Министерство образования и науки российской федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Югорский государственный университет»

Институт природопользования

Кафедра нефтегазового дела

Методические указания

по выполнению курсовой работы по дисциплине «Нефтегазопромысловое оборудование» для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело

Ханты-Мансийск, 2016

УДК

Методические указания к выполнению курсовой работе по дисциплине «Нефтегазопромысловое оборудование» для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело, Югорский государственный университет. – Ханты-Мансийск, 2016. – 36 с.

Учебно-методические рекомендации рассмотрены и рекомендованы к изданию на заседании кафедры нефтегазового дела 17.03.2016 года, протокол № 6.

Составители: В.В. Бабарыкин, к.т.н., доцент кафедры нефтегазового дела

Оформитель: А.М. Якупова, техник кафедры нефтегазового дела

«Югорский государственный университет», 2016 г.

Содержание

		Стр.
	ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………
1.	ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ СООТНОШЕНИЯ …………..…
	ЗАДАНИЕ № 1. Расчет насосно- компрессорных труб на прочность …………………..……………………………..…
	ЗАДАНИЕ № 2. Расчет пакеров…………………..
	ЗАДАНИЕ № 3. Расчет оборудования для освоения скважин .…
	ЗАДАНИЕ № 4. Выбор фонтанной арматуры.…..
	ЗАДАНИЕ № 5. Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры …………….…………………………………
	ЗАДАНИЕ № 6. Расчет запорных устройств фонтанной арматуры
	ПРИЛОЖЕНИЯ ………….…………………………………..
	ЛИТЕРАТУРА …………….…………………………………..

1. 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.

D_ср = D_внр + B

где: D_ср – средний диаметр тела трубы под резьбой в ее основной

плоскости, м

_т – предел текучести для материала труб, Па;

D_внр – 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 = 60⁰

 – угол трения, для стальных труб 9⁰

l – длина резьбы, м.

Максимальная растягивающая нагрузка при подвеске оборудования массой М на колонне НКТ составляет

Р_max = g L q + M g,

где: q – масса погонного метра трубы с муфтами, кг/м.

если Р_ст < Р_max , то рассчитывают ступенчатую колонну

Глубину спуска для различных колонн определяют из зависимости

;

Для равнопрочных (высаженных наружу) труб вместо Р_стi определяется предельная нагрузка Р_пр

Р_пр =

n₁ – запас прочности (для НКТ допускается n₁=1,3 – 1,4)

D_н, D_вн – наружный и внутренний диаметр трубы.

В условиях наружного и внутреннего давления дополнительно к осевым _о действуют радиальные _r и кольцевые _к напряжения.

 _r = - Р_в или _r = - Р_н,

,

где: Р_в, Р_н соответственно внутреннее и наружное давление.

По теории наибольших касательных напряжений находят эквивалентное напряжение

 _э =  ₁ -  ₃,

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 Р_н > Р_в 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 _m, а по ним – амплитуду симметричного цикла (_а). Зная _-1 - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения-сжатия определяют запас прочности:

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 Р_кр > Р_{уст nус}, где:

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

J – момент инерции поперечного сечения трубы =

D_н, D_вн –наружный и внутренний диаметр трубы, при колонне НКТ, состоящей из секций разного диаметра в расчет принимаются размеры нижней секции, в нашем случае параметры d_нкт.

коэффициент, учитывающий уменьшение веса труб в жидкости =

q - масса 1 погонного метра труб с муфтами в воздухе, кг/м,

D_обс.вн – внутренний диаметр обсадной колонны, м.

Если выполняется неравенство Р_уст >Р_lmax – происходит зависание труб в скважине, где: Р_lmax – 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 q _{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  ∞,  _{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} = qH_{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; _т – предел текучести материала труб, МПа; п – запас прочности, принимаемый равным 1,35.

1.2 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 [ (R_с² – r_ш²)³ - (R_п² – r_ш²)³ ] / [(R_с² – r_ш²)² + (R_п² – r_ш²) ]

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

P - перепад давления

R_п – наружный радиус резины до деформации = R_с / k_оп

k_оп =1,13 для пакеров под обсадные колонны 146, 168 мм, k_оп =1,09...1,07 для пакеров под обсадные колонн 178 и 299 мм.

Определение наибольшей высоты уплотнительного элемента пакера.

h_max = (R_п² – r_ш²) R_с³ / [ 0,45 f (R_с² – r_ш²)(3R_c² + 2R_с r_ш - r_ш² ) ]

f = коэффициент трения (принимаем 0,2)

Определение оптимальной длины хода штока пакера.

S = h (k_оп ² – 1 ) R_п² / (k_оп ² R_п² - r_ш²),

где: h= 0,9 h_max – высота свободного, не нагруженного уплотняющего элемента.

Определение предельной осевой нагрузки на плашечный захват пакера, при котором не происходит разрушения обсадной колонны

Q_пред [ _т ] n tgD² – D_вн²) l_пл (L_пл² + 16/3 f_пл²) ^1/2 ] / (D² – D_вн²),

где: D_вн – внутренний диаметр обсадной колонны, м,

l_пл - осевая длина плашки, м,

L_пл -длина хорды плашки в диаметральном сечении, м,

f_пл - стрела профиля плашки, м

При ограниченной площади контакта плашек по периметру обсадной колонны участки труб между плашками работают на изгиб и Q_пред определяют

Q_пред 2 _т n tg(D – D_вн) l_пл / 2 D_вн

1.3 Освоение скважины свабированием:

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

Максимальная нагрузка в точке А определяется как

Р_max = Р_ж + Р_кан + Р’_кан,

где: Р_ж – вес столба жидкости над свабом, Н

Р_кан – 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Р_max / (d_к² К_кан)

_изг = Е_пр _пр / (D_б + d_к)

где: d_к -диаметр каната, м;

К_кан -коэффициент наполнения каната проволоками;

Е_пр -модуль упругости материала проволок каната, МПа;

_пр -диаметр проволоки каната, м;

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

Условие прочности для каната: _ < [пр ] / n_зап