бюджетное учреждение профессионального образования Ханты-Мансийского автономного округа – Югры «Мегионский политехнический колледж» (БУ «Мегионский политехнический колледж»)
МЕТОДИЧЕСКИЕ

РЕКОМЕНДАЦИИ

И

ЗАДАНИЯ

ПО

ВЫПОЛНЕНИЮ
КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ ДЛЯ ОБУЧАЮЩИХСЯ ЗАОЧНОГО ОТДЕЛЕНИЯ ПО ДИСЦИПЛИНЕ
«МДК.01.02 ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ»
для обучающихся по специальности 131018 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» 2015
Рассмотрено на заседании ЦМК технических дисциплин Протокол №__ от ________ г. ОДОБРЕНО Методическим советом БУ «Мегионский политехнический колледж» Протокол №__ от___________г
Олешкова Н.Б.

Методические

рекомендации

по

выполнению контрольной

работы

для обучающихся

заочного отделения по дисциплине «МДК.01.02

Эксплуатация

нефтяных

и

газовых

месторождений»

по

специальности 131018

«Разработка

и

эксплуатация

нефтяных

и

газовых месторождений» - Мегион, 2015-10с.

ВВЕДЕНИЕ Учебная дисциплина «МДК.01.02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» является дисциплиной основной профессио нальной образовательной программы по специальности. Данная дисциплина предусматривает изучение техники и технологии добычи нефти и газа, методов увеличения дебитов скважин и энергосберегающих технологий. В результате изучения дисциплины обучающийся должен знать:  строение и свойства материалов, их маркировку, методы исследования; классификацию материалов, металлов и сплавов; основы технологических методов обработки материалов;  геофизические методы контроля технического состояния скважины;  требования рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений;  технологию сбора и подготовки скважинной продукции;  нормы отбора нефти и газа из скважин и пластов;  методы воздействия на пласт и призабойную зону;  способы добычи нефти;  проблемы в скважине: пескообразование, повреждение пласта, отложения парафинов, эмульгирование нефти в воде и коррозию;  особенности обеспечения безопасных условий труда в сфере профессиональной деятельности;  правовые, нормативные и организационные основы охраны труда в нефтегазодобывающей организации. уметь:  определять свойства конструкционных и строительных материалов, горных пород и грунтов, осуществлять их выбор при сооружении и ремонте трубопроводов и хранилищ;  обрабатывать геологическую информацию о месторождении;  обосновывать выбранные способы разработки нефтяных и газовых месторождений;  проводить анализ процесса разработки месторождений;  использовать средства автоматизации технологических процессов добычи нефти и газа;  проводить исследования нефтяных и газовых скважин и пластов;  использовать результаты исследования скважин и пластов;  разрабатывать геолого-технические мероприятия по поддержанию и восстановлению работоспособности скважин;  готовить скважину к эксплуатации;  устанавливать технологический режим работы скважины и вести за ним контроль;  использовать экобиозащитную технику; При изучении курса «МДК.01.02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» обучающимся заочного отделения специальности 131018 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» выполняется контрольная работа. Задания для контрольной работы даны в 15 вариантах. Выполнению подлежит вариант, который соответствует порядковому номеру списка группы в алфавитном порядке. Выполнение контрольной работы является наиболее важной и ответственной стадией изучения предмета. Контрольная работа служит для закрепления пройденного материала и для проверки умения обучающихся применять теоретические положения на практике. К выполнению контрольной работы следует приступать после тщательного изучения теоретического материала, решения рекомендованных задач и проработки вопросов для самопроверки.
Не рекомендуется выполнять контрольную работу сразу; целесообразно, проработав определенную тему, решить соответствующую задачу. Контрольная работа выполняется в отдельной ученической тетради, желательно в клетку, или печатается на формате А4, шрифтом TimesNewRoman, размер шрифта 14. Следует условия задач полностью переписывать, оставлять поля шириной 25-30 мм для замечаний рецензента, а в конце тетради – 2-3 свободные страницы для рецензии; через строчку писать чернилами формулы и расчеты, а чертежи и схемы выполнять карандашом, с использованием чертежного инструмента, с необходимыми условными обозначениями и размерами; на графиках указывать масштаб. Условные обозначения должны соответствовать существующим ГОСТам. После получения работы с оценкой и замечаниями преподавателя надо исправить отмеченные ошибки, выполнить все его указания и повторить недостаточно усвоенный материа л. Если контрольная работа получила неудовлетворительную оценку, то обучающийся должен выполнить ее снова по прежнему или новому варианту, в зависимости от указания рецензента. При возникновении затруднений в выполнении контрольной работы обучающийся может обратиться к преподавателю для получения письменной или устной консультации.. Сдача зачета разрешается обучающимся, которые получили положительные оценки по всем контрольным заданиям.
Номера вариантов для контрольной работы по списку в журнале
№ вариантов 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 № вопросов 16 19 17 20 18 16 19 17 20 18 16 19 17 20 18 1 8 3 9 13 2 10 14 6 12 15 4 7 11 5 № задачи 3 2 4 3 1 2 5 4 2 5 1 5 3 1 4
1. Вопросы для проведения контрольной работы
1. Запорная и регулирующая арматура. Назначение, устройство и принцип действия кранов, задвижек и дросселей. 2. Насосно-компрессорные трубы. Типы и конструкции НКТ. 3. Штанговые насосные установки. Схема ШСНУ. Основные узлы и их назначение. 4. Штанговые скважинные насосы. Виды, назначение, устройство, и принцип действия ШГН. 5. Насосные штанги. Конструкция, размеры, маркировка насосных штанг и муфт. 6. Приводы штанговых скважинных насосов. Узлы СК назначение и устройство. 7. Устьевое оборудование скважин. 8. Установки электроцентробежных насосов. Схема УЭЦН. 9. Основные узлы УЭЦН. 10. Электроцентробежные скважинные насосы. Основные узлы и конструкция. 11. Погружные электродвигатели. 12. Гидравлическая защита ПЭД. Назначение, устройство и принцип действия протекторов и компенсаторов. 13. Назначение, устройство и принцип действия газосепаратора. 14. Эксплуатация УЭЦН. 15. Запуск и вывод на режим УЭЦН. 16. Назначение, устройство и принцип действия ГЗУ «Спутник» 17. Назначение, устройство и принцип действия ГЗУ «Мера»
18. Назначение, устройство и принцип действия ГЗУ «Дебит» 19. Назначение, устройство и принцип действия ГЗУ «Озна УМИ» 20. Назначение, устройство и принцип действия ГЗУ «Озна импульс»
2. Задачи для контрольной работы
Задача 1 Дано: - насос ЗИФ-Р-200/40 - частота вращение кривошипного вала 81 - допустимое разряжение в полости цилиндра 0,0266, МПа - плотность жидкости 1176 кг/куб.м - диаметр поршня 85 мм - длина хода поршня 140мм - диаметр всасывающей линии 75 мм - потеря напора на поднятие всасывающего клапана 0,5 м Определить высоту всасывания поршневого насоса. Задача 2 Дано: - Насос 9Т - Давление нагнетания 32 МПа - теоретическая подача 3 куб.дм/с - длина хода поршня 250 мм - частота двойных ходов в минуту 28 - Диаметр поршня 100мм Определить: усилия, действующие на шток и вдоль шатуна; величину полного крутящего момента; мощность и кпд насоса. Задача 3 Дано: Число ступеней сжатия 4 Диаметры цилиндров первой ступени 0,3 м Число цилиндров первой ступени 3 Длина хода поршня 0,16 Число ходов в минуту 600 Конечное давление 80*10 ⁵ Па Начальное давление 0,95*10 ⁵ Па Определить производительность насоса Задача 4 Дано: Глубина подвески насоса 1950 м Тип насоса НВ – 32-25-15 Число двойных ходов в минуту 6 Длина хода полированного штока 2,5м Диаметр штанг 19 мм (72%) Диаметр штанг 22 мм (28%) Тип НКТ 60-5 Определить фактическую подачу штангового насоса Задача 5
Дано: Глубина спуска насоса 1350м Идеальная подача 20,3 куб.м/сут Насос НВ1-32-25-15 Плотность жидкости 1050кг/куб.м Вес столба жидкости 11,2 кН Вес колонны штанг 41,3 кН Выбрать станок качалку; определить места установки уравновешивающих грузов; определить мощность приводного двигателя.
Рекомендации по выполнению задачи №1

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫСОТЫ ВСАСЫВАНИЯ ПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ
1. Общие сведения Под процессом всасывания понимается захват жидкости из приемной емкости и поступление ее в цилиндр насоса через всасывающий клапан. В большинстве случаев приемная емкость установлена ниже уровня насоса. Во время процесса всасывания, в цилиндре насоса и во всасывающей трубе создается разряжение, и под влиянием внешнего атмосферного давления Р 0 и разряжения внутри цилиндра Р ВС , жидкость из емкости поднимается в цилиндр, открывая всасывающий клапан. Работа всасывания определяется энергией, соответствующей разности этих давлений: P 0 P в pq Эта энергия расходуется на преодоление высоты всасывания, гидравлических потерь во всасывающем трубопроводе, преодоление сил инерции жидкости, а также поднятие всасывающего клапана. Общее уравнение всасывания: P 0 P в pq = H в + h w + h i + h k Степень разряжения в цилиндре Р В не может быть меньше упругости паров перекачиваемой жидкости, т.к. выделение газов и паров при этом приведет к срыву процесса нагнетания. Для подсчета высоты всасывания Н В , предлагается выражение, выведенное из условия, что гидравлические сопротивления во всасывающей линии достаточно малы, вследствие ее небольшой длины и прямолинейности. Основные же потери энергии, связаны с преодолением сил инерции жидкости во всасывающем трубопроводе. 2. Цели работы
2.1 Основная цель: научить вычислять значение высоты всасывания, исходя из параметров применяемого насоса и свойств перекачиваемой жидкости. 2.2 Вспомогательные цели: определение факторов, влияющих на высоту всасывания, выполнения схемы расположения насосов относительно приемной емкости. 3. Методические указания выполнения работы 3.1 Исходные данные:  тип насоса  частота вращения кривошипного вала насоса n, мин -1  допустимое разряжение в полости цилиндра P в , Мпа  диаметр D в и длина l в всасывающей линии, м  диаметр цилиндра D ц и длина хода поршня S насоса, м  плотность, перекачиваемой жидкости p кг/м 3  потери напора на поднятие всасывающего клапана h k , м
Рекомендации по выполнению задачи №2

ОПРЕДЕЛЕНИЕ УЧИЛИЙ В ОСНОВНЫХ ДЕТАЛЯХ ПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ
1. Общие сведения Поршневые и плунжерные насосы по принципу действия относятся к гидравлическим машинам жесткого типа, т. е. их подача не зависит от давления и нагнетаемой линии, а зависит только от размеров рабочей камеры. Поэтому нагрузка, приходящаяся на детали кривошипно-шатунного механизма определяется развиваемым насосом давлением и площадью поперечного сечения поршня (плунжера). Эта нагрузка имеет достаточно большое значение и от нее зависят параметры и исполнение приводной части поршневых и плунжерных насосов. Так как в процессе курсового и дипломного проектирования студентам приходиться выполнять проверочные, а иногда и проектировочные расчеты, то имеется целесообразность выполнять практическую работу по определению нагрузок на узлы и детали кривошипно-шатунного механизма. В данной практической работе предлагается определять нагрузкидействующие на шток, шатун, направляющие ползуна и кривошип. 2. Цели работы 2.1 Основная цель: научить студента правильно определять численное значение и характер действующих нагрузок. 2.2 Вспомогательные цели:  закрепить материал по конструкции поршневых и плунжерных насосов;  углубить значение условий работы деталей кривошипного-шатунного механизма насосов. 3. Методика решения задачи 3.1 Исходные данные: В данном случае исходными данными являются: - тип насоса, - развиваемое насосом давление, - размеры поршня (плунжера), - размеры деталей кривошипно-шатунного механизма. 3.2 Ход решения задачи Вычерчивается кинематическая схема кривошипно-шатунного механизма с указанием направления усилий.
В данной работе предлагается производить упрощенный расчет, т. е. не учитывая усилий, необходимых на преодоление сил инерции и трения в ползуне, уплотнениях поршня и штока. Усилия вдоль штока Р шт = Р н +Р тр где Р н – сила создаваемая давлением нагнетания Р н =р н *F п ; где Р тр – суммарная сила трения обычно принимается равной 10…15 % от силы Р н . В шарнирном соединении шатуна с ползуном Р шт разлагается на две составляющих: сила Р ш действует вдоль шатуна, сила Р п действует на параллели ползуна. где β – угол отклонения шатуна от горизонтального положения. Р п = Р шт *tg β Из этих выражений следует, что максимальное значение Р ш и Р п возникает при наибольшем значении угла β, т. е. при угле поворота кривошипа на угол 90 градусов, тогда для определения этих тригонометрических функций вводится обозначение и оно имеет значение как правило 1/5…1/6. Сила, направленная вдоль шатуна в т. А разлагается на две составляющие N и T: N – направлена вдоль кривошипа и воспринимается подшипниками кривошипного вала. T – направлена перпендикулярно кривошипу и создает крутящий момент на кривошипном валу. Силы определяются следующим образом: N = Р ш *cosφ; T = Р ш *cos φ Здесь ввиду небольшого значения угла β, им пренебрегается. Определив величину тангенциального усилия Т, можно определить величину крутящего момента и мощность на кривошипном валу и сравнить ее с мощностью, определяемой из значений подачи и развиваемого давления по следующим формулам: М кр = Т*r; N кр = М кр *ω; N r = Р кр *Q
Рекомендации по выполнению задачи №3


ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ПОРШНВЫХ КОМПРЕССОРО.

РАБОТЫ НА СЖАТИЯ ЕДИНИЦЫ МАССЫ ГАЗА И ЭФФЕКТИВНОЙ

МОЩНОСТИ
1. Общие сведения На нефтяных промыслах достаточно широко используется энергия сжатого воздуха или газа. Для сжатия газов используются машины, которые называются компрессорами. В частности компрессоры необходимы при компрессорной газлифтной эксплуатации скважин, для обеспечения сбора попутного нефтяного газа, в процессе освоения скважин, обеспечения пневматических систем сжатым воздухом и т.д. Все компрессоры по принципу действия разделены на две категории:  компрессоры объемного действия (поршневые и винтовые);  компрессоры динамического действия (центробежные, осевые). Основными параметрами компрессоров являются производительность, развиваемое давление, и эффективная мощность. По этим параметрам производится выбор компрессорных машин для различных условий эксплуатации. Производительность компрессоров объемного типа зависит от размера рабочих полостей периодичности их заполнения и опорожнения. Производительность динамических компрессоров определяется размерами рабочих колес и частотой вращения ротора. Давление, развиваемое поршневыми компрессорами может быть сколь угодно высоким, но оно ограничивается температурой газа в конце сжатия. Поэтому, для получения высоких давлений используют многоступенчатое сжатие. В этом случае сжимаемый газ последовательно проходит через несколько цилиндров (ступеней), охлаждаясь в межступенчатых теплообменниками. Основной характеристикой ступени является степень сжатия. Для поршневых и винтовых компрессоров максимальное значение степени сжатия может достигать 5…6. В центробежных компрессорах высокое давление достигает аналогично, но т.к. у них степень сжатия ступени очень незначительная, то требуется гораздо большее количество ступеней. Полезная мощность, развиваемая компрессором, определяется работой, затраченной на сжатие единицы массы и его производительностью. Т.к. процесс сжатия происходит в условиях частичного теплообмена с окружающей средой, то работа определяется по политропическому циклу: pV m = const, где m – показатель политропы. В этой практической работе прелагается произвести расчет по поршневым многоступенчатым компрессорам, описание принципа действия которых широко представлено в учебниках и которые широко используются в технологических процессах. 2. Цель работы Научить определять численное значение рабочих параметров компрессора, в зависимости от его конструкции размеров. 3. Ход решения задачи 3.1 Исходные данные:  конечное давление P z , МПа  начальное давление P o , МПа  диаметр цилиндров Iступени D I , мм  число цилиндров I ступени  длина хода поршня S, мм  число ходов поршня n, мин -1 Фактическая производительность компрессоров:
Q ф = λ v * F 1 * S * n * I * к; м 3 /с где λ v – объемный коэффициент подачи, зависящий от объема вредного пространства λ v = 1 − ε ( τ 1 m − 1 ) где τ – степень сжатия τ = z √ Ρ z Ρ 0 где ε – относительный объем вредного пространства равный 0,05…0,06 I – число цилиндров I ступени K–кратность действий цилиндров Работа политропического сжатия ед. массы газа: L пол = z m m − 1 ⋅ P 0 V 0 ( τ m − 1 m − 1 ) Работа на сжатие ед. массы воздуха при политропическом цикле: L пол = z m m − 1 P 0 V 0 ( τ m − 1 m − 1 ) V 0 = RT 0 P 0 - удельный объем воздуха Т 0 =293К, R=292,7 Дж/кг град V 0 = 293,7 ∗ 293 0,95 ∗ 10 5 = 0,9 м 3 / кг L пол = 1,25 1,25 − 1 ∗ 0,95 ∗ 10 5 ∗ 0,9 ( 3,03 1,25 − 1 1,25 − 1 ) = 425 кДж / кг Эффективная мощность: N эф = Q m L пол η пол ¿ η пол Q m = Q ф V 0 = 0,315 0,9 = 0,35 – массовая производительность N эф = 0,35 ∗ 425 ∗ 10 3 0,9 ∗ 0,85 = 194,2кВт Принципиальная схема расположения цилиндров уомпрессора.
где z – число ступеней сжатия V 0 – удельный объем сжимаемого воздуха, приведенному к условиям всасывания V 0 = RT 0 P 0 м 3 /кг где R=292,7 дж/кг град – универсальная газовая постоянная. Эффективная мощность компрессора N эф = Q m L пол η пол ¿ η пол ; кВт где η пол =0,9 политропический КПД, η мех = 0,85 механический КПД Произведения расчеты, студент изображает принципиальную схему расположения цилиндров и теплообменников, указанного в задании компрессоров.
Рекомендации по выполнению задачи №4

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКОЙ ПОДАЧИ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ

НАСОСОВ
1. Общее сведения Штанговый насосный способ эксплуатации является самым распространенным способом добычи нефти на месторождениях. Основными достоинствами этого метода являются сравнительная простота оборудования, малая зависимость режима работы оборудования от физико-химических свойств жидкости, возможность регулирования режима работы установки в широких пределах. Одним из главных параметров, характеризующих работу скважины, в том числе и оборудованной ШСНУ, является суточная подача (дебит). Поэтому предлагается произвести расчет фактической подачи штангового насоса в зависимости от конкретных условий их применения. Для откачки жидкости из скважин в основном используются вертикальные плунжерные насосы простого действия с проходным плунжером. Определение подачи такого типа насосов изучалась в разделе №1 достаточно подробно. Но главная особенность штанговой установки заключается в том, что связь между приводом и насосом осуществляется через колонну стальных штанг, имеющих длину свыше одного километра. Существует достаточно большая разница между длиной хода верхней штанги, соединенной с приводом и длинной хода плунжера насоса. Эта разность длин ходов обусловлена упругой
деформацией колонны штанг под действием веса столба жидкости в колонне насосно- компрессорных труб. Это можно наблюдать на индикаторной динамограмме, отражающей изменение нагрузки в точке подвеса штанг станка-качалки в течение одного двойного хода. На рисунке приняты следующие обозначения: Р ш - вес колонны штанг; Р ж - вес столба жидкости в колонне НКТ; l ш - деформация колонны штанг; l Т - деформация колонны НКТ; S 0 - длина хода полированного штока; S - длина хода плунжера. Точка "а" соответствует концу хода плунжера вниз, всасывающий клапан на цилиндре закрыт, следовательно колонна НКТ нагружена весом столба жидкости, а колонна штанг освобождена от этой нагрузки. Точка "б" начало хода вверх, когда всасывающий клапан открыт, а нагнетательный на плунжере закрывается, при этом нагрузка от веса столба жидкости передается с колонны труб на колонну штанг. Колонна НКТ укорачивается на величину λ т , а колонна штанг удлиняется на величину λ ш . Деформации происходят в пределах упругости и определяются по закону Гука:
λ = λ

ш

+ λ

т

=
P жH сп E ( 1 f ш + 1 f т ) где H СП – глубина подвески насоса Е – модуль упругости Юнта f ш , f т – площади поперечных сечений тела штанг и труб соответственно. Аналогичная ситуация происходит и при ходе вниз только в обратном порядке. Точка "С" конец xoда вверх, точка "а" начало хода вниз. Всасывающий клапан закрывается и колонна НКТ нагружается весом столба жидкости и соответственно удлиняется на величину λ Т , нагнетательный клапан открывается и колонна штанг разгружается и укорачивается па величину λ Ш. Следовательно, разница в длинах ходов полированного штока и плунжера без учета других факторов будет определятся:
S

п

= S

o

– (λ

ш

+ λ

Т

)
В паспортных данных скважинных насосов указывается идеальная подача насоса, исходя из максимальной длины хода плунжера, полированного штока и десяти двойных ходов в минуту. В конкретных условиях длина хода плунжера определяется выбранной длиной хода головки балансира станка-качалки, числом двойных ходов, деформацией труб и штанг, а также коэф. Наполнения насоса. Следовательно, фактическая подача штанговой установки будет определяться:
Q

ф

= 1440F

п

* (S

0

– λ) * n * h

0
где F п – площадь поперечного сечения плунжера насоса
h 0 – объемный коэффициент подачи, учитывающий степень наполнения цилиндра насоса, утечки в зазоре плунжер – цилиндр и клапанах. 2. Цели работы 2.1 Основная цель: обеспечить знание принципа действия скважинного насоса и факторов, влияющих на его производительность 2.2 Вспомогательные цели:  научить определить фактическое значение подачи ШСНУ в зависимости от конкретных условий режима работы установки;  обеспечить возможность сравнения фактической и идеальной подач ШСНУ 3. Методика решения задач Исходные данные:  H СП , м- глубина подвески насоса  тип насоса  n, мин -1 – число двойных ходов  S 0 , м – число хода полированного штока  d ш , мм – диаметр штанг в колонне НКТ  размер НКТ Вес столба жидкости, действующий на плунжер насоса, а следовательно и на колонну штанг (по рекомендации Адонина А.Н.)
Р

ж
=
F

п

* r * q * H

СП

, м
Величина деформации колонны г=штанг НКТ: λ = λ ш + λ Т = Р ж ∗ H СП Е ( 1 f ж + 1 f т ) где E = 2,1*10 11 Па – модуль упругости первого рода Если колонна штанг ступенчатая, то необходимо определить среднюю площадь поперечного сечения колонны f ш ср = 1 E 1 f ш 1 + E 2 f ш 2 + … + Е n f ш n где Е – часть колонны штанг в сотых долях Фактическая подача штангового насоса: Q ф = 1440F п (S 0 - λ )n* η 0 , м 3 /сут
Рекомендации по выполнению задачи № 5

ВЫБОР СТАНКА-КАЧАЛКИ, ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА УСТАНОВКИ

УРАВНОВЕШИВАЮЩИЙ ГРУЗОВ, ПОДСЧЕТ МОЩНОСТИ ПРИВОДНОГО

ДВИГАТЕЛЯ
1. Общие сведения Выбор оборудования для штанговой насосной установки может производиться как графическим, так и аналитическим способом. В данной практической работе нужно выбрать тип индивидуального привода (станка-качалки), используя графический метод. Графический метод предполагает применение диаграмм АзНИИ, которые имеются в паспортах станков- качалок. Для выбора типа станка-качалки необходимо воспользоваться исходными данными и результатами расчетов практических работ №7 и №8.
Сущность уравновешивания станков-качалок, заключается в обеспечении равномерной загрузки редуктора и приводного двигателя при ходе вверх и при ходе вниз. Эта необходимость обусловлена тем, что при ходе вверх редуктор и двигатель нагружены положительным моментом для подъема колонн штанг и столба жидкости в НКТ. При ходе головки балансира вниз колонна штанг "тянет" балансир вниз следовательно редуктор и двигатель нагружены отрицательным моментом. Такой режим работы двигателя и редуктора является ненормальным и приходит к резкому снижению работоспособности как редуктора, так и двигателя. Изменение крутящего момента на кривошипном валу редуктора, а, следовательно, и на валу двигателя происходит по синусоиде и в неуравновешанном станке- качалке выглядит следующим образом (рис.10). С целью выравнивания нагрузки на редуктор и двигатель, необходимо произвести процесс уравновешивания, заключающийся в том, что при ходе вниз редуктор и двигатель нагружаются до3полнительными уравновешивающими грузами, устанавливаемыми или на балансире (у СК малой грузоподъемности) или на кривошипах (у СК большой грузоподъемности). Величина уравновешивающих грузов главным образом определяется половиной веса столба жидкости и весом колонны штанг: Q ур = P ж 2 + P ш Так как при эксплуатации используются станки-качалки средней и большой грузоподъемности, то задача уравновешивания сводится к подсчету значения уравновешивающего момента и определения по специальным графикам места установки грузов на кривошипах и их количества . В правильно уравновешенном станке-качалке график изменения крутящего момента имеет следующий вид (см. рис.11).
Из графика видно, что даже в правильно уравновешенном станке-качалке не исключены значения отрицательных нагрузок возникающих в моменты изменения направления хода. Они обусловлены (динамическими) нагрузками. Место установки противовесов на кривошипах определяется по графикам, имеющимся в паспортах станков-качалок. При подсчете мощности приводного двигателя, необходимо учитывать характер изменения крутящего момента, и по рекомендациям АзНИИ мощность определяется по величине средне-квадратичного значения крутящего момента. Но так как это довольно сложно выполнимо, предлагается подсчитывать мощность по формуле Ефремова Д. B.: N = 0,0409 π D H 2 Sn p ж H ( 1 − η H η ск η H η ск + η ) ∗ К ; Вт СОДЕРЖАНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ ТЕМА 3. ФОНТАННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ. Основы и условия естественного оптимального фонтанирования скважин. Минимальное забойное давление и предельная обводненность при фонтанировании. Расчет процесса фонтанирования. Повышение эффективности и продление процесса фонтанирования. Регулирование работы фонтанных скважин Осложнения при работе фонтанных скважин. Оборудование фонтанных скважин. Контрольные вопросы: 1.Что подразумевается под давлением насыщения? 2.Каким образом регулируется работа фонтанных скважин? 3.Какие осложнения бывают при работе фонтанных скважин? ТЕМА 4. ГАЗЛИФТНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ
Принцип действия газлифтных скважин. Расчет и методы снижения пускового давления. Оборудование газлифтных скважин. Контрольные вопросы: 1.Какие существуют типы газлифтной эксплуатации? 2.Какие существуют методы снижения пускового давления газлифтной скважины? ТЕМА 5. ДОБЫЧА НЕФТИ СКВАЖИННЫМИ ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ Схема работы штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ). Оборудование устья скважины, типы станков-качалок. Подземное оборудование, типы применяемых насосов, их характеристики. Методика расчетов для выбора оптимального оборудования. Негативные факторы и методы борьбы с ними. Динамометрирование. Эксплуатация штанговых насосов с гидроприводом. Эксплуатация скважин штанговыми винтовыми насосными установками. Контрольные вопросы: 1. Какие существуют типы ШСНУ и в чем их принципиальное отличие? 2. Какими технологическими параметрами регулируется подача насоса? 3. Какие факторы влияют на уменьшение теоретической подачи насоса? 4.Задачи, решаемые с применением динамометра и эхолота. 5.Какие применяются методы борьбы с парафино-, солеотложениями? 6. Какие применяются методы борьбы с пескопроявлением и высоким газавым фактором? ТЕМА 6. ДОБЫЧА НЕФТИ БЕЗШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ Схема установки погружных, электрических центробежных насосов (УЭЦНМ). Оборудование устья скважины. Устройство и технические характеристики УЭЦНМ. Методика подбора УЭЦНМ для скважины. Автоматизация и контроль параметров работы. Пуск УЭЦНМ и вывод на режим после ремонта. Влияние газа и применение газосепараторов. Мероприятия, обеспечивающие увеличение межремонтного периода. Другие виды безштанговых насосов. Контрольные вопросы: 1. По каким критериям оценивается область применения УЭЦН? 2. В какой последовательности расположены основные элементы насоса, их назначение? 3. Перечислите технические характеристики и классификацию УЭЦН. 4. По каким параметрам работы скважины производится подбор УЭЦН? 5. По каким параметрам осуществляется контроль работы УЭЦН? 6. Что подразумевается под автоматизацией скважин оборудованных УЭЦН? 7. Схема вывода УЭЦН на режим после ремонта. 8. Для чего применяют газосепаратор? 9. Какие применяют мероприятия, обеспечивающие увеличение межремонтного периода?
10. Область применения других видов безштанговых насосов. ТЕМА 7. ОСОБЕННОСТИ ДОБЫЧИ ГАЗИ И КОНДЕНСАТА Особенности конструкций газовых скважин. Гидратообразование и его предупреждение. Исследование газовых скважин. Безопасное ведение работ при эксплуатации газовых скважин. Способы предупреждения и ликвидации газовых фонтанов. Контрольные вопросы: 1. Особенности конструкций газовых скважин 2. Назовите причины гидратообразования. 3. Назовите методы предупреждения гидратных отложений. 4. Назовите способы предупреждения и ликвидации газовых фонтанов. ТЕМА 8. РАЗДЕЛЬНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА ИЗ ДВУХ И БОЛЕЕ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ. Сущность ОРЭ нескольких пластов одной скважиной. Выбор объектов. Оборудование для раздельной эксплуатации. Особенности мероприятий техники безопасности Контрольные вопросы: 1. Сформулируйте сущность ОРЭ 2. Охарактеризуйте схемы ОРЭ 3. Наземное и подземное оборудование при ОРЭ ТЕМА 9.ОСОБЕННОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ МОРЯ, БОЛОТ И ЗАТОПЛЯЕМЫХ ТЕРРИТОРИЙ. Современное техническое состояние разработки и эксплуатации нефтяных и газовых скважин на месторождениях континентальных шельфов. Гидротехнические сооружения, возводимые на море. Борьба с коррозией оснований. Сбор и транспорт продукции на морских месторождениях. Ремонтные работы. Организация обслуживания скважин и установок. Техника безопасности при эксплуатации скважин. Контрольные вопросы: 1. Назовите особенности сооружения скважин в заболоченной местности. 2. Назовите способы борьбы с коррозией оснований. 3. Назовите особенности сбора и транспорта продукции на морских месторождениях. ТЕМА 10. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТОВ СКВАЖИН Насосные установки для промывки скважин, их типы, кинематические схемы, устройство, технические характеристики. Вертлюги эксплуатационные, их типы, назначение и конструкция. Оборудование устья скважины при промывке. Конструкция оборудования для депарафинизации, его технические характеристики, правила эксплуатации.Передвижные парогенераторные установки ПНУ А-1200/100 и агрегаты для депарафинизации скважин (типа АДП), их принципиальные схемы, технические характеристики, конструкция основных узлов. Правила эксплуатации оборудования для депарафинизации. Конструкция основного оборудования для проведения гидрав лического разрыва пласта и правила его обслуживания в соответствии с техникой безопасности. Комплекс оборудования для гидравлического разрыва пласта. Насосные установки УН1-630-700А, пескосмесительные установки УСП-50, их комплектность, технические характеристики,
кинематические схемы, конструкция. Блок манифольда. Автоцистерны, их типы, конструкция, технические характеристики. Оборудование устья скважины при гидроразрыве пласта. Пакеры, якори и гидроперфораторы; назначение, типы и конструкция. Техническое обслуживание и безопасная эксплуатация оборудования для гидроразрыва пласта. Конструкция и технические характеристики установок. Насосные установки УНЦ-160х500К и УНЦ2-160x500, установки типа АКПП и КП-6,5, их конструкция, кинематические схемы, технические характеристики. Конструкция и технические характеристики установок для исследования и производства скважинных работ. Оборудование устья скважины для проведения скважинных работ. Контрольные вопросы: 1. Назовите назначение и область применения методов воздействия на призабойную зону пласта. 2. Назовите классификацию методов воздействия на призабойную зону пласт 3. Технология проведения кислотных обработок. 4. Технология проведения ГПП. 5. Промывочные агрегаты. Устройство и техническая характеристика. 6. Технология проведения теплового воздействия. 7. Технология и агрегаты для проведения ГРП. 8. Насосные и пескосмесительные агрегаты. 9. Автоцистерны и их характеристика. 10. Скважинное и устьевое оборудование. 11. Агрегаты для депарафинизации скважин. 12. Оборудование, химические реагенты и материалы для СКО. 13. Агрегаты и их характеристика. 14. Парогенераторные установки и электронагреватели. ТЕМА 11. ТЕХНОЛОГИЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН Виды и классификация подземных ремонтов. Комплекс подготовительных работ. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. Агрегаты для ремонта скважин. Ремонт фонтанных скважин. Ремонт компрессорных скважин. Технология ремонта скважин, оборудованных ШСНУ. Технология ремонта скважин, оборудованных УЭЦН. Глушение и промывка скважин. Контрольные вопросы: 1. Показатели эффективности ремонта скважин. 2. Классификация видов ремонта и операций в скважине. 3. Основные узлы талевой системы. 4. Назначение и конструкция основных узлов талевой системы. 5. Расчет талевой системы. 6. Назначение и конструкция элеваторов, спайдеров, ключей. 7. Назначение и конструкция роторной установки. 8. Назначение, виды и конструкция подъемных лебедок. 9. Назначение, виды и конструкция вертлюгов. 10. Назначение конструкция винтового забойного двигателя. 11. Назначение, виды и конструкция превенторов. ТЕМА 12. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР И ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. Задачи охраны недр.
Охрана недр и окружающей среды при эксплуатации скважин, при воздействии на ПЗП, при ТРС и КРС , при освоении скважин. Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных и газовых промыслах. ЛИТЕРАТУРА ОСНОВНАЯ 1. Билалова Г. М. Применение новых технологий в добыче нефти. - Волгоград: Издательский Дом «ИН-ФОЛИО», 2012. 2. Захаров Б. С. Специальные типы штанговых насосов. - Волгоград: Издательский Дом «ИН-ФОЛИО», 2011. 3. Ивановский В. Н. Эксплуатация и ремонт машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов. - М.: Нефтегаз, 2012 4. Карелин В. Я. Насосы и насосные станции. - М.: Издательский Дом «Бастет», 2011. 5. Молчанов А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Изд. дом "Альянс", 2014. 6. Петрухин С. В. Справочник по газопромысловому оборудованию - М.: Инфра - Инженерия, 2012. 7. СнаревА. И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа. - М.: Инфра - Инженерия, 2013. 8. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти и газа. - М.: Издательский дом "Альянс", 20011. ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ 1. Ермоленко А. Д. Автоматизация процессов нефтепереработки. - СПб.: Профессия, 2012. 2. Зозуля П. Г. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин. - М.: Академия, 2013. 3. Калиниченко А. В. Справочник инженера по контрольно-измерительным приборам и автоматике. – М.: Нефть и Газ , 2011. 4. Масловский В. В. Основы технологии ремонта газового оборудования и трубопроводных системах. - СПб.: Профессия, 2012. 5. Медведев В.Т. Охрана труда и промышленная экология.- М.: Академия, 2013. 6. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ-08-624-03. – СПб.: ДЕАН, 2011, 2013