Выдержка из текста работы
Нефть и газ в настоящее время во всем мире и в России — основные виды энергетических ресурсов, на долю которых приходится около 70 % всех видов используемых ресурсов. Важными и актуальными задачами являются вопросы, связанные со всей технологической цепочкой — от разведки месторождений до использования нефти и газа.
Преобладающее использование нефти и газа в мире предопределило приоритетность всех вопросов, связанных с разведкой, добычей, транспортом, переработкой и использованием их. Происходит постоянное совершенствование в первую очередь разведки месторождений, в эксплуатацию вовлекаются месторождения морского шельфа, идет освоение добычи нефти с больших глубин, прорабатываются технологии добычи нефти в циркумполярной зоне Северного Ледовитого океана. Осваиваются месторождения с глубиной залегания 4 — 5 км, что требует создания новой техники и технологии бурения. Разрабатываются мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов для повышения коэффициента извлекаемости. Совершенствуются и развиваются способы доставки нефти и газа в районы их потребления, переработки. На сегодняшний день основным видом транспорта углеводородного сырья стал трубопроводный.
В трубопроводном транспорте, являющемся основным средством доставки нефти и газа в России, также постоянно совершенствуется технологическое оборудование — в первую очередь на компрессорных станциях газопроводов, где используются газотурбинные установки мощностью от 10 до 25 МВт. В последние годы отчетливо проявляется тенденция снижения объемов добычи и транспортировки нефти и нефтепродуктов. Магистральные нефтепроводы используются лишь наполовину их пропускной способности. Они находятся в эксплуатации уже свыше 20 лет, в связи с чем остро стоит проблема поддержания их надежности на проектном уровне во избежание аварий, что требует новых подходов к оценке технического состояния нефте- и газопроводов, для чего созданы и используются внутритрубные диагностические снаряды, позволяющие осуществить оценку технического состояния линейной части и объемы и сроки ремонтов. Значительно изменились и сами ремонты — их техника, технология и материалы. Это позволит сократить сроки проведения ремонтов и повысить надежность проводимых ремонтов.
Исходные данные:
I раздел
Задача: произвести расчет и выбор буровой установки для бурения на суше; выписать основные её характеристики; описать преимущества и недостатки выбранной буровой установки.
Таблица 1
|
Hc, м |
Pпл, МПа |
Тип буровых труб |
Диаметр эксплуатационной колонны |
Способ бурения |
Обеспечение электроэнергией |
|
|
2750 |
28,5 |
ТБПВ 127Ч9 |
146 |
турбинный |
нет |
Таблица 2
|
Колонна |
Направление |
Кондуктор |
Промежуточная |
Эксплуатационная |
|
|
м |
65 |
885 |
1300 |
500 |
II раздел
Задача: выбрать оборудование для эксплуатации скважины УШСН; установить режим его работы; подобрать соответствующее оборудование и указать его технические характеристики.
Таблица 3
|
Нф, м |
Рпл, МПа |
Рзаб, МПа |
Рнас, МПа |
св, кг/м3 |
сн, кг/м3 |
сг, кг/м3 |
b |
К, т/сут*МПа |
D, мм |
nв, % |
|
|
1770 |
14,4 |
8,8 |
8,5 |
1120 |
800 |
1,2 |
1,12 |
3,57 |
168 |
60 |
III раздел
Задача: выполнить расчет магистрального нефтепровода, предназначенного для работы в системе трубопроводов; подобрать стандартный диаметр трубопровода и необходимое насосное оборудование; рассчитать толщину стенки трубы; определить потери напора при заданном объеме перекачки; определить число перекачивающих станций.
Таблица 4
|
Gг, млн.т/год |
L, км |
Zк, км |
Zн, км |
св, кг/м3 |
н273, мм2/с |
н293, мм2/с |
Тр, К |
Рдоп, МПа |
mмн, шт |
nр |
Кнп |
|
|
11 |
910 |
197 |
120 |
860 |
33, 4 |
7,5 |
284 |
7,1 |
4 |
1,1 |
1,05 |
бурение скважина насос плунжер
1. Расчет и выбор буровой установки
1. Нахождение допускаемой нагрузки Qн на крюк, причем Qн?Qк.
, (1.1)
где Qк — вес наиболее тяжелой колонны бурильных труб в воздухе, кН;
m — масса 1м бурильных труб, кг;
L — длина колонны бурильных или обсадных труб, м.
, (1.2)
где Нс — проектная глубина бурения, м.
Согласно таблице из книги Элияшевского И.В. масса 1м трубы диаметра 127мм с толщиной стенок 9мм равна 26,2 кг.
(кН)
2. Подбор буровой установки по значениям Qн и L.
Рис.1.1 Общий вид буровых установок БУ 3200/200 ДГУ
БУ 3200/200 ДГУ — буровая установка с дизель-гидравлическим приводом с универсальными монтажно-транспортными качествами.
Таблица 1.1 Технические характеристики буровых установок БУ 3200/200 ДГУ
|
Параметры |
БУ 3200/200 ДГУ |
|
|
Допускаемая нагрузка на крюке, кН |
2000 |
|
|
Условная глубина бурения, м |
3200 |
|
|
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с |
0,2 |
|
|
Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее |
1,5 |
|
|
Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт |
670 |
|
|
Диаметр отверстия в столе ротора, мм |
700 |
|
|
Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более |
280 |
|
|
Мощность бурового насоса, кВт |
950 |
|
|
Вид привода |
ДГ |
|
|
Площадь подсвечников для размещения свечей диаметром 114 мм, м2 |
4000 |
|
|
Высота основания (отметка пола буровой), м |
7,2 |
|
|
Просвет для установки блока превенторов, м |
5,7 |
Таблица 1.2 Конструкция и набор бурового оборудования установок БУ 3200/200 ДГУ
|
Механизм, агрегат |
БУ 3200/200ДГУ-1М, БУ 3200/200ДГУ-1У, БУ 3200/200ДГУ-1Т |
|
|
Лебедка буровая |
ЛБУ22-720 |
|
|
Насос буровой |
УНБТ-950А |
|
|
Ротор |
Р-700 |
|
|
Комплекс механизмов АСП |
АСП-ЗМ1 |
|
|
Кронблок |
УКБА-6-250 |
|
|
Талевый блок |
УТБА-5-200 |
|
|
Крюкоблок |
— |
|
|
Вертлюг |
УВ-250МА |
|
|
Вышка |
ВМА-45-200-1 |
|
|
Привод основных механизмов |
Лебедки, ротора и буровых насосов: групповой от трех силовых агрегатов типа СА-10 |
|
|
Циркуляционная система |
ЦС3200-У1, ЦС3000ДГУ-1Т |
Конструктивные особенности и достоинства установок «Уралмаш»:
· Полнорегулируемый привод основных механизмов;
· Блочно-модульная компоновка новых типов БУ;
· Оперативный контроль за процессом бурения и параметрами бурового раствора;
· Механизация и автоматизация выполнения трудоемких операций с бурильными и обсадными трубами;
· Работа верхнеприводной системы (силового вертлюга) совместно со средствами механизации спускоподъемных операций;
· Высокоэффективные циркуляционные системы для экологически чистого (безамбарного) бурения;
· Утепление производственных помещений с максимальной утилизацией тепла;
· Высокая долговечность оборудования, обусловленная оптимальными параметрами механизмов, применением высокопрочных сталей с большим запасом прочности;
· Возможность выбора оптимальных режимов бурения благодаря наличию приводных систем и регуляторов подачи долота;
· Легкость управления и удобство в эксплуатации;
· Обладают универсальными монтажно-транспортными качествами, перевозятся блоками на тяжеловозах, секциями (модулями) на трейлерах и поагрегатно транспортом общего назначения.
3. Расчет количества бурового раствора для бурения скважины.
, (1.3)
где V1 = 25 м3 — объём приемных емкостей буровых насосов;
V2 = 5 м3- объем циркуляционной системы;
V3 — требуемый объем бурового раствора, необходимый для механического бурения;
, (1.4)
где n1, n2, n3, n4 — нормы расходы бурового раствора на 1 м проходки в зависимости от вида обсадной колонны;
L1, L2, L3, L4 — длина интервалов одного диаметра, м.
(м3)
V4 — объем скважины.
, (1.5)
где d1, d2, d3, d4 — диаметры скважины по виду колонны, мм.
(м3)
Кз = 2 — коэффициент запаса.
(м3)
II. Расчет и выбор установки для добычи нефти и газа
1. Расчет планируемого отбора жидкости по уравнению притока
, (2.1)
где К — коэффициент продуктивности, т/сут*МПа;
Рпл — пластовое давление в скважине, МПа;
Рзаб — давление в забое, МПа.
n = 1 — показатель фильтрации.
(т/сут)
2. Схема установки штангового скважинного насоса.
Рис. 2.1 Вид установки штангового скважинного насоса
Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка- качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
3. Расчет глубины спуска насоса.
, (2.2)
где Нф — фактическая глубина бурения, м;
Рпр.опт — оптимальное давление на приеме насоса, МПа;
(МПа)
ссм — плотность смеси, кг/м3;
, (2.3)
где nв — газовый фактор;
b — объемный коэффициент нефти, газа и воды, усредненный при давлении
(кг/м3)
4. Расчет необходимой теоретической производительности установки
, (2.4)
где ѓЕ= 0,8 — коэффициент подачи;
Q — планируемый отбор, т/сут;
(м3/сут)
По диаграмме А.Н. Адонина из книги И.Т. Мищенко для базовых станков-качалок определяем диаметр насоса и тип станка-качалки по значениям Lн и Qоб.
Потребуется станок-качалка типа: СК-6-1,5-1600, у которой наибольшая допускаемая нагрузка на балансир в точке подвеса штанг — 6 т; наибольшая длина хода устьвого штока — 1,5 м; наибольший крутящий момент на валу — 1600 кГс/м ; диаметр плунжера (dпл) — 43 мм.
Подбираем насос из таблицы 2.1 из книги И.Т. Мищенко по значениям dпл и Qоб.
Потребуется насос типа НСНА (невставной, одноступенчатый, одноплунжерный, с втулочным цилиндром и захватом штока, с автосцепом) с условным диаметром — 43 мм, подачей — 73,5 м3/сут, максимальной длиной хода плунжера — 3,5 м, условным диаметром НКТ — 48 мм.
Рис. 2.1 Диаграмма А.Н. Адонина для базовых станков качалок
Таблица 2.1
5. Расчет числа качаний плунжера в минуту.
, (2.5)
где Fпл — площадь поперечного сечения плунжера, м2;
( м2)
S — длина хода выбранного станка-качалки, м.
(кач/мин)
6. Расчет необходимой мощности и выбор типа электродвигателя для станка-качалки.
, (2.6)
где dн — диаметр насоса, м;
ѓЕн = 0,82 — КПД насоса;
ѓЕск = 0,9 — КПД станка-качалки;
К = 1,2 — коэффициент уравновешенности СК.
Из таблицы 2.2 из книги А.М.Юрчука выбираем тип электродвигателя.
Потребуется электродвигатель — АОП-51-4 (трехфазный асинхронный двигатель закрытого обдуваемого исполнения с повышенным пусковым моментом 5 габарита, 1-й длины на 4 полюса) с номинальной мощностью — 4,5кВт.
Таблица 2.2
III. Гидравлический расчет
1. Определение расчетной плотности нефти
, (3.1)
где с293 — плотность нефти при Т=293К, кг/м3;
ж — температурная поправка;
(кг/м3*К)
( кг/м3)
2. Определение расчетной кинематической вязкости нефти по формуле Вольтера.
где , (3.2)
Ан, Вн — постоянные коэффициенты;
, (3.3)
где н1, н2 — вязкости нефти при Т1=273К и Т2=293К;
(мм2/с)
3. Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления.
, (3.4)
где Gг — годовая производительность, млн.т/год;
Кнп — коэффициент неравномерности перекачки;
Nр = 350 — расчетное число рабочих дней магистрального трубопровода.
(м3/ч)
В соответствии с Q по таблицам коэффициентов Q-H характеристик нефтяных магистральных и подпорных насосов выбираем необходимое оборудование.
Потребуется магистральный насос НМ 2500-230 с подачей 1800 м3/ч и напором 230м, подпорный насос НПВ 2500-80 с подачей 2500 м3/ч и напором 80м.
Таблица 3.1
Таблица 3.2
Задаваясь наибольшими значениями диаметров рабочих колес D2, определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки:
; (3.5)
, (3.6)
где а, а0, а1, а2, b — коэффициенты, зависящие от характеристик насоса.
Для D2=445мм магистрального насоса а=279,2, b=5,2985*10??; для D2=540мм подпорного насоса а0=9,6298*10, а1=6,75*10?3, а2=-5,4048*10??.
Определим рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС равно 3 (mм=3).
, (3.7)
где Рдоп — допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры.
(МПа)
Р> Рдоп=7,1МПа, значит берем меньший диаметр магистрального насоса D2=440мм, для которого а=279,6, b=8,0256*10??.
(МПа)
Р> Рдоп=7,1МПа, значит берем меньший диаметр магистрального насоса D2=425мм, для которого а=246,6, b=1,6856*10??.
(МПа)
Основные характеристики НМ 2500-230 и НПВ 2500-80
Насос: НМ 2500-230
Группа: НЕ (Нефтяные насосы)
Подача: 2500 м.куб./час
Напор: 230 м.в.ст.
Мощность: 2000 кВт
Обороты: 3000
Масса: 15690 кг.
Габариты: 5955х2220х1803
Горизонтальный электронасосный агрегат с центробежным одноступенчатым насосом с рабочим колесом двустороннего входа предназначен для перекачивания нефти и нефтепродуктов с температурой от -5 до +80 Гр.С, с содержанием мех. примесей не более 0,05% по объему, размером частиц не более 0,2 мм. Насосы типа НМ — нефтяные магистральные насосы с горизонтальным разъемом корпуса и двухзавитковым спиральным отводом. Материал проточной части: раб.колесо сталь 25Л-I; крышка, корпус — сталь 20Л-II, Уплотнение вала — торцовое. Насос работает с подпором.
Рис. 3.1 Разрез насоса типа НМ 2500-230
Насос: НПВ 2500-80
Группа: НЕ (Нефтяные насосы)
Подача: 2500 м.куб./час
Напор: 80 м.в.ст.
Мощность: 800 кВт
Обороты: 1480
Масса: 19250 кг.
Габариты: 2135х1900х6045
Вертикальные электронасосные агрегаты, состоящие из центробежных, одноступенчатых насосов с рабочим колесом двустороннего входа с предвключенным колесом и двухзавитковым спиральным отводом и электродвигателей взрывозащирщенного исполнения типа ВR13ОВ (вертикальный, асинхронный, обдуваемый), предназначены для подачи нефти от нефтехранилищ к насосам типа НМ с целью создания кавитационного запаса. Уплотнение вала — торцовое типа ТМ-120М. Присоединение патрубков к трубопроводам: входного — сварное; напорного — фланцевое. Климатическое исполнение и категория размещения при эксплуатации — У1. Для данного насоса- КПД — 82%.
Рис. 3.2 Разрез насоса типа НПВ
4. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода с учетом, что ориентировочная средняя скорость переноски равно 1,6 м/с (Wo=1,6 м/с).
(3.8)
Для дальнейших расчетов принимаем ближайший стандартный наружный диаметр трубопровода: Dн=630мм.
Определим расчетное сопротивление металла трубы:
, (3.9)
где R??=ѓРв=530МПа — нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв;
m=0,5 — коэффициент условий работы;
К1=1,4 — коэффициент надежности по материалу;
Кн=1 — коэффициент надежности по назначению.
(МПа)
Определим расчетное значение толщины стенки трубопровода:
, (3.10)
Где nр=1,15 — коэффициент надежности по нагрузке.
(мм)
Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения, тогда ѓВ=12мм.
Определим внутренний диаметр:
(3.11)
(мм)
5. Гидравлический расчет.
Определим среднюю скорость течения нефти:
, (3.12)
где — расчетная производительность перекачки, м3/с.
(м/с)
Определим число Рейнольдца, чтобы определить режим течения нефти.
(3.13)
Полученное значение Re>2320, значит нефть течет по трубопроводу в турбулентном режиме. Область турбулентного течения подразделяется на 3 зоны, определим значения переходных чисел Рейнольдца:
; (3.14)
, (3.15)
где — относительная шероховатость трубы
Кэ=0,2мм — эквивалентная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а так же состояния.
Полученное значение Re1<Re<Re2, значит течение нефти турбелентное в зоне смешанного трения.
Определим коэффициент гидравлического сопротивления ѓЙ:
(3.15)
Определим потери напора на трение в трубопроводе:
, (3.16)
где Lр — расчетная длина нефтепровода, равная полной длине трубопровода.
Определим величину гидравлического уклона магистрали:
(3.17)
Определим суммарные потери напора в трубопроводе:
, (3.18)
Где 1,02 — коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;
— разность геодезических отметок;
Nэ=2 — число эксплуатационных участков;
hост=40м — остаточный напор в конце эксплуатационного участка.
Определим число перекачивающих станций:
(3.19)
Список литературы
1. Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М «Типовые задачи и расчеты в бурении»;
2. Мищенко И.Т. «Расчеты в добыче нефти»;
3. Юрчук А.М. «Расчеты в добыче нефти»;
4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов;
5. Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А. Основы нефтегазового дела: Учеб. для вузов;
Размещено на
