Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения (стр. 7 из 8)
Рвиб=Рж=6,1 кН;
Рmax=Р’шт+Рж+Рвиб+Рин=16,3+6,1+3,9=32,4 кН;
Рmin=Р’шт – (Рвиб+Рин)=16,3-(6,1+3,9)=6,3 кН.
Тогда экстремальные нагрузки по скорректированным формулам А. С. Вирновского составят:
Рmax=Р’шт+Рж+Кдин в(Рвиб+Рин)=16,3+6,1+0,97(6,1+3,9)=32,1 кН,
Рmin=Р’шт-Кдин в(Рвиб+Рин)=16,3-0,93(6,1-3,9)=6,8 кН.
17. Оценим силы сопротивлений, возникающие при работе насосной установки.
Будем считать постоянным угол a и равным ≈5º (~0,087 рад), а азимутальным отклонением можно пренебречь.
Тогда силу механического трения штанг можно определить по формуле:
Ртр мех=Сштα(Рж+Р’шт)=0,25∙0,087(6,1+16,3)=0,49 кН,
где Сшт по данным В. М. Троицкого для νн=3∙10-6 м2/с можно принять равной 0,25.
Силу гидравлического трения рассчитаем по формуле А. М. Первердяна:
18. Рассчитаем напряжение в штангах по формулам:
МПа, 
МПа, 
МПа, 
МПа.Приведенное напряжение в точке подвеса штанг составляет соответственно:
по формуле И. А. Одинга:
МПа,по формуле М. П. Марковца:
МПа,Для штанг из стали 40 нормализованных предельно допускаемое приведенное напряжение составляет 70 МПа (по Одингу). Следовательно, для этих штанг условие обеспечения усталостной прочности не выполняется, так как [σпр]=70 МПа<σпр од =72 МПа.
Следовательно, можно либо подобрать штанговую колонну из штанг той же марки, но большего диаметра, например 19*22 мм, или сохранить конструкцию колонны, но выбрать штанги с более высокой усталостной прочностью, например, из стали 20 НМ, нормализованные с [σпр]=90 МПа по И. А. Одингу, [σпр]=74 МПа по М. П. Марковцу. В расчетах воспользуемся вторым вариантом.
19. Крутящий момент на кривошипном валу редуктора определим по формуле:
Mкр max=300S+0.236S(Рmax-Рmin)=300∙2.1+0.236∙2.1(32.1-6.8)103=13200 Н∙м.
20. Выберем станок-качалку. Предыдущими расчетами было установлено: Рmax=32.1 кН; (Mкр)max=13200 Н∙м; S=2.1 м; n=14.7 кач/мин.
Сравнивая расчетные данные с паспортными характеристиками станков-качалок находим, что этим условиям удовлетворяет станок-качалка СК4-2,1-1600, который и выбираем окончательно.
21. Рассчитаем энергетические показатели работы штанговой насосной установки.
Полезная мощность:
Вт.Коэффициент потери мощности на утечки:
Потери мощности в клапанных узлах:
Вт.Мощность, расходуемая на преодоление механического Iтр мех и гидродинамического Iтр г трения штанг, а также трения плунжера в цилиндре Iтр пл:
Вт. 
Вт. 
Вт.Затраты мощности в подземной части установки:
Вт.К. п. д. Подземной части установки:
Значения к.п.д. подземной части по этим формулам получились достаточно близкие.
Принимаем: ηэд=0,77, ηск=0,80, тогда общий к.п.д. установки:
Полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости:
Вт=45 кВт.Определим полную потребляемую мощность также по методике Б. М. Плюща и В. О. Саркисяна:
К1=6,0 для станка-качалки с грузоподъемностью 4 т,
Вт=6.1 кВт.Расхождение результатов расчета полной мощности по разным методикам составило около 15% от их среднеарифметической величины, что приемлемо для практических расчетов. Для расчета принимаем Iполн =6,1 кВт. По таблице IV.16 /6/ выбираем электродвигатель АОП-52-4 с номинальной мощностью 7,0 кВт.
Удельный расход энергии на подъем жидкости:
Дж/кг, 
кВт∙ч/т, 
кВт∙ч/т.Суточный расход энергии:
кВт∙ч.22. Определим эксплуатационные показатели и межремонтный период работы штанговой насосной установки.
Предварительно определим вероятную частоту подземных ремонтов, связанных с ликвидацией аварий со штанговой колонной по формуле А. С. Вирновского при R=0.75 и С’n=0.533:
рем/год,или по формуле:
рем/год.Результаты расчета по обеим формулам получились близкие, однако абсолютное значение γ оказывается больше, чем определяемое по фактическим данным для основных нефтяных месторождений.
Задаваясь числом ПРС, не зависящих от типоразмера оборудования и режима его работы, nпр определим вероятное общее число ПРС в течение года.
Для расчетов принимаем γ=2,5 рем/год, ηпр=1 рем/год:
Nрем =γ+nпр=2,5+1=3,5 рем/год /6/.
6. Безопасность и обслуживание ШСНУ в ООО НГДУ ”Октябрьскнефть” 
В процессе эксплуатации нефтяных месторождений возникают следующие виды опасностей: производственные опасности (внезапное разрушение оборудования, несущих конструкций, взрывы, пожары, аварийные утечки токсичных веществ); чрезвычайные ситуации; профессиональные вредности (чрезмерное мышечное и нервно-психическое напряжения отдельных органов и систем организма, монотонность труда, нерациональная рабочая поза, неблагоприятные метеорологические и другие условия); случаи травматизма; аварии и отравления.
6.1 Основные опасности и вредности возникающие в процессе эксплуатации месторождений в ООО НГДУ “ Октябрьскнефть”
На нефтепромыслах НГДУ “Октябрьскнефть” возможно возникновение следующих видов опасностей:
- поражение электрическим током;
- пожаровзрывоопасность;
- отравление нефтяными газами, различными ингибиторами;
- опасность травмирования движущимися частями оборудования, опасность травмирования транспортными средствами, спецтехникой, частями оборудования при работе со спецтехникой под высоким давлением;
- опасность ожогов при работе с паро-передвижной установкой.
Объекты цеха добычи нефти и газа (скважины, газозамерные установки, насосные, резервуарные парки и т. д.) являются взрывоопасными объектами, а при проведении работ по их обслуживанию и ремонту имеются опасности отравления нефтяными парами или газом, поражения электрическим током, падение с высоты и при передвижении по территории. Опасными факторами являются также высокое давление, под которым работают скважины и наземное оборудование, применение химических реагентов, различных растворителей, пара и горячей воды в технологических процессах. Опасными работами являются переключения задвижек в колодцах нефтесборных трубопроводов и замер уровня нефти в резервуарах.
Неблагоприятные метеорологические условия, работа на открытом воздухе могут отрицательно повлиять на здоровье рабочих. В осенне-зимний период года возможны переохлаждения, случаи отморожения и даже замерзания. Переохлаждение организма наблюдается чаще всего зимой.
6.2 Техника безопасности при эксплуатации ШСНУ
Опасность травмирования персонала при обслуживании скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, связана в основном с наличием движущихся частей станков-качалок и необходимостью выполнения различных операций по проверке технического состояния, изменению режима работы и ремонта наземного оборудования. К числу таких операций относится, работы по замене клиновидных ремней, снятию и установке канатной подвески, изменению длины хода и числа качаний балансира станка-качалки, а также по замене балансира, редуктора и других частей станка-качалки.
Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока.