Измерение технологических параметров длинноходовых глубинно-насосных установок

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.

Датчики усилия разработаны и выпускаются трех типов и отличаются формой выходного сигнала:

- 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»

Характеристика счетчика	Значение
Измеряемая среда	Нефть
Температура, °С	5-50
Вязкость, мм2/с	1-20
Диаметр условного прохода, мм	80
Пропускная способность, м3/ч	140
Пределы допускаемой основной относительной погрешности в диапазоне расходов 20-100%	±0,15

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

Характеристика	Значение
Количество выходов	8
Тип выходов	Транзисторный, с открытым стоком
Максимальный ток нагрузки выходов, А	1 (продолжительная работа ) 5 (импульс 300 мкс, скважность 50)
Напряжение выходной нагрузки, В, не более	50 (постоянный ток)
Количество дискретных входов	12
Уровень напряжения сигнала дискретных входов, В - логический «0» - логическая «1»	0...0,8 2,2...напряжение питания
Максимальная частота по входам, Гц	500
Разрешение аналоговых входов, бит	10
Последовательные порты	1 - RS-485, 1 - RS-422
Встроенный протокол	Modbus RTU SB-2
Расширение, каналов, не более	256 каналов
Шина расширения	RS-485 или RS-422
Память программ управления, Кбайт	132
Память данных, Кбайт	32
Цикл опроса, мс	1
Часовой таймер	Встроен
Жидкокристаллический экран	Монохромный, 4 строки х 20 символов, LED-подсветка
Напряжение питания постоянного тока, В	24
Рабочее напряжение, В	18…36
Энергопотребление постоянного тока, Вт, не более	4

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 н = 1м/с, коэффициент подачи насоса б = 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;

б - 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 н₀ = 0 м/с, разгон до скорости н = 1 м/с происходит за 5 с. За такое же время происходит торможение плунжера с н = 1 м/с до н₀ = 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;

н - скорость равномерного движения плунжера, м/с;

н₀ - 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;

н₀ - 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;

н - 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 н = 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;

н - 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;

б - 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;

б - коэффициент подачи насоса;

h - длина хода плунжера, м;

н - 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.

4.1 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;

б - коэффициент подачи насоса;

h - длина хода плунжера, м;

н - 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.

б - коэффициент подачи насоса;

h - длина хода плунжера, м;

f₁ - площадь поперечного сечения первого плунжера, м²;

f₂ - площадь поперечного сечения второго плунжера, м²;

н - 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 н = 1 м/с, коэффициент подачи насоса б = 0,8) и рисунок 4.3.

Даны две скважины, характеристики которых указаны в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Характеристики скважин

Характеристики	1-я скважина	2-я скважина
Дебит, м3/сут	40	10
Глубина, м	1006	1082
Динамический уровень, м	500	300

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

Характеристики	1-я скважина	2-я скважина
Дебит, м3/сут	30	20
Глубина, м	1006	1082
Динамический уровень, м	500	300

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.

Рисунок 4.7 - Графики зависимостей Q₁ = f(h, h_дин) и Q₂ = f(h, h_дин)

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 н = 1 м/с, коэффициент подачи насоса б = 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.

4.2 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;

б - коэффициент подачи насоса;

h - длина хода плунжера, м;

н - 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;

б - 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;

н - 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 н = 1 м/с, коэффициент подачи насоса б=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.

5.1 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/мі 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

Наименование вещества	Предельная допустимая концентрация, мг/мі	Класс опасностей	Температура, ?С	Объемная доля предела взрываемости, %
	в рабочей зоне	в населенном пункте		вспышки	самовоспламенения	НПВ	ВПВ
Нефть сырая	300	-	4	-35-45	260-375	1,1	6,4
Газ попутный	100	-	4	-	405-580	6,0	13,5
Окислы азота (в пересчете на O2)	5,0	-	3	-	-	-	-

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.

5.2 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).