Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ СООТНОШЕНИЯСтр 1 из 5Следующая ⇒
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт природопользования Кафедра нефтегазового дела МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
по выполнению курсовой работы по дисциплине «Нефтегазопромысловое оборудование» для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело
Ханты-Мансийск, 2016
УДК
Методические указания к выполнению курсовой работе по дисциплине «Нефтегазопромысловое оборудование» для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело, Югорский государственный университет. – Ханты-Мансийск, 2016. – 36 с.
Учебно-методические рекомендации рассмотрены и рекомендованы к изданию на заседании кафедры нефтегазового дела 17.03.2016 года, протокол № 6.
Составители: В.В. Бабарыкин, к.т.н., доцент кафедры нефтегазового дела
Оформитель: А.М. Якупова, техник кафедры нефтегазового дела
«Югорский государственный университет», 2016 г.
СОДЕРЖАНИЕ
ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ СООТНОШЕНИЯ Выбор схем фонтанной арматуры
Для низких и средних давлений (7 - 35 МПа) рекомендуют применять тройниковую фонтанную арматуру, для средних и высоких давлений (35 – 105 МПа) крестовую арматуру. Скорости движения жидкости или газа в тройниках, крестовинах и запорных устройствах, при определении диаметра проходного сечения фонтанной арматуры, должны находиться в пределах 0, 5 – 5 м/с. При наличии значительного количества механических примесей (свыше 100 мг/л) в продукции скважины необходимо предусматривать дополнительные (резервные) отводы. При выборе запорных устройств необходимо руководствоваться тем, что для низких давлений (7 – 14 МПа) применяются пробковые краны, при более высоких давлениях - прямоточные задвижки. Толщину стенок цилиндрических частей элементов фонтанной арматуры рассчитывают по зависимости
где Dвн – внутренний диаметр цилиндрической части арматуры; р - рабочее давление; [σ р] - допустимое напряжение на растяжение материала арматуры; Δ S - увеличение толщины, учитывающее коррозию металла за время эксплуатации фонтанной арматуры. Δ S = Δ St t где Δ St - уменьшение толщины стенки от коррозии в год; t - срок службы арматуры.
Методика расчета фланцевых соединений фонтанной арматуры
Из условия эксплуатации скважин (давление, дебит, содержание песка, температура и др.) выбирают схему арматуры, диаметр проходного отверстия, размер фланцев. По известным размерам фланца выбирают из приложения размер прокладки. Выполняют предварительный расчет фланца на прочность по первому варианту соединения фланцев. Если все полученные данные соответствуют требованиям, то определяют размеры шпилек и потребное количество их и расчет на этом заканчивают. При больших давлениях надо обеспечивать работу соединения по второму варианту для уменьшения напряжений в элементах соединения фланцев. Определение толщины тарелки фланца. где: F - сумма расчетных коэффициентов; δ 1 - расчетная толщина прокладки; nф - коэффициент запаса прочности фланца, принимается 2, 5; Dв - диаметр проходного отверстия фланца; σ Тф - предел текучести материала фланца; ψ ΄, ψ ΄ ΄ - коэффициенты, зависящие от aр, принимаются по графику (рис. 1). Коэффициент aр определяется по формуле где Dнр - расчетный диаметр фланца, определяется по формуле где: Dн - наружный диаметр фланца; z - число шпилек; d - диаметр отверстия под шпильки. Сумма расчетных коэффициентов F определяется по формуле последующие члены (А3, А4 и т.д.) суммы бесконечно малы и поэтому не учитываются. где: b - толщина прокладки; Dнп - внешний диаметр прокладки;
Расчет шпилек на прочность. Внутренний диаметр резьбы шпильки определяют с учетом изгибающих напряжений и упругопластических деформаций по формуле где: n - коэффициент запаса прочности шпильки, принимается 3¸ 5; F0 - площадь круга диаметром Dнп. Полученный размер округляют до ближайшего из приложения 1, без снижения коэффициента запаса прочности. Рисунок 2. График функций
Расчет запорных устройств. Пробковые краны Наибольшее усилие среды, действующее на пробку крана, Qср = р · Fупл где р – рабочее давление. Площадь уплотнительной поверхности Fупл » Dк · Н, где Н – высота рабочей части пробки, Dк – средний диаметр пробки крана. Если D1 – максимальный, а D2 – минимальный диаметр пробки в уплотнении, то Dк » 0, 5 (D1 + D2). Усилие среды прижимает пробку к корпусу и создает силу трения Тк = fк · Qср , где fк - коэффициент трения пробки о корпус, равный 0, 1. Момент, необходимый для поворота пробки крана, Мк = Мп + Мс. Здесь Мп – момент трения пробки в корпусе, Мп = 0, 5Тк Dк = 0, 5 fк · Qср Dк. Момент трения в сальнике Мс может быть определен по формуле Мс = 0, 5 р p d2c hм m где hм – высота манжеты; m - коэффициент трения манжеты о шпиндель, m » (0, 05 + 0, 08). Прямоточные задвижки. Если уплотняемая среда находится слева, то левый шибер не нагружен, усилие Q1 на шпиндель передается лишь через правый шибер. С учетом выталкивающей силы Ро усилие на штоке задвижки будет Q1 = Qср f + Ро где f – коэффициент трения, равный 0, 1 Qср = 0, 25 p Dк2 р Ро = 0, 25 p р dс2 где Dк – средний диаметр уплотнения шибера задвижки, Dк = 0, 5(Dв + Dн), Dв – диаметр уплотнения внутренний, Dн – диаметр уплотнения наружный, dс – диаметр шпинделя. Момент для открывания и закрывания задвижки определяют как сумму: Мкр = М1 + М2 + М3 где М1 – момент трения в резьбе гайки; М1 = 0, 5 Q1 dср tg (a + r ) где dср – средний диаметр резьбы; r - угол трения в резьбе, равный arctg f1, ( f1 -коэффициент трения в резьбе, f1 » 0, 15 ); a - угол подъема резьбы, a = arctg (в/p dср), ( в – шаг резьбы) М2 - » 0 М3 – момент трения в сальнике. Для манжетного сальника, независимо от числа манжет М3 = 0, 5 p р dс2 hм m где hм – высота манжеты; m - коэффициент трения манжеты о шпиндель, m » (0, 05 + 0, 08).
Задание №1
Расчет насосно- компрессорных труб на прочность. Расчеты на прочность определяют допустимость использования данных труб по следующим параметрам: нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения; эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки; циклической переменной нагрузке; усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы. 1. Подобрать и рассчитать колонну НКТ d н по ГОСТ 633, необходимую для спуска технологического оборудования массой М на глубину L = Н скв (глубина скважины). - жидкость в скважине отсутствует; - действует наружное избыточное давление Рн; - действует внутреннее избыточное давление жидкости Рв. - действуют циклические нагрузки с амплитудой напряжений симметричного цикла ( sа) 2. Определить, возможно ли зависание труб в скважине при установке пакера на глубине Нуст. - определить прочность изогнутого участка в наиболее опасном сечении трубы. 3. Исходные данные к заданию приведены в таблице № 2 и приложении 1. Дано: номера по журналу Таблица №2
Продолжение таблицы №2
Продолжение таблицы №2
Расчетные схемы задания №1
Сухая скважина Избыточное Рн
Избыточное Рв Установка пакера
Задание № 2 Расчет пакеров. Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте. Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100 °С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300…400 °С. По восприятию перепада давления пакеры подразделяются: ПВ – усилие направлено от перепада давления вверх; ПН – усилие направлено от перепада давления вниз; ПД – двустороннего действия (усилие от перепада давления направлено как вверх, так и вниз). По способности фиксироваться на месте установки пакеры подразделяют: Я – фиксирующиеся якорем; без обозначения – самостоятельно фиксирующиеся. По способу посадки пакеры подразделяют: Г – гидравлические; М – механические; ГМ – гидромеханические; без обозначения – не требующие посадки. По способу съёма пакеры подразделяют: В – вращением; Р – разбуриванием; И – специальным инструментом; без обозначения – натягом. По исполнению: Без обозначения – нормальное; Коррозионностойкое: К1 – углекислотостойкое (СО2 не более 10% об.), К2 – сероводородостойкое (Н2S и СО2 не более 10% об. каждого компонента), К3 - сероводородостойкое (Н2S и СО2 свыше 10%, но не более 25% об. каждого компонента), Т – термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150оС).
В скважину с определенным диаметром обсадной колонны D обс спускается и устанавливается механический пакер, рассчитанный на перепад давления DP и имеющий определенные конструктивные размеры. 1. Определить наименьшую величину осевой силы Q , обеспечивающей герметичное разобщение ствола скважины. 2. Определить наибольшую высоту уплотнительного элемента пакера. 3. Определить оптимальную длину хода штока пакера. 4. Проверить влияние плашечного захвата на прочность обсадной колонны. В конструкциях пакеров, где плашки перекрывают кольцевой зазор полностью ( или больше 70%), нагрузка на обсадную колонну распределена равномерно по всему периметру. 5. Проверить если Q пред < Q, то в конструкцию пакера внести необходимые изменения ( угла a, геометрических размеров уплотнений и плашек) и произвести расчет модернизированного пакера. 6. Представить конструкции пакеров различных типов и объяснить принципы их действия. 7. Исходные данные к заданию приведены в табл. № 3. Дано: номера по журналу Таблица № 3
Продолжение таблицы №3
Продолжение таблицы №3
Расчетная схема задания № 2
Задание №3 Дано: номера по журналу
Таблица № 4
Продолжение таблицы №4
Продолжение таблицы №4
Задание № 4
Выбор фонтанной арматуры. Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также позволяет контролировать давления в них и выполнять необходимые исследования скважины. Фонтанная елка монтируется на трубной головке и предназначена для направления отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, регулирования и контроля за работой фонтанной скважины. При выборе фонтанной арматуры задаются её основными параметрами: рабочим давлением и диаметром проходного сечения стволовой части фонтанной ёлки, а также дополнительными данными – числом и размером спускаемых колонн насосно-компрессорных труб, характеристикой продукта пласта, его агрессивностью, наличием в нем механических примесей.
Дано: номера по журналу Таблица № 5
Продолжение таблицы №5
Продолжение таблицы №5
Задание № 5
Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры.
Одним из основных элементов фонтанной арматуры являются фланцевые соединения, при помощи которых соединяются узлы оборудования. |
Последнее изменение этой страницы: 2017-04-12; Просмотров: 1532; Нарушение авторского права страницы