Машины и оборудование ТИУ. Кобзев А.С. Машины и обор у дование нефтегазово г о компл е кс а
 Скачать 426.36 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Кафедра «Машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности» ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА по дисциплине: «Машины и оборудование нефтегазового комплекса» Выполнил: студент группы БТПбз-15-5 Кобзев Александр Сергеевич Шифр зачетной книжки:19-09-000344 Тюмень, 2022г. 1. Дано: ρ20 = 870 кг/м3 ζ = 0,000782 Найти ρ0,5,10,15,25 -? Решение: ρ(Т) = ρ20*[1+ζ *(20-Т)] ρ0 = 870 * [1+0,000782*(20-0)] = 883,6 кг/м3 ρ5 = 870 * [1+0,000782*(20-5)] = 880,2 кг/м3 ρ10 = 870 * [1+0,000782*(20-10)] = 876,8 кг/м3 ρ15 = 870 * [1+0,000782*(20-15)] = 873,4 кг/м3 ρ25 = 870 * [1+0,000782*(20-25)] = 866,5 кг/м3 Ответ: Плотность нефти при температуре 0°С равна 883,6 кг/м3; 5°С равна 880,2 кг/м3; 10°С равна 876,8 кг/м3; 15°С равна 873,4 кг/м3; 25°С равна 866,5 кг/м3. 1. Дано: Ρ0,1 = 870 кг/м3 К = 1,3*109Па (среднее значение модуля упругости нефти) Найти ρ1,3,6,9,12 -? Решение: ρ(P) = ρ20*[1+ (Р-Р0)/К] ρ1 = 870 * [1+ (1-0,1) *106/1,3*109] = 870 кг/м3 ρ3 = 870 * [1+ (3-0,1) *106/1,3*109] = 871,9 кг/м3 ρ6 = 870 * [1+ (6-0,1) *106/1,3*109] = 873,9 кг/м3 ρ9 = 870 * [1+ (9-0,1) *106/1,3*109] = 875,9 кг/м3 ρ12 = 870 * [1+ (12-0,1) *106/1,3*109] = 877,9 кг/м3 Ответ: Плотность нефти при давлении 1МПа равна 870 кг/м3; 3 МПа равна 871,9 кг/м3; 6 МПа равна 873,9 кг/м3; 9 МПа равна 875,9 кг/м3; 12МПа равна 877,9 кг/м3. Зная, что молекулярная масса метана равна 16,04 г/моль и один моль метана занимает объём при н.у. 22,414 л, а при с.у. 24,055 л, находим: ρCH4 (н.у.) = 16,04/22,414 = 0,716 (г/л); ρCH4 (с.у.) = 16,04/24,055 = 0,665 (г/л). Ответ: Плотность метана ρCH4 (н.у.) = 0,716 (г/л), ρCH4 (с.у.) = 0,665 (г/л) Решение. В этом случае общее давление (1 атм = 101,325 кПа) в системе будет равно Р = (500 + 101,325) = 601,325 кПа. Зная, что молекулярная масса метана = 16,04 г/моль (кг/кмоль), универсальная газовая постоянная (R) = 8,314 Дж/(К·моль), температура (T) = 273,15 К, находим плотность метана: При 500 кПа и температуре 0°С ρCH4 = Р·М/R·T = 601,325·16,04/8,314·273,15 = 4,25 (кг/м3), ρCH4 = rо·Р/Рат = 0,716·601,325/101,325 = 4,25 (кг/м3). При 650 кПа и температуре 0°С ρCH4 = Р·М/R·T = 751,325·16,04/8,314·273,15 = 5,306 (кг/м3), ρCH4 = rо·Р/Рат = 0,716·751,325/101,325 = 5,306 (кг/м3). При 500 кПа и температуре 20°С ρCH4 = Р·М/R·T = 601,325·16,04/8,314·293,15 = 3,95 (кг/м3), ρCH4 = rо·Р/Рат = 0,716·601,325/101,325 = 4,24 (кг/м3). При 650 кПа и температуре 20°С ρCH4 = Р·М/R·T = 751,325·16,04/8,314·293,15 = 4,94 (кг/м3), ρCH4 = rо·Р/Рат = 0,716·751,325/101,325 = 5,309 (кг/м3). Буровые долота: назначение, классификация, устройство и состав, условные обозначения. Вопросы: 1. В зависимости от способа отделения частиц горной породы какие различают долота? Дробящего (ударного) действия; дробяще-скалывающего (ударно-сдвигающего) действия; истирающе-режущего действия; режуще-скалывающего действия. Долота бывают лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные. 2. В чем отличие шарошечных долот с цельнолитым корпусом и секционных? В секционных шарошечных долотах в отличие от корпусных используется ниппельная присоединительная резьба. Согласно ГОСТ 20692—75, шарошечные долота диаметрами 46 и 59 мм имеют правую цилиндрическую резьбу. Долота диаметром 76 мм и более имеют правую коническую резьбу, профиль и размеры которой совпадают с замковой резьбой бурильных труб. 3. Классификация шарошечных долот. Код состоит из четырех символов, обозначающих конструкцию долота и тип горных пород, для бурения которых оно предназначено. Первые три символа – цифровые, четвертый – буквенный. Последовательность цифровых символов определяется как «серия-тип-опора/калибрующая поверхность». Четвертый буквенный символ определяется как «дополнительные характеристики». Первая цифра кода – серия вооружения долота (1-8). Восемь категорий серий вооружения соответствуют общей характеристике горных пород, для бурения которых предназначено долото. Серии от 1 до 3 определяют долота с фрезерованным вооружением, а серии от 4 до 8 – долота с твердосплавным вооружением. Увеличение цифры серии внутри групп означает увеличение твердости пород, для которых предназначено долото. Вторая цифра кода – тип вооружения долота (1-4). Каждая серия разделена на 4 типа в зависимости от твердости разбуриваемых пород. Тип 1 означает долота для бурения наиболее мягких пород в пределах серии, а тип 4 относится к наиболее твердым породам в пределах серии. Третья цифра (1-7) характеризует конструкцию опоры и наличие (или отсутствие) твердосплавных вставок на калибрующих поверхностях шарошек. Категории 8 и 9 – резервные, для возможного использования в будущем. Четвертый буквенный символ кода – «дополнительные характеристики» (необязательный). 16 букв используются для обозначения специальных конструкций вооружения, опор, промывочных устройств и защиты корпусов долот. В случаях, когда конструкция долота имеет более одной из дополнительных характеристик, указывается наиболее существенная из них. 4. Обозначение шарошечных долот. Многие производители долот дополнительно указывают их специальные характеристики и области применения. В настоящем классификаторе они обозначены следующими буквами: А — рекомендуется для турбинного бурения; В — рекомендуется для бурения с винтовым забойным двигателем; С — рекомендуется для геотермального бурения; D — рекомендуется для ударного бурения; Е — рекомендуется для направленного бурения или бурения с набором кривизны; F — с фрезерованным вооружением; G — удлиненные насадки; Н —: центральная насадка; J — двухшарошечное гидромониторное долото для направленного бурения; К — герметизированная опора на подшипниках скольжения; X — рекомендуется для бурения с продувкой воздухом. 5. Виды лопастных долот. Выпускаются следующие типы лопастных долот (кроме долота вида П): М — для мягких пород; МС — для мягких пород с пропластками средней твердости; МСЗ — для мягких абразивных пород с пропластками средней твердости; С — для пород средней твердости. Лопастные долота вида П выпускаются двух типов: Ц — для разбуривания цементных пробок и металлических деталей низа обсадных колонн; Р — для расширения ствола скважины. У шестилопастных долот 6ИР три лопасти имеют нормальную высоту, а три — укороченную (лопасти по высоте чередуются). Промывка осуществляется через три канала, расположенных между лопастями. 6. Схема двухлопастного долота.  7. Отличие лопастных долот режущего и истирающе-режущего типов ? Истирающе-режущие долота относятся к лопастным, но отличаются наличием разновысоких лопастей, армированных мелкими твердосплавными резцами. Такое долото формирует ступенчатый забой и в зависимости от свойств проходимых пород может работать как режущее долото - по всей длине лопасти снимать слой с забоя, или как истирающее - каждый мелкий резец обособленно взаимодействует с забоем и скалывает очень мелкие частицы горной породы. 8. Из чего состоит алмазное долото? Алмазные долота состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердосплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона – шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую. 9. Классификация алмазных долот. В шифре алмазных долот первая буква Д указывает вид инструмента (долото), вторая буква (могут быть еще две буквы) указывает на конструктивные особенности долота: P – мелкие торовидные выступы на торцовой поверхности; Т – ступенчатая форма торцовой поверхности; И – импрегнированная матрица; С – синтетические алмазы; АП – алмазные пластины; В – зарезное долото (для зарезки дополнительных стволов многоствольных скважин); Ф – долото-фрезер для прорезания «окна» в обсадной колонне. Цифры после буквенного кода указывают номинальный диаметр долота в мм, а буквы после размера – твердость разбуриваемых пород по промысловой классификации. Последняя цифра указывает модификацию долота (может отсутствовать). Изучение конструкции определение параметров ШСНУ. Вопросы: Состав ШСНУ. ШСНУ включает: 1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья. 2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. 2. Основные узлы станка-качалки. Основные узлы станка-качалки – рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках. 3. Как поменять длину хода плунжера. Поскольку теоретическая подача насоса определяется длиной хода точки подвеса штанг S0 , то всякое уменьшение действительного хода плунжера по сравнению с S0 непосредственно влияет на фактическую подачу насоса, влияние деформации насосных штанг и НКТ учитывает коэффициент деформации  , где Snл— действительный ход плунжера относительно цилиндра насоса; λ— потеря хода плунжера за счет упругих деформаций штанг и труб. Эта потеря обусловлена тем, что при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются от действия силы, равной произведению площади сечения плунжера на разность давлений, над и под плунжером, так как нагнетательный клапан при ходе вверх закрыт. Одновременно насосные трубы сжимаются, так как действовавшая на них при ходе вниз та же сила теперь (при ходе вверх) с труб снимается и воспринимается штангами.  ; λшт – упругая деформация штанговой колонны; λтр – упругая деформация труб; fшт,, fт - площадь сечения штанг и труб; Рж – сила тяжести жидкости на плунжер насоса; Е - модуль Юнга; L- глубина спуска насоса  ,Кроме этого, в штангах, которые двигаются приблизительно по синусоидальному закону, возникают инерционные силы. Эти силы в верхней мертвой точке (м. в. т.) направлены вверх в сторону, противоположную направлению силы тяжести, и поэтому уменьшают силу тяжести штанг. В нижней мертвой точке (н. м. т.) инерционные силы направлены вниз и увеличивают силу тяжести штанг. Это приводит к дополнительному сжатию (в в. м. т.) и удлинению (в н. м. т.) штанг, и в результате чего полезный ход плунжера в цилиндре несколько увеличивается. Это учитывает λин – деформация от действия сил инерции  ;На практике для определения длины хода плунжера в цилиндре производится по динамограмме данной скважины, данный метод точнее теоретического, и проще. 4. Назначение балансира. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным. То есть балансир —это груз, соединённый с вращающейся деталью машин, служащий для уравновешивания сил инерции 5. Виды насосов штанговых, отличия в конструкциях. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 9.2, рис. 9.3). У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН – сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой- либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. 6. Что такое теоретическая подача скважинного насоса и как она определяется. Теоретическая подача скважинного насоса – это расчетный объем, поступивший из скважины, определенный при всасывании в насос без учета факторов, оказывающих влияние на движение жидкости в цилиндр. Теоретическая подача насоса определяется суммой объемов, описываемых поршнями в единицу времени по формулам: для двухцилиндрового насоса двойного действия Qт = 2 (2F – f) s n; для трехцилиндрового насоса простого действия Qт = 3F s n; в общем виде Qт = α z F s n; где α – коэффициент, учитывающий объем, занимаемый штоком, α = 1 – (f / 2F); z – число рабочих камер насоса; F – площадь поперечного сечения штока; n – частота вращения вала кривошипа в единицу времени. 7. Что такое коэффициент подачи и от чего он зависит. Коэффициент подачи - отношение фактической подачи насоса к теоретической. На практике коэффициент подачи изменяется от 0,1 до 1. Подачу насоса можно регулировать, изменяя длину хода устьевого штока или число качаний балансира. Коэффициент подачи зависит от качества уплотнений, степени их изношенности, свойств перекачиваемой жидкости и режима работы насоса. В реальных условиях коэффициент подачи колеблется от 0,85 до 0,98. 8. В зависимости от длины хода сальникового штока и длины плунжера штанговые насосы бывают? В зависимости от величины отношения длины хода сальникового штока к длине плунжера штанговые насосы могут быть: короткоходовые, среднеходовые, длиноходовые 9. Что такое штанговая колонна, для чего служит, из чего состоит. Штанговая колонна: Жесткая тяга, передающая возвратно-поступательное движение и продольное усилие от наземного штангонасосного привода к рабочему органу скважинного штангового насоса. Изобретение относится к технике добычи нефти и может быть использовано при эксплуатации скважин, преимущественно искривленных штанговыми скважинными насосами. Изобретение решает задачу повышения надежности и долговечности штанговой колонны в наклонно направленных и искривленных скважинах. Сущность изобретения заключается в том, что известная штанговая колонна, включающая насосные штанги и глухие муфты, снабжена шарнирными муфтами, установленными по длине колонны на участках искривления скважин и в нижней части колонны, выполненными в виде стакана с внутренней расточкой и присоединительной резьбой для штанги на одном конце, разрезной опорой втулки, жестко связанной со вторым концом стакана и снабженной конической расточкой, размещенной внутри стакана на уровне его расточки, и полуштанги со сферической головкой, размещенной в расточке стакана и кинематически связанной одновременно с конической расточкой разрезной опорной втулки и торцем штанги, ввернутой в резьбовой конец стакана, а тело полуштанги размещено в осевом отверстии разрезной опорной втулки с радиальным зазором. 2 ил.  10. Какие материалы применяют для штанг и для муфт. Материал для штанг - 40 по ГОСТ 1050, 20Н2М по ГОСТ 4543, 30ХМА по ГОСТ 4543, 15Н3МА, 15Х2НМФ, 15Х2ГМФ, 14Х3ГМЮ Материал для муфт - чугун СЧ 21 - 40, стали 40 и 45; центрирующая втулка из антифрикционного чугуна или бронзы 11. Диаметры насосных штанг и обозначение штанг. Насосные штанги поставляются диаметрами 12, 16, 19, 22 и 25 мм и длиной 8000 мм. Резьба штанг должна быть накатанной. Кроме насосных штанг нормальной длины, для подбора необходимой длины подвески изготавливают штанги укороченные. Примеры условных обозначений штанг Штанги условным размером 19 мм, длиной 8000 мм из нормализованной стали марки 40 с соединительной муфтой исполнения 2 класса Т: Штанга насосная ШН19-40 ГОСТ 13877-96. То же, длиной 7620 мм: Штанга насосная ШН19-7620-40 ГОСТ 13877-96. То же, для штанги, подвергнутой поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ: Штанга насосная ШН19-7620-40S ГОСТ 13877-96. Изучение конструкции и определение параметров УЭЦН. Контрольные вопросы: Схема и состав УЭЦН.  Назначение газосепаратора. Газосепаратор – устройство, предназначенное для удаления жидкой фазы и механических примесей из потоков сжатого газа. Кроме обеспечения заданной чистоты продукта на сепаратор возлагается дополнительная функция — поддержание оптимального давления в системе. Задание реализовано за счет установки системы клапанов, которые регулирует показатели подачи углеводорода в магистраль.  Производительность УЭЦН, глубина спуска ПЦЭН? рабочая область для насоса позволяет осуществлять работу при различных соотношениях напора н производительности. Например, при увеличении напора производительность насоса снижается, а при снижении — увеличивается; к. п. д. насоса в обоих случаях несколько снижается. Для насоса имеется рабочая область, при которой достигается максимальный к. п. д. При выборе насоса заданная производительность и необходимый напор для подъема жидкости из скважины должны соответствовать его производительности и напору. При несоответствии характеристик насоса заданной добыче подачу регулируют изменением числа ступеней или созданием на устье скважины противодавления прикрытием задвижки или установкой штуцера. Преимущества УЭЦН. Первое преимущество — это расположение погружного электродвигателя в самой скважине, за счёт чего имеется возможность выдавать большую выходную мощность. Тем самым, данные насосные станции по характеристикам более производительны и быстрее производят подъём ценной жидкости на поверхность. Второе преимущество — на поверхности полностью отсутствуют какие-либо вращающиеся или движущиеся компоненты конструкции насоса. Нет такой чрезмерной габаритности и металлоёмкости конструкции. Это даёт возможно применять данные насосы в любое время года и при любых погодных условиях. Третье преимущество — это полная герметизация устьевого отверстия скважины. За счёт этого нет никаких утечек газа. Четвёртое преимущество — это простой монтаж конструкции насоса. Максимальное время монтажа варьируется от 2-ух до 3-ех часов. Из чего состоит насос? Насос состоит из корпуса и ротора. К корпусу крепятся крышки всасывания 6 и нагнетания 5, корпуса направляющих аппаратов 7 с направляющими аппаратами 8, кронштейны передний 9 и задний 10. Корпусы направляющих аппаратов и крышки стягиваются стяжными шпильками 21. Стыки корпусов направляющих аппаратов и крышек уплотняются резиновыми кольцами 84. Ротор насоса состоит из вала 25, на котором установлены рабочие колеса 3,8 диск гидравлической пяты 18, втулки 20,28,30 подшипники 90 и полумуфта муфты 1. Все эти детали стягиваются на валу специальными гайкой 51.  Места выхода вала из корпуса уплотняются сальниковой набивкой 95, пропитанной антифрикционным составом. Сечение сальника - квадрат. Кольца набивки на валу устанавливаются с относительным смещением разрезов на 120 и поджимаются втулками сальника 11 с помощью гаек 47 на шпильках 66. Опорами ротора служат 2 радиальных сферических подшипника 90, которые установлены в кронштейнах 9 и 10 по скользящей посадке, позволяющей ротору перемещаться в осевом направлении на величину хода ротора. Места выхода вала из подшипников уплотняются манжетами 87. Подшипниковые камеры закрыты крышками 14 и 13, закрепленными шпильками с гайками. Для предупреждения попадания воды в подшипниковые камеры установлены отбойники 32,37. Корпус направляющего аппарата 7, аппарат направляющий 8 и колесо рабочее 3 в своей совокупности образуют секцию насоса. Всего в насосе ЦНС может быть до 10 секций. Что такое паспортная рабочая характеристика насоса? Рабочая характеристика – это кривая выражающая зависимость между расходом и напором насоса, в пределах которой рекомендуется его эксплуатировать. Паспортные характеристики насосов обычно приводятся для холодной воды. Поскольку свойства нефтей и нефтепродуктов отличны, следует ожидать иной вид частных кавитационных характеристик при испытании насосов в условиях перекачки нефтей и нефтепродуктов. Частные кавитационные характеристики магистральных насосов имеют несколько особенностей, в зависимости от того, какой вид кавитации преобладает. Когда применяют УЭЦН? Установки ЭЦН широко применяются для эксплуатации нефтяных скважин, особенно высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных. Написать обозначение насоса. Маркировка насосов имеет следующие обозначения: Цифры: первая — диаметр всасывающего патрубка в миллиметрах, уменьшенный в 25 раз и округленный; вторая — коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз и округленный; третья — число ступеней. Буквы: Н — нефтяной; Г — горячий, предназначающийся для перекачки нефтепродуктон с температурой от 200 до 400; Д — первое рабочее колесо имеет двусторонний вход; В — вертикальный; К — консольный. Маркировка насосов включает основные определяющие показатели. Марка насоса, как правило, показывает конструктивную форму, характерный размер, критерий типа. Как определяется глубина подвески ПЦЭН? Глубина подвески насоса определяется: 1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при отборе заданного количества жидкости; 2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Нп, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса; 3) противодавлением на устье скважины Ру, которое необходимо преодолеть; 4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока hтр; 5) работой выделяющегося из жидкости газа Нг, уменьшающего необходимый суммарный напор. Таким образом  Для чего согласовывают напорные характеристики скважины и ПЦЭН? Подбор насоса к скважинам по существу сводится к выбору такого типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендованного режима при откачке заданного дебита скважины с данной глубины, поэтому и согласовывают напорные характеристики скважины и ПЦЭН . |