Расчёт и выбор бурового оборудования

Курсовая работа на тему

Расчёт и выбор бурового оборудования

по дисциплине: Основы нефтегазопромыслового дела

Введение

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 нефтеи 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

Таблица 2

II раздел

Задача: выбрать оборудование для эксплуатации скважины УШСН; установить режим его работы; подобрать соответствующее оборудование и указать его технические характеристики.

Таблица 3

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

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 1 м бурильных труб, кг;

L — длина колонны бурильных или обсадных труб, м.

(1.2)

где Нс — проектная глубина бурения, м.

(м) Согласно таблице из книги Элияшевского И. В. масса 1 м трубы диаметра 127 мм с толщиной стенок 9 мм 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

Таблица 1.2 Конструкция и набор бурового оборудования установок БУ 3200/200 ДГУ

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, станкакачалки 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)

(м)

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 230 м, подпорный насос НПВ 2500−80 с подачей 2500 м3/ч и напором 80 м.

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??.

(м)

(м) 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??.

(м)

(МПа) Р> Рдоп=7,1МПа, значит берем меньший диаметр магистрального насоса D2=425мм, для которого а=246,6, b=1,6856*10??.

(м)

(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: 15 690 кг.

Габариты: 5955×2220×1803

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: 19 250 кг.

Габариты: 2135×1900×6045

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 насосаКПД — 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)

(м) 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

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.

(м) 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.

(м) Определим число перекачивающих станций:

(3.19)

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;