Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ СООТНОШЕНИЯ



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

 

    Стр.
  ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………  
1. ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ СООТНОШЕНИЯ …………..…  
  ЗАДАНИЕ № 1. Расчет насосно- компрессорных труб на прочность …………………..……………………………..…  
  ЗАДАНИЕ № 2. Расчет пакеров…………………..  
  ЗАДАНИЕ № 3. Расчет оборудования для освоения скважин.…  
  ЗАДАНИЕ № 4. Выбор фонтанной арматуры.…..  
  ЗАДАНИЕ № 5. Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры …………….…………………………………  
  ЗАДАНИЕ № 6. Расчет запорных устройств фонтанной арматуры  
  ПРИЛОЖЕНИЯ ………….…………………………………..  
  ЛИТЕРАТУРА …………….…………………………………..  

 

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; 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, – 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 – 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

    Вариант
Наименование параметра
Глубина скважины Нскв, м, индивидуально
Диаметр обсадной колонны, D, мм 146х8 146х8 146х8 146х8 146х8 146х9
Начальный диаметр НКТ, dн мм
Масса спускаемого оборудования, М, кг
Группа прочности стали Д Д Д Д Д Е
Глубина установки пакера, Нуст, м (% от Нскв)
Усилие, необходимое для установки пакера, Руст, кН
Модуль упругости стали, Е 105 МПа 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1
Коэффициент запаса устойчивости, nуст 3, 5 3, 4 3, 3 3, 2 3, 1
Коэф. запаса прочности, nпр 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35
Избыточное наружное давление, Рн, МПа
Избыточное внутреннее давление, Рв, МПа

 

Продолжение таблицы №2

  Вариант
146х9 146х9 146х9 146х9 168х8 168х8 168х8 168х8 168х8 168х9 168х9 168х9
Е Е Е Е К К К К К Д Д Д
2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1
3, 1 3, 2 3, 3 3, 4 3, 9 3, 8 3, 7 3, 6 3, 75 3, 65 3, 55
1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35

 

Продолжение таблицы №2

  Вариант
168х9 168х9 168х10 168х10 168х10 168х10 168х10 146х9 168х8 146х8 146х9 146х9
Д Д Е Е Е Е Е Е К Д Е Е
2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1 2, 1
3, 45 3, 35 3, 25 3, 2 3, 15 3, 1 3, 05 3, 4 3, 1 3, 1
1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35 1, 35

 

Расчетные схемы задания №1

       
 
D
 
D


М
М
Рн
Hскв
Hскв

 

Сухая скважина Избыточное Рн

 

 

       
 
D
 
D


М
Рв
Hуст
М
Hскв
Hскв

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

    Вариант
Наименование параметра
Глубина скважины Нскв, м, индивидуально
Диаметр обсадной колонны, D, мм 146х8 146х8 146х8 146х8 146х8 146х9
Группа прочности обсадной колонны Д К К Е Д Д
Диаметр хвостовика, d, мм
Модуль сдвига резины, G, МПа
Перепад давления на пакере, DP, МПа
Угол конуса плашки, a, о
Число плашек по радиусу, n, шт
Внутренний радиус резины, rш, мм 36, 5 36, 5 36, 5
Наружный радиус резины после деформации (равен внутреннему радиусу обсад. колонны), Rс, мм 63, 5
Высота плашек (длина по вертикали), lпл, мм
Длина хорды плашки, Lпл, мм
Стрела дуги поверхности плашки, fпл, мм

 

Продолжение таблицы №3

  Вариант
146х9 146х9 146х9 146х9 168х8 168х8 168х8 168х8 168х8 168х9 168х9 168х9
К К Е Д Д К К Е Д Д К К
36, 5 36, 5 36, 5 36, 5 36, 5 36, 5 36, 5
63, 5 63, 5 63, 5

 

Продолжение таблицы №3

  Вариант
168х9 168х9 168х10 168х10 168х10 168х10 168х10 146х9 168х8 146х8 146х9 146х9
Е Д Д К К Е Д Д К К Е Д
36, 5 36, 5 36, 5 36, 5 36, 5 36, 5 36, 5 36, 5
63, 5 63, 5

 

 

Расчетная схема задания № 2

 

Задание №3

Дано: номера по журналу

 

Таблица № 4

 

    Вариант
Наименование параметра
Глубина скважины Нскв, м, индивидуально
D обсадной колонны, мм 146х8 146х9 168х8 168х9 168х10 146х8
d НКТ, мм
Диаметр барабана, Dб, мм
Диаметр каната, dк, мм
Диаметр проволоки, dпр, мм 1, 5 1, 2 1, 3 0, 8 1, 4
Коэффициент наполнения каната, Ккан, мм 0, 7 0, 9 0, 8 0, 75 0, 85 0, 75
Плотность жидкости, rж, кг/ м3
Статический уровень, Нст, м
Модуль упругости материала каната, Епр, 105 МПа 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06
Предел прочности материала каната, [sпр ], МПа
Глубина погружения сваба под жидкость, hпогр, м
Коэф. Запаса прочности каната, nзап 3, 5 4, 5 3, 9 3, 8

 

Продолжение таблицы №4

 

  Вариант
146х9 168х8 168х9 168х10 146х8 146х9 168х8 168х9 168х10 146х8 146х9 168х8
1, 1 1, 2 1, 3 0, 8 1, 45 1, 05 1, 25 1, 35 0, 85 1, 4 1, 1 1, 2
0, 88 0, 82 0, 78 0, 83 0, 77 0, 91 0, 81 0, 76 0, 84 0, 76 0, 87 0, 83
2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06
4, 8 4, 1 4, 4 3, 95 3, 6 4, 9 4, 2 4, 6 3, 8 3, 8 4, 8 4, 1

 

 

Продолжение таблицы №4

  Вариант
168х9 168х10 146х8 146х9 168х8 168х9 168х10 146х8 146х9 168х8 168х9 168х10
1, 3 0, 8 1, 45 1, 05 1, 25 1, 35 0, 85 1, 4 1, 1 1, 2 1, 3 0, 8
0, 77 0, 82 0, 77 0, 91 0, 81 0, 76 0, 84 0, 76 0, 87 0, 83 0, 77 0, 82
2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06 2, 06
4, 4 3, 95 3, 6 4, 9 4, 2 4, 6 3, 8 3, 8 4, 8 4, 1 4, 4 3, 95

 

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.

 

  1. Выбрать схему фонтанной арматуры и изобразить её графически.
  2. Определить число отводов фонтанной елки и диаметр условного прохода.
  3. Записать шифр фонтанной арматуры (ГОСТ 13846 – 84 ) и расписать его.
  4. Какие материалы применяются для деталей фонтанной арматуры.
  5. Определить толщину стенки цилиндрических частей арматуры.
  6. Исходные данные к заданию приведены в табл. № 5

 

Дано: номера по журналу

Таблица № 5

 

    Вариант
Наименование параметра
Глубина скважины Нскв, м, индивидуально
Диаметр обсадной колонны, D, мм 146х8 146х9 168х8 168х9 168х10 146х8
Буферное давление, Рбуф, МПа 1, 8 0, 4
Дебит скважины, Q, м3/сут
Способ эксплуатации ЭЦН Галифт Фонтан С двух пластов ЭЦН ЭЦН
Способ управления задвижками вручн дистанц автомат вручн дистан вручн
Содержание песка в % 1, 5 2, 2 2, 3 0, 8 1, 6
Климатическая зона Хол Умер Хол Умер Холл Хол
Агрессивность среды СО2< 6 H2S< 6 H2S< 25 СО2< 25 СО2< 6 СО2< 6
Уменьшение толщины стенки от действия коррозии в год, м 1х 10-4 2х 10-4 5х 10-5 1х 10-5 3х 10-6 1, 2х 10-4

 

Продолжение таблицы №5

  Вариант
146х9 168х8 168х9 168х10 146х8 146х9 168х8 168х9 168х10
1, 8 0, 4 1, 85 0, 45
Галифт Фонтан С двух пластов ЭЦН ЭЦН Галифт Фонтан С двух пластов ЭЦН
дистанц автомат вручн дистан вручн дистанц автомат вручн дистан
1, 2 2, 1 0, 85 1, 5 2, 2 2, 3 0, 8
Умер Хол Умер Холл Хол Умер Хол Умер Холл
H2S< 6 H2S< 25 СО2< 25 СО2< 6 СО2< 6 H2S< 6 H2S< 25 СО2< 25 СО2< 6
2, 2х 10-4 4, 8х 10-5 1, 1х 10-5 3, 2х 10-6 1х 10-4 2х 10-4 5х 10-5 1х 10-5 3х 10-6

 

Продолжение таблицы №5

  Вариант
146х8 146х9 168х8 168х9 168х10 146х8 146х9 168х8 168х9
1, 8 0, 4 1, 8
ЭЦН Галифт Фонтан С двух пластов ЭЦН ЭЦН Галифт Фонтан С двух пластов
вручн дистанц автомат вручн дистан вручн дистанц автомат вручн
1, 5 2, 2 2, 3 0, 8 1, 5 2, 2 2, 3
Хол Умер Хол Умер Холл Хол Умер Хол Умер
СО2< 6 H2S< 6 H2S< 25 СО2< 25 СО2< 6 СО2< 6 H2S< 6 H2S< 25 СО2< 25
1х 10-4 2х 10-4 5х 10-5 1х 10-5 3х 10-6 1х 10-4 2х 10-4 5х 10-5 1х 10-5

 

Задание № 5

 

Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры.

 

Одним из основных элементов фонтанной арматуры являются фланцевые соединения, при помощи которых соединяются узлы оборудования.


Поделиться:



Последнее изменение этой страницы: 2017-04-12; Просмотров: 1514; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2024 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.124 с.)
Главная | Случайная страница | Обратная связь