Требования к оформлению работ
МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
«Ижевский государственный технический университет имени М.Т. Калашникова»
(ФГБОУ ВО «ИжГТУ имени М.Т. Калашникова)
Бойчук А.Е.
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
к практическим работам
по дисциплине «Эксплуатация и ремонт машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов»
Рекомендовано учебно-методическим советом
ФГБОУ ВО «ИжГТУ имени М.Т. Калашникова» для использования в учебном процессе в качестве элемента УЭМКД
для бакалавров направления подготовки 15.03.02 «Технологические машины и оборудование»
Профили «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов»; «Машины и оборудование систем трубопроводного транспорта и хранения углеводородов».
Ижевск 2018
УДК 622.276.76.05(07)
Бойчук А.Е.
Методические указания к практическим работам по дисциплине «Эксплуатация и ремонт машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов» [Электронный ресурс] / Бойчук А.Е. – Ижевск: ИжГТУ им. М.Т. Калашникова, 2018. – 23 с.
Рекомендовано к изданию кафедрой «Тепловые двигатели и установки» (протокол №___ от ___. ___.2018)
В методических указаниях приведены задачи и примеры их выполнения. Даны варианты заданий. Изложены требования к оформлению работы. Методические указания разработаны в соответствии с рабочей программой по дисциплине «Эксплуатация и ремонт машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов»
|
|
|
Рекомендовано студентам по направлениям подготовки 15.03.02 «Технологические машины и оборудование». Профили «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов»; «Машины и оборудование систем трубопроводного транспорта и хранения углеводородов» по дисциплине «Эксплуатация и ремонт машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов».
Рецензент:
кафедра "Автомобили и металлообрабатывающее оборудование" Ижевского государственного технического университета им. М.Т. Калашникова, д-р техн. наук, профессор Н.М. Филькин
Содержание
| Введение | 4 | |
| Задача 1 | 5 | |
| Задача 2 | 7 | |
| Задача 3 | 8 | |
| Задача 4 | 11 | |
| Задача 5 | 12 | |
| Задача 6 | 15 | |
| Задача 7 | 17 | |
| Задача 8 | 19 | |
| Требования к оформлению работы | 20 | |
| Глоссарий | 20 | |
| Контрольные вопросы | 22 | |
| Список использованных источников | 23 |
Введение
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) России — это стержень национальной экономики, обеспечивающий жизнедеятельность всех отраслей хозяйства, консолидацию регионов, формирование значительной части бюджетных доходов и основной доли валютных поступлений страны. В ТЭК аккумулируется 2/3 прибыли, создаваемой в отраслях материального производства.
|
|
|
Степень надёжности нефтяных и газовых скважин и их оборудования во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливо-энергетическими ресурсами. Одним из путей является повышение надёжности объектов комплекса, использование новых эффективных научно обоснованных технологий добычи и разработки углеводородного сырья.
Основной особенностью сооружения, эксплуатации, ремонта нефтяных и газовых скважин является разнообразие природно-климатических, гидрологических характеристик местности, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при сооружении, эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин, промыслов в-целом.
Настоящие учебно-методические указания ставят цель овладение необходимыми знаниями и практическими навыками в области монтажа, эксплуатации и ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования, призваны помочь в изучении устройства машин и оборудования для эксплуатации и ремонта машин и оборудования нефтяных и газовых, скважин, промыслов. Изучить причины и виды отказов, методы обеспечения надёжности машин и оборудования при их эксплуатации. Правильно подбирать оснастку, режимы работы для эффективной эксплуатации оборудования, рационально подбирать методы ремонта оборудования с учётом мер безопасности при эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин, промыслов.
|
|
|
В результате использования данных учебно-методических указаний студент должен:
знать: причины отказов машин и оборудования, методы технического диагностирования и прогнозирования технического состояния машин и оборудования, технологические методы поддержания надежности оборудования при эксплуатации;
уметь: диагностировать техническое состояние машин и оборудования; организовать приемку, монтаж, пуск в эксплуатацию, техническое обслуживание, хранение и ремонт машин и оборудования и испытание их после ремонта;
владеть: выполнением расчетов показателей надежности и остаточного ресурса оборудования.
Задача 1
Определить режим работы и подобрать оборудование ШСНУ, определить мощность и подобрать электродвигатель при следующих исходных данных по скважине: глубина спуска насоса L=1080м; дебит жидкости Q 1=22т/сут; плотность нефти ρн9=830кг/м3; плотность пластовой воды ρв=1030кг/м3; обводнённость продукции пв9=54%.
|
|
|
Решение
Определить плотность смеси
,
где Пн –доля нефти в продукции скважины, 
; Пв – доля воды в продукции скважины, Пв=0,54
кг/м3
Переводим дебит жидкости из т/сут в м3/сут
м3/сут
По диаграмме Адонина выбираем тип станка-качалки и диаметр насоса в зависимости от планируемого дебита и глубины спуска насоса. Для наших условий нас устраивает 5СК-4-2Д-1600 с диаметром насоса 32мм.
Приведём расшифровку станка-качалки: 5 – модификация СК; 4 – наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в тоннах или 40 кН; 2,1 – максимальная длина хода сальникового штока в м; 1600 –наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора в кгс·м или 16 кН·м.
Проводим выбор насоса по таблице в зависимости от глубины спуска насоса и планируемого дебита. Для наших условий подходит насос НСН2 с предельной глубиной спуска 1200 м. Выписываем техническую характеристику насоса:
- вязкость жидкости до 25 мПа·с;
- объёмное содержание механических примесей не более 0,05%;
- условный размер насоса 32 мм;
- идеальная подача при n=10мин-1 35 м3/сут;
- максимальная длина хода плунжера 3 м;
- максимальная высота подъёма жидкости 1200 м;
- условный диаметр НКТ – 48 мм.
Проводим выбор штанг по таблице в зависимости от диаметра насоса и глубины спуска. Для наших условий рекомендуется одноступенчатая колонна штанг диаметром 19мм с предельной глубиной спуска 1170м изготовленных из углеродистой стали нормализованной при [Qпр] = 70МПа.
Вес 1 метра штанг диаметра 19 мм по таблице соответственно: q 19 = 23,0535 Н
С целью создания статического режима откачки и уменьшения нагрузки на головку балансира принимаем длину хода сальникового штока равную максимальной для данного СК S = 2,1 м.
Определяем необходимое число качаний:
,
где a – коэффициент подачи насоса, находится в пределах 0,7÷0,8, принимаем a=0,75; F пл – площадь сечения плунжера, определяется по формуле:
м2
Определяем максимальную нагрузку на головку балансира:
,
где Рж – вес столба жидкости в НКТ; Рш –вес колонны насосных штанг;
Н
Н
в – коэффициент потери веса штанг в жидкости,
,
где ρш – вес материала щтанг, ρш=7850 кг/м
м – коэффициент динамичности,
Н
Сравниваем полученное значение с допустимым для данного СК, так как 40 ˃36,1, то данный СК соответствует выбранным параметрам.
Определяем максимальный крутящий момент:
,
где Рmin – минимальная нагрузка на головку балансира, определяем её по формуле Милса, Рmin=19963 Н
Н·м
Определим необходимую мощность электродвигателя СК:
,
где ку – коэффициент уравновешенности, для балансирных СК, ку=1,2
4,9кВт
По таблице выбираем стандартный электродвигатель АОП -52-4 мощностью N=7кВт; число оборотов n=1440 об/мин; кпд=86% [2].
Задание
Выполнить расчёт задачи 1 в соответствии с вариантом задания. Вариант задания выбирается по последней цифре зачётной книжки
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 0 | |
| глубина спуска насоса L, м | 1050 | 1020 | 1010 | 1000 | 1030 | 1040 | 1060 | 1070 | 1050 | 1080 |
| дебит жидкости Q 1 , т/сут | 20 | 25 | 30 | 28 | 26 | 24 | 22 | 32 | 28 | 26 |
| плотность нефти ρн9, кг/м3 | 850 | 830 | 820 | 800 | 850 | 830 | 820 | 800 | 840 | 850 |
| плотность пластовой воды ρв, кг/м3 | 1030 | 1030 | 1030 | 1030 | 1030 | 1030 | 1030 | 1030 | 1030 | 1030 |
| Обвод-ть продукции пв9 | 45 | 48 | 50 | 52 | 56 | 58 | 55 | 54 | 46 | 50 |
Задача 2
Произвести расчёт устойчивости и уплотнения межтрубного пространства механическим пакером при ГРП для следующих условий: глубина скважины L=1450м; давление на устье при ГРП Py=48МПа. Наружный диаметр обсадной колонны d ок=0,13м; ρст=7850кг/м3; Ест=2,1·1011Па. Плотность жидкости разрыва ρж=1000кг/м3. Наружный диаметр манжеты d=0,114м; β=0,7°; α=15°; коэффициент трения f=0,82. Коэффициент Пуассона резиновой манжеты μ=0,485; модуль упругости резины Еу=188·105Па; коэффициент устойчивости пакеровки k=1,25. Количество плашек пакера n=6; диаметр плашек dпл = 0,030м. Диаметр НКТ dНКТ =48мм.
Решение
Для начала рассчитаем необходимую величину подъема колоны НКТ для посадки пакера.
Определим необходимую нагрузку Q 1:
Н,
где D – внутренний диаметр обсадной колонны, D=0,116м
Определим нагрузку от массы всей колонны НКТ Q 2:
,
где q – масса 1м колонны НКТ, q=4,4кг
Н
Так как условие устойчивости пакера не соблюдается, необходима установка якоря
Н
Определим давление внутри якоря P 1:
Мпа
Радиальное усилие на шлицы якоря от внутреннего давления жидкости R я:
Н
Осевое усилие, создаваемое якорем Тя:
Н
Осевое усилие, создаваемое пакером Тп;
Н
Осевое усилие, создаваемое пакером и якорем Т:
Н
Осевое усилие, возникающее под пакером P 2:
Н
Проверяем выполнение условия устойчивости
Условие выполняется.
Определим высоту подъёма колонны δ:
м
Выполним расчёт межтрубного пространства
м
Проверим выполнение условия уплотнения межтрубного пространства
Условие выполняется, следовательно, пакер при проведении ГРП обязательно должен монтироваться в скважине вместе с якорем [2].
Задание
Выполнить расчёт задачи 2 в соответствии с вариантом задания. Вариант задания выбирается по последней цифре зачётной книжки.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 0 | |
| глубина скважины L , м | 1250 | 1300 | 1200 | 1400 | 1350 | 1280 | 1320 | 1420 | 1440 | 1280 |
| давление на устье при ГРП Py | 45 | 46 | 42 | 50 | 48 | 44 | 48 | 45 | 47 | 43 |
| d ок , м | 0,13 | 0,13 | 0,13 | 0,13 | 0,13 | 0,13 | 0,13 | 0,13 | 0,13 | 0,13 |
| ρст, кг/м3 | 7850 | 7850 | 7850 | 7850 | 7850 | 7850 | 7850 | 7850 | 7850 | 7850 |
| Ест, Па | 2,1·1011 | 2,1·1011 | 2,1·1011 | 2,1·1011 | 2,1·1011 | 2,1·1011 | 2,1·1011 | 2,1·1011 | 2,1·1011 | 2,1·1011 |
| ρж, кг/м3 | 1050 | 1100 | 1000 | 1150 | 1200 | 1050 | 1100 | 1150 | 1000 | 1200 |
| d , м | 0,114 | 0,114 | 0,114 | 0,114 | 0,114 | 0,114 | 0,114 | 0,114 | 0,114 | 0,114 |
| f | 0,8 | 0,82 | 0,8 | 0,82 | 0,8 | 0,82 | 0,8 | 0,82 | 0,8 | 0,82 |
| d НКТ мм | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 |
Примечание: Остальные исходные данные можно использовать из примера задачи
Задача 3
Рассчитать параметры и детали превентора, а также выполнить расчёт сжатого стержня на устойчивость для следующих исходных данных: диаметр штока d ш=0,1м; длина штока l=0,4м; давление в скважине Рс=35МПа; давление в гидроцилиндре Рг=10МП; а – высота плиты, а=0,04м; S – толщина плиты, S=0,022м.
Решение
Определим площадь сечения штока F м2:
м2,
тогда момент инерции J м4:
м4.
Определим радиус инерции i м:
м.
Приведённая длина l пр м:
,
где v – приведённый коэффициент длины, v =0,7;
м,
Тогда гибкость штока λ:
Определим предел прочности штока [σ]пр:
,
где по рекомендациям примем φ=0,45; [σ]=160МПа
МПа
Расчётное значение прочности σ МПа:
,
где Р – усилие, развиваемое штоком, Р=309250Н
МПа.
Проверим условие прочности
,
МПа.
Условие выполняется, устойчивость штока обладает высоким запасом прочности.
Расчёт гидроцилиндра
Гидравлический цилиндр рассчитываем на прочность из условия заданного диаметра цилиндра. Диаметр гидравлического цилиндра определяется в зависимости от давления на поршень при закрытом превенторе, необходимого, чтобы преодолеть выталкивающее усилие.
Усилие, развиваемое гидроцилиндром Ру, кН:
Н=274,8 кН
Усилие на преодоление сил трения Q, Н
,
где Рг – давление в гидроцилиндре, Рг=10МПа; h 0 – высота контактного кольца, h0=7·10-4м; f – коэффициент трения, f=0,01÷0,07
Н 
Тогда полное усилие в гидроцилиндре
Н = 274,9кН
Площадь поршня гидроцилиндра
м
Диаметр гидроцилиндра D, м:
м
Расчёт крышки гидроцилиндра превентора
Крышка гидроцилиндра испытывает нагрузки, создаваемые давлением внутри цилиндра и давлением в скважине, которое действует на шток поршня
Н
Крышка гидроцилиндра имеет прямоугольную форму и крепится к крышке корпуса превентора шпильками.
С учётом затяжки одна шпилька воспринимает усилие Ршп, Н:
,
где 1,2 – коэффициент затяжки; z – число шпилек, z=12
Н
Изгибающий момент в тарелке фланца под одной шпилькой Ми, Н·м
,
где l – плечо изгиба, l=0,6м
Н·м
Момент сопротивления изгибающего участка W, м3
,
где В – длина сечения, В=0,14м; h – высота сечения, h=0,63м
м3
Напряжение изгиба σ, МПа
МПа
Условие для углеродистой стали выполняется, отсюда следует, что крышка с креплением имеет достаточный запас прочности.
Рассчитаем вкладыш плашки по изгибающим моментам и напряжениям
Изгибающее напряжение σ, МПа
,
где β – коэффициент, β=0,1383; Р – давление в превенторе, Р=35МПа; а – высота плиты, а=0,04м; S – толщина плиты, S=0,022м.
МПа
Условие прочности 
для углеродистой стали выполняется, следовательно, вкладыши плашки по изгибающим напряжениям достаточно прочны и отвечают необходимым условиям [2,4].
Задание
Выполнить расчёт задачи 3 в соответствии с вариантом задания. Вариант задания выбирается по последней цифре зачётной книжки.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 0 | |
| давление в гидроцилиндре, Рг | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
| давление в скважинеPс | 45 | 46 | 42 | 50 | 48 | 44 | 48 | 45 | 47 | 43 |
| d ш , м | 0,13 | 0,12 | 0,14 | 0,12 | 0,15 | 0,12 | 0,14 | 0,13 | 0,12 | 0,13 |
| l , м | 0,5 | 0,4 | 0,6 | 0,5 | 0,4 | 0,5 | 0,6 | 0,5 | 0,4 | 0,5 |
| а, м | 0,04 | 0,04 | 0,04 | 0,04 | 0,04 | 0,04 | 0,04 | 0,04 | 0,04 | 0,04 |
| S , м | 0,022 | 0,022 | 0,022 | 0,022 | 0,022 | 0,022 | 0,022 | 0,022 | 0,022 | 0,022 |
Примечание: Остальные исходные данные можно использовать из примера задачи
Задача 4
Выполнить расчёт плунжера гидронасоса при следующих исходных данных: F р=200Н; V р=2,0м/с; L=500мм=0,5м; l=25мм; d=20мм; D=600мм; hп=100%
Решение
Определяем мощность рычага
Вт
Определяем механическое передаточное число рычага:
Рассчитаем силу плунжера ГН (гидронасоса)
Н
Рассчитаем скорость плунжера ГН:
м/с
Определим мощность плунжера ГН
Вт
Определяем гидравлическое передаточное число:
Рассчитаем силу поршня ГД (гидродвигателя)
Н
Рассчитаем скорость поршня ГД
м/с
Определяем мощность поршня ГД
Вт
Площадь плунжера ГН
мм2
Рассчитаем давление воды под плунжером ГН, беря во внимание что:
1м2=106мм2; 1МПа=106Па=1Н/мм2: Р= 
МПа
Рассчитаем подачу воды, создаваемую плунжером ГН, для наглядности и удобства последующих расчётов комфортно использовать не м2 х м/с = м3/с, а см2 х см/с = см3/с
см3/с
Мощность потока воды
Вт
Определяем вращающий момент на рычаге:
Н·м
Угловая скорость рычага:
с-1
Мощность на рычаге:
Вт
Проверяем результаты расчётов. Так как, энергопотери в расчётах не учтены (h п=100%), то величина мощности во всех случаях должна быть схожа – Nр=400Вт [2,5]
Задание
Выполнить расчёт задачи 4 в соответствии с вариантом задания. Вариант задания выбирается по последней цифре зачётной книжки.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 0 | |
| F р , Н | 150 | 160 | 170 | 180 | 190 | 210 | 220 | 250 | 240 | 230 |
| V р , м/с | 1,5 | 1,6 | 1,7 | 1,8 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,8 | 1,9 | 2,0 |
| L , мм | 300 | 400 | 600 | 550 | 450 | 350 | 500 | 400 | 600 | 300 |
| l , мм | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 |
| d , мм | 25 | 30 | 20 | 25 | 30 | 25 | 20 | 25 | 30 | 20 |
| D , мм | 500 | 700 | 600 | 500 | 400 | 600 | 700 | 500 | 400 | 600 |
| h п , % | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 |
Задача 5
Рассчитать необходимый напор ЭЦН, выбрать насос и электродвигатель для заданных условий скважины: наружный диаметр эксплуатационной колонны – 140мм; глубина скважины L с – 2000м; дебит жидкости Q=120м3/сут; статический уровень h ст=850м; коэффициент продуктивности скважины k=60м3/(сут·МПа); глубина погружения под динамический уровень h=40м; кинематическая вязкость жидкости
v=2·10-6м2/с; превышение уровня жидкости в сепараторе над устьем скважины h г=15м; избыточное давление в сепараторе Рс=0,2МПа; расстояние от устья до сепаратора l=60м; плотность добываемой жидкости ρж=880кг/м3.
Решение
Определяем площадь внутреннего канала НКТ при Vср=1,3м/с:
см2,
тогда внутренний диаметр
мм
Ближайший больший d вн имеют НКТ диаметром 48мм (d вн=40мм).
Скорректируем выбранное значение V ср=130см/с:
см/с
При выборе НКТ при дебите 120м3/сут. и КПД=0,96, также получим НКТ диаметром 48мм.
Тогда депрессия будет равна:
м.
Определяем число Рейнольдса
Относительная гладкость труб
,
где Δ – шероховатость стенок труб, принимаемая для незагрязнённых отложениями солей и парафина труб равной 0,1мм
тогда значение λ
, т.к. Re>2300 
Глубина спуска насоса
м
Определим потери на трение в трубах:
м
Определим потери напора в сепараторе
м
Необходимый напор определим:
м≈1176м
Для получения дебита Q=120м3/сут и напора Нс=1176м выбираем ЭЦН5-130-1200 с числом ступеней 282, учитывая, что эксплуатационная колонна у нас диаметром 140мм (гр.5). По графику насоса в рабочей области характеристики, при дебите 120м3/сут. напор ЭЦН на воде составит 1250м.
Из соотношения 
, где Нв – табличное значение напора ЭЦН; ρв – плотность пресной воды; ρж – плотность реальной жидкости, найдём напор насоса на реальной жидкости, если по условию ρж=880кг/м3.
м
Так как вязкость жидкости не превышает 3 сантипауз, то пересчёт по вязкости жидкости не требуется.
Для совмещения характеристик насоса и скважины определим число ступеней, которое необходимо снять с насоса:
Следовательно, насос должен иметь z=282-48=234 ступени, вместо снятых устанавливаются проставки. Напор одной ступени составляет 5,03м.
Совмещая напоры ЭЦН и скважины, уменьшаем подачу ЭЦН, одновременно уменьшаем его КПД.
Полезная мощность электродвигателя:
кВт,
где ηн=0,57 – КПД насоса. Необходимая мощность двигателя
кВт
По каталогу подбираем электродвигатель ближайший больший по типоразмеру. Это ПЭД28-103 с КПД 0,73, напряжение 850В; сила тока 34,7 А; cosα=0,75; температура окружающей среды до 70°С [2].
Задание
Выполнить расчёт задачи 5 в соответствии с вариантом задания. Вариант задания выбирается по последней цифре зачётной книжки.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 0 | |
| L с , м | 1500 | 1600 | 1700 | 1800 | 1900 | 2100 | 2200 | 2500 | 2400 | 2300 |
| Q , м 3 /сут | 150 | 160 | 170 | 180 | 170 | 160 | 150 | 180 | 190 | 200 |
| h ст , м | 800 | 700 | 600 | 750 | 850 | 650 | 700 | 800 | 600 | 700 |
| h , м | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 |
| h г , м | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 |
| l , м | 50 | 70 | 60 | 50 | 40 | 60 | 70 | 50 | 40 | 60 |
| P с , МПа | 0,25 | 0,3 | 0,2 | 0,25 | 0,3 | 0,25 | 0,2 | 0,25 | 0,3 | 0,2 |
| ρ ж , кг/м3 | 800 | 850 | 860 | 880 | 900 | 870 | 860 | 880 | 890 | 850 |
| v , м2/с | 2·10-6 | 2·10-6 | 2·10-6 | 2·10-6 | 2·10-6 | 2·10-6 | 2·10-6 | 2·10-6 | 2·10-6 | 2·10-6 |
Примечание: Остальные исходные данные можно использовать из примера задачи
Задача 6
По заданным условиям эксплуатационной скважины и оборудованию определить глубину погружения ЭЦН под динамический уровень при наличии газового фактора и высоту подъёма жидкости газом: наружный диаметр эксплуатационной колонны – 146мм; глубина скважины Lc=2000м; дебит жидкости Q=120м3/сут; динамический уровень h д=1098м; тип насоса ЭЦН5-130-1200; необходимый напор насоса Нс=1216м; газовый фактор Г=70м3/м3; давление в затрубном пространстве Рз=1,3МПа; обводнённость нефти n=0,40; плотность газа ρг=1,10кг/м3; плотность нефти ρн=880кг/м3; температура жидкости на приёме - 50ºС.
Решение
Определим давление на приёме скважины для колонн диаметром 140мм примем σ=0,15. Из данных к расчёту Т0=288ºК; Т=323ºК; n=0,4.
Принимая газосодержание на приёме β=0,25; Vp г=47м3/м3
По графикам определим псевдокритические давления и температуру по относительной плотности газа:
Рпк=46,1кгс/см2 Тпк=250°К
Принимая предварительно давление на приёме насоса 5МПа, найдём приведённые давление и температуру:
; 
Определим λн
По графикам Брауна найдём z=0,82 и определим объёмный коэффициент нефти
,
где βн – коэффициент сжимаемости нефти, βн=6,5·10-1 1/МПа; αн – температурный коэффициент, при 0,86<ρн<0,96 αн=10-3·(2,513 - 1,975); λн – безразмерный параметр, равный отношению удельного приращения объёма при растворении в ней газа к газосодержанию.
Используя полученные данные определим Рпр
Учитывая найденное давление на приёме насоса, вновь определим приведённое давление:
; Тп=1,29
тогда 
МПа
Вновь определяя Рп=3,15/4,7=0,67, из графиков найдём z=0,87, а Рпр=3,11МПа, т.е. уточнение приблизительно на 1%, что выше точности определения z по графикам. Поэтому определим Рпр=3,15МПа.
Определим ρсм:
Найдём глубину погружения насоса под динамический уровень
м
Глубина спуска насоса
м
Высоту подъёма жидкости расширяющимся газом определим двумя методиками, как:
где Рнас=110атм=11МПа
По второй методике
м
Так как из практики высота подъёма жидкости за счёт энергии газа в среднем равна 250м, точнее расчёт по второй методике.
Таким образом, необходимый напор ЭЦН может быть снижен за счёт полезной работы газа в НКТ.
Нс=1216-195=1021м
С учётом падения пластового давления и применения поправочного коэффициента:
м.
Данные расчёты помогают существенно уточнить необходимую глубину погружения ЭЦН под динамический уровень, величину напора за счёт подъёмной силы газа [5].
Задание
Выполнить расчёт задачи 6 в соответствии с вариантом задания. Вариант задания выбирается по последней цифре зачётной книжки.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 0 | |
| L с , м | 1500 | 1600 | 1700 | 1800 | 1900 | 2100 | 2200 | 2500 | 2400 | 2300 |
| Q , м 3 /сут | 150 | 160 | 170 | 180 | 170 | 160 | 150 | 180 | 190 | 200 |
| h д , м | 1080 | 1070 | 1060 | 1075 | 1085 | 1065 | 1070 | 1080 | 1060 | 1070 |
| Г , м3/м3 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 |
| Н с , м | 1250 | 1225 | 1220 | 1200 | 1210 | 1215 | 1230 | 1220 | 1216 | 1200 |
| n | 0,40 | 0,40 | 0,40 | 0,40 | 0,40 | 0,40 | 0,40 | 0,40 | 0,40 | 0,40 |
| P з , МПа | 1,25 | 1,3 | 1,2 | 1,25 | 1,3 | 1,25 | 1,2 | 1,25 | 1,3 | 1,2 |
| ρ н , кг/м3 | 800 | 850 | 860 | 880 | 900 | 870 | 860 | 880 | 890 | 850 |
| ρ г , кг/м3 | 1,10 | 1,10 | 1,10 | 1,10 | 1,10 | 1,10 | 1,10 | 1,10 | 1,10 | 1,10 |
| t пр , °С | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 |
Примечание: Остальные исходные данные можно использовать из примера задачи
Задача 7
Определить производительность и коэффициент подачи ШГНУ: глубина скважины Н=1500м; глубина спуска насоса L=1400м; диаметр насоса D пл=38мм; диаметр штанг d шт=19мм; d тр=60мм; плотность нефти ρн=850кг/м3; длина хода точки подвеса штанг S а=2,1м; число качаний n=10мин-1; забойное давление Рзаб=30кгс/см2; содержание воды nв=0,25.
Решение
Определим плотность жидкости
кг/м2
Расстояние до динамического уровня
м
Вес столба жидкости над плунжером, полагая, что Рбуф=0
Определим производительность по теории А.М. Юрчука, предварительно определим:
м
м2
м2
м2
Производительность по формуле А.Н. Адонина
Режим откачки статический, Dпл<43, m=1
Производительность по формуле А.С. Вирновского
°; 
м3/сут
Определим производительность при условии, что h=0,6с-1
Определим производительность полагая, что сила сопротивления движению плунжера Рс=4кН
м
Изгиб штанг под действием Рс
м, где 
м
м
тогда 
м3/сут
Существенных отличий в расчётах различными методами нет.
Определим коэффициент подачи
м3/сут
Коэффициент подачи
с учётом вязкости жидкости
[2]
Задание
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 0 | |
| L с , м | 1500 | 1600 | 1700 | 1800 | 1900 | 2100 | 2200 | 2500 | 2400 | 2300 |
| Н, м | 1600 | 1700 | 1800 | 1900 | 2000 | 2200 | 2300 | 2600 | 2500 | 2400 |
| D пл , мм | 38 | 40 | 42 | 40 | 38 | 40 | 42 | 40 | 38 | 40 |
| d шт , мм | 19 | 20 | 22 | 20 | 19 | 20 | 22 | 20 | 19 | 20 |
| d тр , мм | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 |
| S а , м | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 |
| n , мин-1 | 12 | 11 | 10 | 12 | 11 | 10 | 12 | 11 | 10 | 12 |
| P з , кгс/см2 | 30 | 32 | 35 | 36 | 32 | 30 | 34 | 36 | 32 | 30 |
| ρ н , кг/м3 | 800 | 850 | 860 | 880 | 900 | 870 | 860 | 880 | 890 | 850 |
| n в , | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 |
| t пр , °С | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 |
Выполнить расчёт задачи 7 в соответствии с вариантом задания. Вариант задания выбирается по последней цифре зачётной книжки.
Примечание: Остальные исходные данные можно использовать из примера задачи
Задача 8
Выбрать и рассчитать на прочность одноступенчатую колонну штанг для СК-6-2,1-2500: диаметр насоса D пл=38мм; глубина спуска насоса L=600м; динамический уровень h д=520м; плотность жидкости ρж=850кг/м3; буферное давление Рб=0,3МПа.
Решение
Выберем предварительно штанги диаметром 19мм и определим параметр Коши
(ω=1,57с-1)
Режим статический
Определим перепад давления над плунжером
Полагаем, что гидравлическое сопротивление движению жидкости в трубах мало, Рг=0, тогда определим:
МПа
Давление под плунжером:
МПа
Перепад давления над плунжером
Н/м2
Для СК-6-2,1-2500 максимальное число n=15, длина хода Sа=2,1м
Кинематический показатель
с-1
Амплитуда напряжения цикла
Среднее напряжение в штангах
По формуле А.С. Аливердизаде
Максимальное напряжение
МПа
Приведённое напряжение
МПа
Допустим штанги из ст.40 нормализованные σпр=70МПа, σт=320Мпа [8]
Задание
Выполнить расчёт задачи 8 в соответствии с вариантом задания. Вариант задания выбирается по последней цифре зачётной книжки.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 0 | |
| L с , м | 1500 | 1600 | 1700 | 1800 | 1900 | 2100 | 2200 | 2500 | 2400 | 2300 |
| Н, м | 1600 | 1700 | 1800 | 1900 | 2000 | 2200 | 2300 | 2600 | 2500 | 2400 |
| D пл , мм | 38 | 40 | 42 | 40 | 38 | 40 | 42 | 40 | 38 | 40 |
| h д , м | 519 | 520 | 522 | 520 | 519 | 520 | 522 | 520 | 519 | 520 |
| d тр , мм | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 |
| S а , м | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 |
| n , мин-1 | 12 | 11 | 10 | 12 | 11 | 10 | 12 | 11 | 10 | 12 |
| P б , МПа | 0,30 | 0,32 | 0,35 | 0,36 | 0,32 | 0,30 | 0,34 | 0,36 | 0,32 | 0,30 |
| ρ н , кг/м3 | 800 | 850 | 860 | 880 | 900 | 870 | 860 | 880 | 890 | 850 |
| n в , | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 |
| t пр , °С | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 |
Примечание: Остальные исходные данные можно использовать из примера задачи
Требования к оформлению работ
Работу оформлять в соответствии с общими требованиями к оформлению работ, при этом руководствуясь Методическими рекомендациями [1].
Глоссарий
ГД – гидродвигатель, гидравлическая машина, предназначенная для преобразования гидравлической энергии в механическую.
ГН – гидронасос, гидравлическая машина, преобразующая механическую энергию приводного гидродвигателя в энергию потока жидкости, служащую для перемещения и создания напора жидкостей всех видов.
ГРП – гидроразрыв пласта, метод интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин.
Дебит скважины – (фр. debit — сбыт, расход) — объём жидкости (воды, нефти) или газа, стабильно поступающий из некоторого естественного или искусственного источника в единицу времени.
Динамический уровень скважины — уровень пластовой жидкости, который устанавливается в затрубном пространстве буровой скважины в процессе её работы.
Забой скважины – нижняя часть (дно) скважины.
КПД – коэффициент полезного действия, показатель эффективности работы любого оборудования или характеристика эффективности системы (устройства, машины) в отношении преобразования или передачи энергии.
Напор насоса –избыточное давление, создаваемое насосом. Напор измеряется в м.
НКТ – насосно – компрессорные трубы, тип труб, используемых при эксплуатации газовых и нефтяных скважин, для траспортировки газообразных и жидкообразных веществ, а также при ремонтных и спуско-подъёмных работах на скважине.
Пакер –(англ. Packer — уплотнитель, от pack — упаковывать, уплотнять) приспособление в буровой скважине для перекрытия и герметизации отдельных зон скважин (нефтяных, газовых, водяных, геологоразведочных).
Подача насоса – это обеспечиваемый насосом расход (объем) перекачиваемой жидкости за единицу времени, например, л/мин или м3/ч.
Сепаратор – (лат. Separator — разделитель) — аппарат, производящий разделение продукта на фракции с разными характеристиками.
Скважина – горная выработка круглого сечения, пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека к забою под любым углом к горизонту, диаметр которой намного меньше её глубины. Бурение скважин проводят с помощью специального бурового оборудования.
СК – станок – качалка, тип наземных приводов скважинных штанговых насосов.
УЭЦН – установка электроцентробежного насоса, тип погружного насосного оборудования, применяемого для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и форсирования отбора жидкости.
Устье скважины – верхняя часть (начало) скважины.
Штанга – вал, для передачи крутящего момента от привода к породоразрущающему инструменту или для передачи механической энергии от привода к погружному скважинному насосу.
ШГНУ – штанговая глубинная насосная установка, тип привода для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.
ШСНУ – штанговая скважинная насосная установка, тип привода для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.
ЭЦН – электроцентробежный насос, тип погружного насосного оборудования, применяемого для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и форсирования отбора жидкости.
Контрольные вопросы
1. Основные показатели надежности машин и оборудования при эксплуатации.
2. Оценка надежности оборудования при эксплуатации.
3. Причины отказов нефтегазопромыслового оборудования при эксплуатации.
4. Классификация причин отказов оборудования.
5. Сорбционно-механическое разрушение элементов оборудования.
6. Обеспечение надежности нефтегазопромыслового оборудования при эксплуатации.
7. Техническое обслуживание и ремонт оборудования, техническое диагностирование и прогнозирование технического состояния оборудования.
8. Технологические методы поддержания надежности оборудования при эксплуатации.
9. Хранение оборудования.
10. Основы монтажа нефтегазопромыслового оборудования.
11. Смазочные материалы и эффективность их использования.
12. Служба главного механика и базы производственного обслуживания машин и оборудования.
13. Эксплуатационная обкатка. Гарантийные сроки и списание машин и оборудования.
14. Транспортирование оборудования.
15. Смазка и заправка топливом машин.
16. Организация технического обслуживания и ремонта оборудования.
17. Теоретические основы системы планово-предупредительного обслуживания и ремонта.
18. Система ППР технологического оборудования нефтегазовой отрасли.
19. Организация ежесменного и сезонного технического обслуживания, организация периодического технического обслуживания оборудования.
20. Организация технического диагностирования оборудования.
21. Организация текущего ремонта оборудования.
22. Организация капитального ремонта оборудования.
23. Производственные процессы ремонта нефтегазопромыслового оборудования.
24. Диагностика технического состояния машин и оборудования. Техническое прогнозирование.
25. Окраска оборудования.
26. Способы восстановления деталей.
27. Основные технологические методы ремонта деталей.
28. Методика выбора рационального метода ремонта.
29. Типовые технологические процессы ремонта деталей нефтегазопромыслового оборудования.
30. Ремонт деталей типа: валов, втулок, дисков.
31. Ремонт крупногабаритных деталей.
32. Основы проектирования ремонтных предприятий. Стадии проектирования. Методика проектирования.
Дата добавления: 2021-04-05; просмотров: 105; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!