Илюшин М.А. РН - 20 - 06 (3). К защите
 Скачать 0.68 Mb.
|
|
МИНОБРНАУКИ РОССИИ РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Факультет Инженерной Механики Кафедра Машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности Домашнее задание №1 по дисциплине «Оборудование для нефтяной промышленности» на тему «Изучение оборудования для фонтанной эксплуатации. Фонтанная арматура, запорные и регулирующие устройства, пакеры, НКТ. Прочностной расчет НКТ » «К ЗАЩИТЕ» ВЫПОЛНИЛ: Студент группы РН-20-06 (номер группы) Ассистент Алиев Шагабутдин Абдурахманович Илюшин Максим Александрович (должность, ученая степень; фамилия, и.о.) (фамилия, имя, отчество) (подпись) (подпись) (дата) (дата) Москва, 20 23 1. Назначение и принцип действия фонтанной арматуры 1.1. Для чего предназначена фонтанная арматура? Фонтанная елка предназначена для направления отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, регулирования и контроля за работой фонтанной скважины. 1.2. Укажите названия элементов фонтанной арматуры, согласно номеру позиции указанной на рис.2.1 (а, б) Рис.2.1.(а) 1)Крестовина 2)переводная втулка 3)тройник 4)переводная втулка 5)переводная катушка 6)центральная задвижка 7)задвижки 8)штуцеры 9)буферная задвижка 10)манометр 11)Промежуточная задвижка 12)задвижка 13)тройник 14)буферная задвижка Рис.2.1.(б) 1)Вентиль 2)Задвижка 3)Крестовина 4)Катушка для подвески НКТ 5)Штуцер 6)Крестовина елки 7)Буфер 8)Резьбовой переводник 9)Катушка 1.3. Обозначьте фонтанную елку и трубную головку на рис. 2.1. Укажите их назначение. Фонтанная елка монтируется на трубной головке и предназначена для направления отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, регулирования и контроля за работой фонтанной скважины. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также позволяет контролировать давление в них и выполнять необходимые исследования скважины. 1.4. Для чего в фонтанной арматуре на рис.2.1. (а) применяются два боковых отвода? Укажите их назначение. На фонтанную елку устанавливают два боковых для возможности проведения ремонтных работ без остановки скважины. Один из боковых отводов называют резервным. Его включают в работу, когда основной отвод выходит их строя. 1.5. При каких давлениях используют тройниковую арматуру? Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. 1.6. При каких давлениях используют крестовую арматуру? Для средних и высоких давлений рекомендуют применять крестовую арматуру. 1.7. Чем соединяются между собой детали и узлы арматуры? Детали и узлы арматуры соединяются между собой резьбой, фланцами с уплотнениями или хомутами. 1.8. Расшифруйте следующее обозначение фонтанной арматуры: АФК 4- 65/50-35К2. Фонтанная арматура, изготовленная по схеме 4 с ручным управлением задвижек, с условным проходом по стволу елки 65 мм/ отводов - 50 мм на рабочее давление 35 МПа для коррозионной среды с содержанием (Н2S и СО) до 6%. 2. Регулирующие и запорные устройства фонтанной арматуры. 2.1. Назначение запорных и регулирующих устройств фонтанной арматуры. Запорные устройства служат для полного перекрытия или полного открытия проходного сечения ствола или отвода. Для регулировки параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы — дроссели (штуцера). 2.2. Какие виды регулирующих устройств используют для регулировки параметров потока в фонтанной арматуре? Для регулирования потока пластовой продукции, а, следовательно, регулировки режима работы скважины, применяют специальные устройства — штуцеры (дроссели). 2.3. Укажите названия регулирующего устройства и его элементов, согласно номеру позиции указанной на рис.2.2. 2.4. Укажите название устройства и его элементов, согласно номеру позиции указанной на рис.2.3. Регулируемый дроссель/штуцер: 1 – корпус 2 – втулка 3 – игла-наконечник 4 – стойка 5 – шток Нерегулируемый дроссель/штуцер: 1)фланцы 2)металлические прокладки 3)Патрубок 4)Втулка 5)Корпус 2.5. Перечислите типы запорных устройств, используемых в фонтанной арматуре. 2.6. Укажите название запорного устройства и его элементов, согласно номеру позиции указанной на рис.2.4. При каких давлениях оно используется и почему? 2.7. Выделите преимущества и недостатки использования запорного устройства ( рис. 2.4). Запорные устройства фонтанной арматуры изготавливаются трех типов: — пробковые краны со смазкой по ТУ 26-14-24-77; — задвижки прямоточные со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым шибером по ТУ 26-16-45-77; — задвижки прямоточные со смазкой ЗМАД с двухпластинчатым шибером по ТУ 26-02-728-76 «Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа». Кран конический пробковый. 1- рукоятка; 2 — болт; 3 - клапан; 4 — корпус; 5 – конусная пробка; 6— винт Самым важным достоинством этого типа запорной арматуры является то, что она может использоваться для пропуска сред, содержащих абразивные частицы. Обслуживание крана не требует остановки работы трубопровода. Практически все регулировочные работы могут производиться при нормативном рабочем давлении в трубах. Краны со смазкой обеспечивают длительную работу без протечек в затворе. Срок службы пробковых кранов в несколько раз больше срока эксплуатации аналогичных шаровых. 2.8. Укажите названия запорного устройства и его элементов, согласно номеру позиции указанной на рис.2.5. Какая область применения по давлению у данного запорного устройства? 2.9. Для чего предназначена позиция 12 на рис.2.5. В задвижке предусмотрена возможность подачи защитной смазки в корпус через нагнетательный клапан. 2.10. Выделите преимущества и недостатки использования запорного устройства (рис. 2.5). Из минусов можно отметить сложное изготовление. Для их открытия – закрытия требуются большие крутящие моменты, что требует монтажа механического редуктора даже на кранах небольшого диаметра. Рабочее давление, 21 Мпа Шиберная задвижка ЗМС РАБОЧЕЕ ДАВЛЕНИЕ 70 МПа 1 – шибер 2 – пластинчатая направляющая 3 – седло 4 – корпус 5 – кольцо 6 – шток 7 -пакет уплотнений 8 – маховик 9 – указатель 10 – корпус подшипника 11- крышка 12 – масленка 13 – кольцо Преимущества: 1- Компактностью; 2- Способностью управлять потоками при высокой скорости; 3- Пригодностью к ремонтным работам в короткий срок 2.11. Герметичность обеспечивается плотным контактом шибера с седлами (3). Уплотнительные элементы обеспечивают герметизацию узла (7). 2.12. Для чего в задвижках на давление выше 35 МПа используется уравновешивающий шток? Для уравновешивания нагрузки внизу устанавливают уравновешивающий шток, что силы, действующие на шибер, сверху и снизу компенсировались. 2.13. Для чего необходима смазка в запорных устройствах? Герметичность затвора улучшает уплотнительная смазка ЛЗ-162 или «Арматол-238», подаваемая через нагнетательный клапан. 3. Пакеры 3.1. Укажите назначение пакера. Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. 3.2. Расшифруйте следующее обозначение пакера: ПН-ЯМ 118-48-35К2 3.3. Укажите тип пакера по способу установки и названия его элементов, согласно номеру позиции указанной на рис.3.1 а). Недостатки: 1- Непрямоточность потока, возникновение завихрений 2- Долговечность омываемого жидкостью шибера мала 3- Сложность достижения герметичности контакта клин-гнездо при изготовлении ПН-ЯМ 118-48-35К2 пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вниз. С якорем механический способ посадки пакера 118 – наружный диаметр 48 – внутренний диаметр 35 – рабочее давление 2 – исполнение по коррозионной стойкости 3.4. Укажите название позиций элементов пакера, показанного на рис.3.1 а), которые обеспечивают герметичность и элементов, обеспечивающих закрепление пакера на обсадной колонне. Манжеты, замок. 3.5. Опишите (кратко) принцип работы и установки пакера на рис. 3.1 (а). На колонне НКТ опускают спускается на заданный интервал, при достижении заданного интервала производится установка пакера путем поднимания труб на некоторую высоту. Якорь механический остается неподвижным, направляющие винты переходят из транспортных пазов в рабочие, захваты расклиниваются, манжеты деформируются и уплотняют межтрубное пространство. Затем производится опрессовка затрубного пространства. 3.6. Укажите тип пакера по способу установки и названия его элементов, согласно номеру позиции указанной на рис. 3.1 (б). Конструкция пакера ПН-ЯМ 1 – головка 2- упор 3 – манжеты 4 – конус 5 -плашка 6 – плашкодержатель 7 – цилиндр 8 – захват 9 – корпус фонаря 10 – башмак 11 – замок 12 – гайка 13 – палец 14 – ствол Конструкция пакера ПН-ЯМ 1-муфта; 2-упор; 3-манжета;4-ствол; 5-обойма; 6-конус; 7-шпонка: 8- плашка; 9-плашкодержателъ; 10-винт; 11-кожух; 12-поршень; 13-корпус клапана; 14-шарик; 15-седло; 16-срезной винт 3.7. Укажите название позиций элементов пакера, показанного на рис.3.1 б), которые обеспечивают герметичность и элементов, обеспечивающих закрепление пакера на обсадной колонне. Манжеты и плашки. 3.8. Опишите (кратко) принцип работы и установки пакера на рис.3.1 б). Для фиксации пакера на необходимой глубине в насосно-компрессорные трубы сбрасывается шарик 14 и в полости НКТ создается избыточное давление. Жидкость через отверстие в стволе пакера попадаег под поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель 9, срезает винты 10, плашки 8 надвигаются на конус 6 и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотнительных манжет 3. Под действием массы труб плашки внедряются в стенку эксплуатационной колонны, обеспечивая заякоривание и разобщение зон обсадной колонны. Задание. При выполнении расчетной части задания студенту необходимо выполнить следующее: 1. Представить исходные данные согласно своему варианту и общую схему расчета (рис. 4.10), на схеме указать тип НКТ, массу оборудования, динамический уровень, рассчитанную глубину спуска. 2. Расшифровать условное обозначение НКТ по своему варианту задания в соответствии с ГОСТ 52203-2004. 3. Определить (в зависимости от варианта) страгивающую или предельную нагрузку в точке подвеса колонны НКТ. 4. Исходя из страгивающей или предельной нагрузки, определить максимально возможную глубину спуска колонны НКТ. Решение: 1. Схема для расчета НКТ на прочность 912м = = 385кг 2915,36 м = Вариант Тип НКТ по ГОСТ 52203- 2004 Динамический уровень H д , м Плотность жидкости ρ ж , кг/м 3 Масса оборудования М, кг 10 ПВ73х5,5-Д - II 912 858 385 2. Расшифровка условного обозначения НКТ по варианту задания в соответствии с ГОСТ 52203-2004 ПВ73х5,5-Д -II – гладкие трубы с треугольной резьбой, с высаженными наружу концами, повышенной герметичности с уплотнительным кольцом из неметаллического вещества, с муфтой. D н = 73 мм – Внешний диаметр НКТ s = 5,5 мм – номинальная толщина стенки Д – группа прочности электросварных труб ΙI – группа длина Схема соединения двух гладких труб. 3. Расчет НКТ с высаженными наружу концами с треугольной резьбой и высокогерметичных безмуфтовых труб. Для равнопрочных (высаженных наружу) труб вместо Рст определяется предельная нагрузка: 𝑷 пр = 𝝈 т 𝝅(𝑫 н 𝟐 − 𝑫 вн 𝟐 ) 𝟒 Вес труб, погруженных в жидкость, отличается от веса труб на воздухе. Поскольку, часть НКТ погружена под динамический уровень, то максимальная нагрузка в точке подвеса НКТ будет складываться из веса НКТ в воздухе (до динамического уровня), веса НКТ погруженного в жидкость, веса оборудования в жидкости и веса самой жидкости в НКТ 𝑷 𝒎𝒂𝒙 = 𝒈 ∙ 𝑯 д ∙ 𝒒 + 𝒈 ∙ (𝑳 сп − 𝑯 д ) ∙ 𝒒 ′ + 𝒈 ∙ 𝑴 ′ + 𝑷 ж где: Нд – динамический уровень в скважине, м; q – масса погонного метра труб с муфтами на воздухе 12, кг/м; L сп – максимально возможная глубина спуска колонны НКТ; q’ -масса погонного метра труб с муфтами в жидкости, кг/м; 𝑞 ′ = 𝑞 ∙ 𝐾𝑎 Ка- коэффициент Архимеда 𝑲𝒂 = 𝟏 − 𝝆 ж 𝝆 ст ρж - плотность жидкости 858, кг/м3; ρст –плотность стали 7800 кг/м3; 𝑲𝒂 = 1 − 858 7800 = 0,89 𝒒 = 9,2 + 2,8 = 12 кг 𝒒 ′ = 12 ∙ 0,89 = 10,68кг 𝑀 = 385 𝑴 ′ = 385 ∙ 0,89 = 342,56кг 𝑭 вн = 𝝅 ∙ 𝑫 вн 𝟐 𝟒 =, 3,14 ∙ (62 ∙ 10 −3 ) 2 4 = 0,003м 2 𝑷 ж = 𝑭 вн ∙ 𝝆 ж ∙ 𝒈 ∙ 𝑯 д = 0,003 ∙ 858 ∙ 9,8 ∙ 912 = 23139,887 𝐋 сп = 𝐇 д + Р 𝒎𝒂𝒙 − 𝒈 ∗ 𝐇 д ∗ 𝒒 − 𝑴 ′ ∗ 𝒈 − 𝐏 ж 𝒈 ∗ 𝒒 = 912 + 441809,775 1,3 − 9,8 ∙ 912 ∙ 11,6 − 342,56 ∙ 9,8 − 23139,887 9,8 ∙ 10,68 = 2915,36 м Вывод: Максимально возможная глубина спуска колонны НКТ – 2915,36 м. |