Министерство  образования и науки 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 …………….…………………………………25

ДОМАШНЕЕ  ЗАДАНИЕ № 6. Расчет запорных устройств фонтанной арматуры ………………………………………………26

ПРИЛОЖЕНИЯ  …………….………………………………….. 28

ЛИТЕРАТУРА  ……………….………………………………….. 31

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.

Dср = Dвнр  + B

                                    где:Dср – средний диаметр тела трубы под резьбой в ее основной плоскости, м

                                           sт – 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

a -  угол профиля резьбы, для НКТ по ГОСТ 633-80  a= 60⁰

f – угол трения, для стальных труб = 9⁰

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

                                          ;

Для равнопрочных (высаженных наружу) труб вместо Рстi определяется предельная нагрузка Рпр

                                          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 sо действуют

радиальные sr и кольцевые sк напряжения.

                                           s r = - Рв или   sr = - Рн,

                                           ,

                                                   где: Рв, Рн соответственно внутреннее и наружное давление.

По теории наибольших касательных напряжений находят  эквивалентное напряжение

                                           s э = s ₁ - s ₃,

                                    где: s_1, s₃  соответственно наибольшее и наименьшее напряжения.

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

                                           s э = s о + s r при s о > s к > s r.

                                           s э = s к + s r при s к > s о > s r.

                                           s э = s о + s к при s о > s r > s к.

 

Из  рассмотренных  случаев следует, что при Рн > Рв максимально возможная длина спускаемой колонны будет меньше и её определяют по формуле

 

                                         

                                         

где  n₁^’ – запас прочности = 1,15

 
 

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 s_m, а по ним – амплитуду симметричного цикла (sа). Зная (s_-1) - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения-сжатия определяют запас прочности:

где s_-1 – предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения–сжатия; k_s – коэффициент, учитывающий концентрацию напряжений, масштабный фактор и состояние поверхности детали; y_s – 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 y_s = 0,07…0,09 для материалов с пределом прочности s_в = 370…550 МПа и y_s = 0,11…0,14 – для материалов с s_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:

            

                  

 

3,5 – коэффициент, учитывающий защемление  колонны НКТ  в пакере,

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.

l- коэффициент,учитывающий уменьшение веса труб в жидкости =

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

 

                                            Р_{1; ¥} = l l q z_{1; ¥}                                                    

 

где ,

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 ® ∞, z _{1; ¥} ® 1/а и получаем предельную нагрузку, передаваемую на забой колонной НКТ:

 

                                                                    

 

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

 

                                                Р_{1, 0} = lqHz_{1; 0}, 

                             

где .

Условие прочности  для изогнутого участка колонны  НКТ записывается в виде:

 

                                    ,                      

 

где F_о – площадь опасного сечения труб, м²; W_о – осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м³; Р_1сж – осевое усилие, действующее на изогнутый участок труб, МН; s_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 DP F + G F [  (Rс² – rш²)³ -  (Rп² – rш²)³ ] / [(Rс² – rш²)²  + (Rп² – rш²) ]

где: F – площадь поперечного сечения уплотнительного элемента в деформированном состоянии, м²

Rп – наружный радиус резины до деформации  = Rс / kоп

kоп =1,13 для пакеров под обсадные колонны 146, 168 мм, Kоп =1,09...1,07 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    [ sт  n tga (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 sт n tga (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:

s_S = sраст + sизг

sраст = 4 Рmax / (p dк² Ккан)

sизг = Епр dпр / (Dб + dк)

где: dк -диаметр каната, м;

Ккан -коэффициент наполнения каната проволоками;

Епр -модуль упругости материала проволок каната, МПа;

dпр -диаметр проволоки каната, м;

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

Условие прочности для каната: s_S <     [sпр ] / 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

 

где D_вн – внутренний диаметр цилиндрической части арматуры; р - рабочее давление; [σ_р]- допустимое напряжение на растяжение материала арматуры; ΔS- увеличение толщины, учитывающее коррозию металла за время эксплуатации фонтанной арматуры.

ΔS= ΔS_tt

где ΔS_t - 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.