу для развития смежных отраслей. А
снижение негативного воздействия на окружающую среду и возможность
приблизиться к «зеленым» стандартам обеспечат ископаемому топливу уверенные
позиции даже в эпоху продвижения альтернативных источников энергии.
31
ВЫВОД
В курсовой работе, методом расчетов, для бурения данной скважины была
выбрана буровая установка БУ 5000/320ЭР. Для выбранной буровой установки
применяется следующее оборудование:
Крюкоблок – УТБК-5-320;
Кронблок – УКБ-7-500;
Лебёдка – ЛБУ-2000 ПС;
Буровая вышка – УМ45/400-Р;
Ротор – Р-560;
Вертлюг – УВ-450МА.;
Буровой насос – УНБТ-950 А.
Талевый канат- 35 мм.
Так же был выполнен конструктивный анализ ШСНУ и произведен
анализ
современной технологии, применяемой в нефтегазовой промышленности «УМНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ»
32
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1)
URL:
«Умные» технологии в нефтегазовой отрасли [Электронный ресурс],
http://www.controlengrussia.com/otraslevye-resheniya/umny-e-tehnologii-v-
neftegazovoj-otrasli/ (Дата обращения: 21.04.2017)
2)
Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) [Электронный
ресурс], URL: http://oilloot.ru/84-oborudovanie-truby-materialy-dlya-nefti-i-gaza/187shtangovye-skvazhinnye-nasosnye-ustanovki-shsnu (Дата обращения: 14.04.2017)
3)
Роторы
и
буровые
установки
[Электронный
ресурс],
URL:
http://neftegaz.ru/tech_library/view/2044-Rotory (Дата обращения: 13.04.2017)
4)
А.Э. Абанов , А.К. Смолина. Определение параметров оборудования
для спуско-подъемных операций и бурения. [Текст]: Методические рекомендации
к практическим расчетам. / –Архангельск.: Издательство АГТУ, 2006.
33
Скачать