Расчёт и выбор бурового оборудования

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 нефте- и 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

. Нахождение допускаемой нагрузки Qн на крюк, причем Qн≥Qк.

, (1.1)

где Qк - вес наиболее тяжелой колонны бурильных труб в воздухе, кН;

m - масса 1м 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 1м трубы диаметра 127мм с толщиной стенок 9мм равна 26,2 кг.

(кН)

. 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.

. 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

. 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)

. 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, станка- качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

. 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)

. Расчет необходимой теоретической производительности установки

, (2.4)

где η= 0,8 - коэффициент подачи;

Q - планируемый отбор, т/сут;

(м³/сут)

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)

. Расчет необходимой мощности и выбор типа электродвигателя для станка-качалки.

, (2.6)

где dн - диаметр насоса, м;

ηн = 0,82 - КПД насоса;

ηск = 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

. Определение расчетной плотности нефти

, (3.1)

где с293 - плотность нефти при Т=293К, кг/м³;

ж - температурная поправка;

(кг/м³*К)

( кг/м³)

. 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)

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

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*10⁻⁶; для D2=540мм подпорного насоса а0=9,6298*10, а1=6,75*10⁻³, а2=-5,4048*10⁻⁶.

(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*10⁻⁶.

(м)

(МПа)

Р> Рдоп=7,1МПа, значит берем меньший диаметр магистрального насоса D2=425мм, для которого а=246,6, b=1,6856*10⁻⁵.

(м)

(МПа)

Основные характеристики НМ 2500-230 и НПВ 2500-80

Группа: НЕ (Нефтяные насосы)

Подача: 2500 м.куб./час

Напор: 230 м.в.ст.

Мощность: 2000 кВт

Обороты: 3000

Масса: 15690 кг.

Габариты: 5955х2220х1803

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: 19250 кг.

Габариты: 2135х1900х6045

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 насоса- КПД - 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 R₁ⁿ=σв=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 δ=12мм.

Определим внутренний диаметр:

 (3.11)

(мм)

. 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<Re<Re2, значит течение нефти турбелентное в зоне смешанного трения.

Определим коэффициент гидравлического сопротивления λ:

 (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;

Nэ=2 - число эксплуатационных участков;

hост=40м - остаточный напор в конце эксплуатационного участка.

(м)

Определим число перекачивающих станций:

 (3.19)

Список литературы

1.   Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М «Типовые задачи и расчеты в бурении»;

2.      Мищенко И.Т. «Расчеты в добыче нефти»;

.        Юрчук А.М. «Расчеты в добыче нефти»;

.        Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов;

.        Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А. Основы нефтегазового дела: Учеб. для вузов;