Практическая работа нефтегазопромысловые трубопроводы теоретическая часть
 Скачать 441.09 Kb.
|
 ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 1. НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ Теоретическая часть Трубы – полые изделия (из металла, железобетона, пластмасс и т.д.) преимущественно кольцевого сечения и относительно большой длины. Трубы при добыче применяются для: крепления стволов или стенок скважин; для образования каналов внутри скважин; подвески оборудования в скважине; прокладки трубопроводов по территории промысла. Основные группы труб: обсадные; насосно-компрессорные (НКТ); бурильные; для нефтепромысловых коммуникаций. Обсадные трубы. Служат для крепления ствола скважины. Выделяют 4 типа обсадных труб: направление, кондуктор, промежуточная (техническая) колонна, эксплуатационнаяколонна. Обсадные трубы выпускаются следующих диаметров и толщины (табл. 1.1). Таблица 1.1
Трубы маркируются клеймением и краской. Изготавливаются из стали разной группы прочности: Д, К, Е, Л, М, Т. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют, то есть проверяют внутренний диаметр. Насосно-компрессорные трубы. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по НКТ. Ниже приведены примеры часто применяемых размеров НКТ (табл. 1.2). Таблица 1.2
Бурильные трубы. Приспособлены к длительному свинчиванию-развинчиванию. Промышленность выпускает бурильные трубы длиной 6±0,6; 8±0,6; 11,5±0,9 м, наружным диаметром 60, 73, 89, 102 мм. Трубы диаметром 114, 127, 140 и 168 мм выпускают длиной 11,5±0,9 м. Бурильные трубы выполняются из стали разной группы прочности – как и обсадные трубы: Д, К, Е, Л, М, Т. Для уменьшения веса бурильной колонны применяют алюминиевые бурильные трубы (АБТ). Трубы для нефтепромысловых коммуникаций. Трубопроводы предназначены для транспортировки продукции скважин от их устья до сдачи товарно-транспортным организациям, а также для перемещения ее в технологических установках. Д  иаметры труб. Выделяют 3 диаметра труб: условный, наружный, внутренний (рис. 1.1).Условный диаметр трубы – это номинальный диаметр, который равен наружному диаметру трубы с учетом допуска завода-изготовителя. Определение диаметров фрагментов труб по ГОСТ 20.295-85 Наружный диаметр трубы определяется путем измерения периметра трубы рулеткой с последующим пересчетом по формуле (1.1).  , мм (1.1)где  – периметр трубы, мм; = 3,14159; – толщина полотна рулетки, мм (0,15 мм);0,2 мм – припуск на прилегание полотна рулетки к телу трубы. Предельные отклонения по наружному диаметру труб:  ;  мм; мм;  мм; мм;  мм + ; мм +  .Толщину стенки измеряют штангенциркулем с ценой деления 0,01 мм. Минусовой допуск должен быть не более 5 % номинальной толщины. Отклонения стенки трубы должны соответствовать требованиям государственных стандартов на трубы. 1.3. Газосепараторы. Теоретическая часть Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения – сепарацией. Наиболее распространены вертикальные и горизонтальные сепараторы (рис. 1.2, 1.3).  Рис. 1.2. Вертикальный сепаратор: А - сепарационная секция; Б - осадительная секция; В - секция сбора нефти; Г- секция каплеудаления; 1 - патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 - жалюзийный каплеуловитель; 5 - предохранительный клапан; 6 - наклонные полки; 7 - поплавок; 8 - регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 - линия сброса шлама; 10 - перегородки; 11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа. Принцип действия. Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Так как этот процесс не является мгновенным, время пребывания газожидкостной смеси в сепараторе увеличивают за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть газосепаратора. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через каплеуловитель4, используемый для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Нефть по дренажной трубе стекает вниз. Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина и т.п.) из аппарата удаляется по трубопроводу 9. Достоинства вертикальных сепараторов: относительная простота регулирования уровня жидкости и очистки от отложений парафина и механических примесей; занимают относительно небольшую площадь. Недостатки: меньшая производительность, по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшая эффективность сепарации. 1.4. Порядок расчета газосепаратора Толщина стенки газосепаратора определяется по формуле:   , мм (1.2)где P – давление в газосепараторе; Dвн. – внутренний диаметр газосепаратора; С – коэффициент прочности сварных швов (принимается равным 2-3 мм);  – допускаемое напряжение на разрыв, МПа , где  – нормативное допускаемое напряжение ( = 387 ÷ 562 МПа – сталь Д), а  – коэффициент условий (для газосепараторов принимается 10,9); = 0,95 (для сварных корпусов). Стальные эллиптические днища изготовляют диаметром от 159 до 4000 мм; отношение высоты эллиптической части днища к диаметру принято  .Толщина стенки эллиптических днищ определяется:  , мм (1.3)где R – радиус кривизны в вершине днища, равный  .Для стандартных днищ при отношении высоты днища к его диаметру, равном 0,25 мм, R= D. Днища стальные диаметром до 1600 мм, изготавливают из цельного листа, для них  Толщина днища принимается не меньше, чем у цилиндрической оболочки. 1.5. Расчет трубопроводов на механическую прочность Расчетную толщину стенки трубопровода определяют по формуле:  , (1.4)где  – рабочее давление (избыточное, то есть сверхатмосферное); – наружный диаметр трубы; – коэффициент надежности по нагрузке:  для нефте- и нефтепродуктоводов, работающих по системе из «насоса в насос»;  – во всех остальных случаях;  – расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений: , (1.5) – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности  ;  – коэффициент условий работы трубопровода ( для трубопроводов III и IV категорий,  для трубопроводов I и II категорий и  для трубопроводов категории В);  – коэффициент надежности по материалу, определяемый по таблице 1.3 или приложению 1 таблица П1.1, таблица П1.2;  – коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для  мм  , для  мм  ).При наличии продольных осевых сжимающих напряжений расчетную толщину стенки определяют по формуле:  , (1.6)где  – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб: ; (1.7) – абсолютное значение продольных осевых сжимающих напряжений, вычисляемое по действующим расчетным нагрузкам и воздействиям с учетом упруго-пластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений: ; (1.8)где  – коэффициент линейного расширения металла трубы,  град-1,  – модуль упругости металла (сталь);  МПа;  – расчетный температурный перепад; – внутренний диаметр трубы.Абсолютное значение максимального положительного  или отрицательного  температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления по формуле (1.4), определяют по формулам: ;  , (1.9)где  – коэффициент Пуассона,  .Таблица 1.3
 Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения  , предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями.Минимально допустимый радиус упругого изгиба  подземных и наземных трубопроводов определяют из условий прочности поперечных сварных швов и упругой работы металла труб по формуле: , (1.10)где  – коэффициент ( для трубопроводов III и IV категорий;  для трубопроводов I и II категорий и  для трубопроводов категории В); – нормативное сопротивление, которое равно пределу текучести, определяемому по государственным стандартам и техническим условиям на трубы (см. Приложение 1 таблица П1.1, таблица П1.2);  – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих продольных напряжениях ; принимают равным единице, а при сжимающих определяют по формуле: , (1.11) – кольцевые напряжения от рабочего давления: . (1.12)Для ориентировочного и быстрого определения допустимого радиуса упругого изгиба можно использовать соотношение:  , (1.13)где  – условный диаметр трубопровода, м.Действительные радиусы  упругого изгиба трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях должны быть больше . При  следует применять специальные гнутые вставки труб.ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение 1. Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз Таблица П1.1
Примечание. ЧТЗ – Челябинский трубный завод; НМТЗ – Новомосковский трубный завод; ВТЗ – Волжский трубный завод; ХТЗ – Харцызский трубный завод; ВМЗ – Выксунский металлургический завод Цель: ознакомление с методиками и расчет на прочность емкостного нефтегазового оборудования: газосепараторов, трубопроводов и резервуаров. ЗАДАНИЕ: Рассчитайте на прочность нефтегазовое оборудование: газосепаратор, трубопровод и резервуар. Варианты заданий к лабораторной работе приведены в таблице 1.4. Вариант № 5 1) Расчет газосепаратора а) Примите для расчетов: нормативное допускаемое напряжение = 550 МПА коэффициент условий для газосепараторов  0,95коэффициенты для сварных корпусов  2,5 0,95б) Определите допускаемое напряжение на разрыв   522,5МПаТаблица 1.4
в) Определите толщину стенки газосепаратора  смг) Определите толщину эллиптического днища, принимая R=D  смВывод: принимаем толщину стенки газосепаратора  2мм; толщину днища 2 мм.2) Расчет трубопровода а) Примите для расчетов следующие значения параметров: минимальный предел прочности  490 МПа;предел текучести стали  343 МПа;коэффициент надежности по назначению трубопровода  1,47 ;коэффициент надежности по материалу  1,40;коэффициент условий работы  0,65 ;б) Определите расчетное сопротивление металла МПа. в) Определите расчетную толщину стенки трубопровода коэффициент надежности по нагрузке  1,15;толщина стенки трубопровода  г) Определите абсолютное значение максимального положительного  или отрицательного температурного перепада  град  граддля последующих расчетов примите  52,78д) Определите абсолютное значение продольных осевых сжимающих напряжений  е) Рассчитайте коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб  ж) Пересчитайте толщину стенки нефтепродуктопровода  Вывод: принимаем толщину стенки трубопровода  14 мм.ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 2 Оборудование фонтанной скважины 2.1. Теоретическая часть Оборудование фонтанной нефтяной скважины включает наземное оборудование – фонтанную арматуру (рис. 2.1) и подземное – насосно-компрессорные трубы. У  стье скважины оснащают колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для обвязки обсадных труб, разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.Для обозначения колонных обвязок принята система шифрования (пример 2.1). Фонтанная арматура устанавливается на верхний фланец колонной головки. Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Пример2.1. ОКК2 – 350 – 168 × 245 × 324 К2 (обозначение оборудования обвязки колонн с клиньевой подвеской двух колонн, рассчитанное на рабочее давление 350 атм, диаметром эксплуатационной колонны 168 мм, диаметром промежуточной колонны 245 мм и кондуктора 324 мм для сред, содержащих Н2 и СО2 до 6%). Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначенная для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов (колонн НКТ), контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве. Схемы трубных обвязок приведены на рис. 2.2.  Рис. 2.2. Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры: 1 – ответный фланец; 2 – запорное устройство; 3 – трубная головка; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством Фонтанная арматура выпускается: на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола – от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки – крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами. Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 2.3.  Рис. 2.3. Типовые схемы фонтанных елок: тройниковые – схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые – схемы 5 и 6 (1 – переводник к трубной головке; 2 – тройник; 3 – запорное устройство; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством; 5 – дроссель; 6 – ответный фланец; 7 – крестовина) При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника, размещаемом над тройником (крестовиком). Пример2.2. АФК6В-80/50Х70ХЛ-К2а (АФ оборудование арматуры фонтанной; К – подвешивание скважинного трубопровода (колонны НКТ) в переводнике к трубной головке; 6 – типовая схема елки; В – дистанционное и автоматическое управление запорными устройствами; 80 – условный проход ствола елки, мм; 50 – условный проход боковых отводов елки, мм; 70 – рабочее давление, МПа; ХЛ – холодный климатический район; для сред, содержащих Н2 и СО2 до 6 %); а – модификация арматуры и елки. Пример обозначения фонтанной арматуры: Подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом эксплуатации. Предельная глубина спуска НКТ определяется по формуле:  , (2.1)где  – максимальная глубина спуска НКТ, м; – наружный радиус НКТ, см; – внутренний радиус НКТ, см; = 1,5 – коэффициент запаса; – масса 1 м труб НКТ, кг; – предел текучести труб, кгс/см2.Цель: изучение оборудования устья фонтанных скважин (колонная головка, трубная головка, фонтанная елка) и его обслуживание ЗАДАНИЕ: Варианты заданий к практической работе приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1
Вариант № 5 Используя макеты, каталоги и учебные пособия, обоснуйте и выберите для своего варианта задания (таблица 2.1): а) колонную обвязку (головку); Выбираем следующую обвязку оборудования – тип ОКМ1 на рабочее давление 14 МПа. Длина 1050 мм, масса 320 – 345 кг. Шифр колонной обвязки: ОКМ2–14–146×245 ХЛ: О – обвязка; К – колонная; М – муфтовая; 2 – число подвешиваемых колонн; 14 – рабочее давление (МПа); 146 – диаметр эксплуатационной колонны; 245 – диаметр промежуточной колонны; ХЛ – для умеренного и холодного климата и некоррозионной среды. б) фонтанную арматуру (трубную обвязку, фонтанную елку). Шифр фонтанной арматуры: АФК1-65-14 2. Укажите основные технические характеристики оборудования. Приведите схему оборудования фонтанной нефтяной скважины. Из приведенного анализа фонтанных арматур отечественного и зарубежного производства возьмем фонтанную арматуру АФК1-65-14 с запорными устройствами типа ЗМС1-100-350 и регулирующим устройством в виде регулируемого шпинделя.  Рисунок 1 - Схема фонтанной арматуры (тройниковая)  Рисунок 2 - Фонтанная арматура тройниковая 3. Рассчитайте предельную глубину спуска колонны насосно-компрессорных труб (НКТ).  | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
, МПа
, МПа