WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


Pages:     || 2 | 3 |
Федеральное агентство по образования Российской Федерации РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА В.Н.ИВАНОВСКИЙ, И.А.МЕРИЦИДИ ДОМАШНИЕ ЗАДАНИЯ ПО МАШИНАМ И ОБОРУДОВАНИЮ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Часть I Москва 2004 Министерство образования и науки Российской Федерации РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА Кафедра машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности В.Н.ИВАНОВСКИЙ, И.А.МЕРИЦИДИ ДОМАШНИЕ ЗАДАНИЯ ПО МАШИНАМ И ОБОРУДОВАНИЮ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Часть I Методические указания к самостоятельной работе студентов по курсу «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа» Москва 2004 УДК 622.276 Ивановский В.Н., Мерициди И.А. Домашние задания по машинам и оборудованию для добычи нефти.

Часть I «Машины и оборудование для добычи нефти»: Методические указания к самостоятельной работе студентов. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004. – Даны основные соотношения при расчетах оборудования для добычи нефти.

Приведены шесть видов домашних заданий, отражающих основные разделы курса машин и оборудования для добычи и подготовки нефти и газа.

Представлены материалы справочного характера.

Рекомендуется для контроля самостоятельной работы студентов вузов нефтегазового профиля по дисциплине «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа» Рецензент – профессор, д.т.н. Дроздов А.Н.

Российский государственный университет Нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004 СОДЕРЖАНИЕ Стр.

ВВЕДЕНИЕ ……………………………………………………………..… 5 ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ СООТНОШЕНИЯ …………..…6 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 1. Расчет насосно- компрессорных труб на прочность …………………..……………………………..…17 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 2. Расчет пакеров…………………..20 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 3. Расчет оборудования для освоения скважин.…………………………………………………………..…22 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 4. Выбор фонтанной арматуры.…..24 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 5. Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры …………….…………………………………ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 6. Расчет запорных устройств фонтанной арматуры ………………………………………………ПРИЛОЖЕНИЕ …………….………………………………….. ЛИТЕРАТУРА ……………….………………………………….. ВВЕДЕНИЕ Методические указания «Домашние задания по машинам и оборудованию для добычи и подготовки нефти и газа. Часть I» составлены в полном соответствии с новыми рабочими программами по специальным дисциплинам «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа», «Нефтегазопромысловое оборудование».

В зависимости от специальности, учебными планами предусматривается изучение дисциплины, основу которой составляет курс «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа». При изучении этой дисциплины определенное количество часов выделяется на самостоятельную работу студентов. В качестве контроля самостоятельной работы студентов, предложены варианты домашних заданий.

Предлагаемые домашние задания отражают связь теоретической части с ее прикладной частью в области машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов.

Количество домашних заданий определяется преподавателем в зависимости от количества часов, выделенных на самостоятельную работу студентов.

Выбор варианта домашнего задания осуществляется студентами по своему номеру в студенческом журнале.

ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ СООТНОШЕНИЯ 1. Прочностной расчет насосно-компрессорных труб (НКТ):

По страгивающей нагрузке Под страгиванием резьбового соединения понимают начало разъединения резьбы трубы и муфты. При осевой нагрузке напряжение в трубе достигает предела текучести материала, затем труба несколько сжимается, муфта расширяется и резьбовая часть трубы выходит из муфты со смятыми и срезанными верхушками витков резьбы, но без разрыва трубы в ее поперечном сечении и без среза резьбы в ее основании.

DсрB т Рст = Dсрctg( + ) 1 + 2l Dср = Dвнр + B B = (B + S) где:Dср – средний диаметр тела трубы под резьбой в ее основной плоскости, м т – предел текучести для материала труб, Па;

Dвнр – внутренний диаметр трубы под резьбой, м B – толщина тела трубы под резьбой, м S – номинальная толщина трубы, м - угол профиля резьбы, для НКТ по ГОСТ 633-80 = – угол трения, для стальных труб = l – длина резьбы, м.

Максимальная растягивающая нагрузка при подвеске оборудования массой М на колонне НКТ составляет Рmax = g L q + M g, где: q – масса погонного метра трубы с муфтами, кг/м.

если Рст < Рmax, то рассчитывают ступенчатую колонну Глубину спуска для различных колонн определяют из зависимости Pст1 Pстi L1 = ; Li = n1q1 niqi Для равнопрочных (высаженных наружу) труб вместо Рстi определяется предельная нагрузка Рпр 2 (Dн - Dвн ) т Рпр = n1 – запас прочности (для НКТ допускается n1=1,3 – 1,4) Dн, Dвн –наружный и внутренний диаметр трубы.

В условиях наружного в внутреннего давления дополнительно к осевым о действуют радиальные r и кольцевые к напряжения.

r = - Рв или r = - Рн, Рв Dвн - Рн Dн =, к 2S где: Рв, Рн соответственно внутреннее и наружное давление.

По теории наибольших касательных напряжений находят эквивалентное напряжение э = -, 1 где: 1, 3 соответственно наибольшее и наименьшее напряжения.

Для различных условий эксплуатации формулы для определения эквивалентного расчетного напряжения приобретают следующий вид:

э = о + r при о > к > r.

э = к + r при к > о > r.

э = о + к при о > r > к.

Из рассмотренных случаев следует, что при Рн > Рв максимально возможная длина спускаемой колонны будет меньше и её определяют по формуле Рн DнDсрВnPст1 2S L1 = n1qгде n1’ – запас прочности = 1,При действие на НКТ циклических нагрузок ведется проверка на страгивающую нагрузку и усталость. Определяют наибольшую и наименьшую нагрузки, по которым определяют наибольшее, наименьшее и среднее напряжение m, а по ним – амплитуду симметричного цикла (а). Зная (-1) - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения-сжатия определяют запас прочности:



-n = k + a m где -1 – предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения– сжатия; k – коэффициент, учитывающий концентрацию напряжений, масштабный фактор и состояние поверхности детали; – коэффициент, учитывающий свойства материала и характер нагружения детали.

Предел выносливости для стали группы прочности Д равен 31 МПа при испытании в атмосфере и 16 МПа – в морской воде. Коэффициент = 0,07…0,09 для материалов с пределом прочности в = 370…550 МПа и = 0,11…0,14 – для материалов с в = 650…750 МПа.

По сжимающей нагрузке при опоре НКТ о пакер или забой При опоре низа колонны НКТ о забой или на пакер может возникать продольный изгиб труб. При проверке труб на продольный изгиб определяют критическую сжимающую нагрузку, возможность зависания труб в скважине и прочность изогнутого участка.

Колонна НКТ выдерживает сжимающие нагрузки, если допускаемая критическая нагрузка Ркр > Руст nус, где:

Ркр = 3,53 EJ2q2 g3,5 – коэффициент, учитывающий защемление колонны НКТ в пакере, 4 (Dн - Dвн ) J – момент инерции поперечного сечения трубы = Dн, Dвн –наружный и внутренний диаметр трубы, при колонне НКТ, состоящей из секций разного диаметра в расчет принимаются размеры нижней секции, в нашем случае параметры dнкт.

ж - коэффициент,учитывающий уменьшение веса труб в жидкости =1 - ст q- масса 1 погонного метра труб с муфтами в воздухе, кг/м, Dобс.вн – внутренний диаметр обсадной колонны, м.

Если выполняется неравенство Руст > Рlmax – происходит зависание труб в скважине, где: Рlmax – предельная нагрузка действующая на забой, при любом увеличение сжимающего усилия в верхнем конце колонны труб При изгибе труб на большой длине возможно зависание изогнутых труб НКТ за счет трения их об обсадную колонну. При этом на пакер передается не весь вес изогнутой колонны. В этом случае если на верхнем конце колонны неограниченно увеличивать сжимающее усилие, то нагрузка, передаваемая колонной НКТ на забой, не превысит величины Р1; = l q 1;

1 frq где = а = 0,5l, 1;

EJ е2а + а е2а - а – параметр зависания; f – коэффициент трения НКТ об обсадную колонну при незапарафированной колонне (для расчетов можно принимать f = 0,2); r – радиальный зазор между НКТ и обсадной колонной; l – длина колонны, для скважин в пределе l = Н.

Если увеличивать длину колонны, то а, 1; 1/а и получаем предельную нагрузку, передаваемую на забой колонной НКТ:

qEJ Pl max = fr При свободном верхнем конце колонны НКТ (l = H) нагрузка, передаваемая НКТ на забой:

Р1, 0 = qH1; 0, где =.

1;е2а - а е2а + Условие прочности для изогнутого участка колонны НКТ записывается в виде:

1 r т Рl сж ( + ), F0 2W0 n где Fо – площадь опасного сечения труб, м2; Wо – осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м3; Р1сж – осевое усилие, действующее на изогнутый участок труб, МН; т – предел текучести материала труб, МПа; п – запас прочности, принимаемый равным 1,35.

2. Расчет пакера:

Определение наименьшей величины осевой силы Q действующей на пакер, обеспечивающей герметичное разобщение ствола скважины проводится по формуле:

Q > 0,111 P F + G F [ (Rс2 – rш2)3 - (Rп2 – rш2)3 ] / [(Rс2 – rш2)2 + (Rп2 – rш2) ] где: F – площадь поперечного сечения уплотнительного элемента в деформированном состоянии, мRп – наружный радиус резины до деформации = Rс / kоп kоп =1,13 для пакеров под обсадные колонны 146, 168 мм, Kоп =1,09...1,для пакеров под обсадные колонн 178 и 299 мм.

Определение наибольшей высоты уплотнительного элемента пакера.

hmax = (Rп2 – rш2) Rс3 / [ 0,45 f (Rс2 – rш2)(3Rc2 + 2Rс rш - rш2 ) ] f = коэффициент трения (принимаем 0,2) Определение оптимальной длины хода штока пакера.

S = h ( Kоп2 – 1 ) Rп2 / (Kоп2 Rп2 - rш2), где: h= 0,9 hmax – высота свободного, не нагруженного уплотняющего элемента.

Определение предельной осевой нагрузки на плашечный захват пакера, при котором не происходит разрушения обсадной колонны Qпред [ т n tg (D2 – Dвн2) lпл (Lпл2 + 16/3 fпл2) 1/2 ] / (D2 – Dвн2), где: Dвн – внутренний диаметр обсадной колонны, м, lпл - осевая длина плашки, м, Lпл -длина хорды плашки в диаметральном сечении, м, fпл -стрела профиля плашки, м При ограниченной площади контакта плашек по периметру обсадной колонны участки труб между плашками работают на изгиб и Qпред определяют Qпред 2 т n tg (D – Dвн) lпл / 2 Dвн 3. Освоение скважины свабированием:

Определение нагрузки, действующей на канат в точке А(точке подвеса каната над устьем скважины).

Максимальная нагрузка в точке А определяется как Рmax = Рж + Ркан + Р’кан, где: Рж – вес столба жидкости над свабом, Н Ркан – вес каната, находящегося над жидкостью, Н Р’кан – вес каната, находящегося в жидкости, Н.

Напряжения в канате в точке А определяется как сумма растягивающих и изгибных напряжений:

= раст + изг раст = 4 Рmax / ( dк2 Ккан) изг = Епр пр / (Dб + dк) где: dк -диаметр каната, м;

Ккан -коэффициент наполнения каната проволоками;

Епр -модуль упругости материала проволок каната, МПа;

пр -диаметр проволоки каната, м;

пр -диаметр бочки барабана или блока(минимальный), м.





Условие прочности для каната: < [пр ] / nзап 4.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 [ ]+ p Dвн р S = - 1 + S 2 [ ]- p р где Dвн – внутренний диаметр цилиндрической части арматуры; р - рабочее давление; [р]- допустимое напряжение на растяжение материала арматуры; S- увеличение толщины, учитывающее коррозию металла за время эксплуатации фонтанной арматуры.

S= Stt где St - уменьшение толщины стенки от коррозии в год; t- срок службы арматуры.

5. 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.

Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры (первый вариант) Расчетная нагрузка на фланцевое соединение складывается из усилия на шпильки при их предварительной затяжке и усилий, возникающих в процессе эксплуатации арматуры. Также учитываются изгибающий момент от массы боковых отводов и влияние разности температур между проходящей жидкостью или газом и окружающей средой.

Нагрузка на шпильки от их предварительной затяжки:

Рш1 = Dсрпboqn где:

Dср- средний диаметр прокладки фланцевого соединения;

bо - расчетная толщина прокладки;

qn - удельное давление смятия прокладки, зависит от материала прокладки, принимается по табл. 1;

Таблица Конструкция Материал Коэффициент Минимальное прокладки прокладки m удельное давление прокладки qП, МПа Металлическая Сталь 08кп 5,5 овального или ГОСТ 2050-восьмигранного Сталь ОХ5,5 сечения ГОСТ 5632-Сталь ОХ18Н10Т 6,5 ГОСТ 5632-Эксплуатационная нагрузка складывается из:

1) Сила давления перекачиваемой среды Ро = Dсрп р где р- рабочее давление 2) Сила давления на прокладку для обеспечения герметичности соединения (остаточное усилие затяжки) Рост = 2mpDсрпbо где m- эмпирический прокладочный коэффициент, учитывающий материал уплотненных элементов, физические свойства рабочей среды.

Величина коэффициента для жидкостей выбирается по табл. 1 в зависимости от материала и формы прокладки. При использовании фонтанной арматуры для работы на газовой и газожидкостной смесях его увеличивают в раза.

3) Сила изгибающего момента от массы боковых отводов фонтанной арматуры 2М РМ = Dсрп + Dш где:

М - изгибающий момент от массы отвода и линий, идущих к манифольду;

Dш- диаметр окружности центров отверстий под шпильки.

4) Усилие от температурных деформаций возникает из-за того, что при повышенной разницы в температуре перекачиваемой (пластовый флюид и др.) и окружающей среды внутренние и наружные элементы фонтанной арматуры подвержены разным деформациям, что создает дополнительные нагрузки.

tlш Рt = lш l + ЕшFш ЕпрFпр D - Dl = H - tg где:

t - превышение температуры прокладки и фланцев по сравнению с температурой шпилек. При расчетах полагают, что фланцы, приваренные встык нагреваются до температуры среды в трубопроводе, а температура шпилек составляет около 0,95 температуры фланца для неизолированных фланцев и 0,97 - для изолированных;

lш - рабочая высота шпильки (расстояние между серединами высот гаек);

- коэффициент линейного расширения (принимается для фланцев и шпилек одинаковым);

Еш, Епр - модули упругости шпилек и прокладки;

Fш, Fпр - площади поперечного сечения шпилек (на участке без резьбы) и прокладки;

H - конструктивная высота прокладки;

D - внешний диаметр прокладки;

D1 - диаметр фаски прокладки;

- угол наклона стенки канавки под прокладку (=67).

В итоге эксплуатационная нагрузка равна Рш2 = Ро + Рост + РМ + Рt В качестве расчетной нагрузки (Р) на шпильки (болты) принимается наибольшее из двух значений Рш1, Рш2. Обычно при низких давлениях Рш1>Рш2 и, наоборот, при значительных давлениях и мягких прокладках Рш2>Рш1.

По величине расчетного усилия Р определяется число шпилек (болтов) фланцевого соединения.

Р Zш = qш где qш - допускаемая нагрузка на одну шпильку (болт) равная do qш = доп где:

do - внутренний диаметр резьбы шпилек;

доп - допускаемое напряжение, определяется через предел текучести материала шпилек, при коэффициенте запаса nш=3, Тш = доп nш Полученное число шпилек (болтов) округляется до числа, кратного 4.

Pages:     || 2 | 3 |










© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.