Расчёт и выбор бурового оборудования

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

Hc, м	Pпл, МПа	Тип буровых труб	Диаметр эксплуатационной колонны	Способ бурения	Обеспечение электроэнергией
2750	28,5	ТБПВ 127Ч9	146	турбинный	нет

Таблица 2

Колонна	Направление	Кондуктор	Промежуточная	Эксплуатационная
м	65	885	1300	500

II раздел

Задача: выбрать оборудование для эксплуатации скважины УШСН; установить режим его работы; подобрать соответствующее оборудование и указать его технические характеристики.

Таблица 3

Нф, м	Рпл, МПа	Рзаб, МПа	Рнас, МПа	св, кг/м3	сн, кг/м3	сг, кг/м3	b	К, т/сут*МПа	D, мм	nв, %
1770	14,4	8,8	8,5	1120	800	1,2	1,12	3,57	168	60

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

Gг, млн.т/год	L, км	Zк, км	Zн, км	св, кг/м3	н273, мм2/с	н293, мм2/с	Тр, К	Рдоп, МПа	mмн, шт	nр	Кнп
11	910	197	120	860	33, 4	7,5	284	7,1	4	1,1	1,05

бурение скважина насос плунжер

1. Расчет и выбор буровой установки

1. 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)

2. 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

Параметры	БУ 3200/200 ДГУ
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	2000
Условная глубина бурения, м	3200
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,2
Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее	1,5
Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт	670
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более	280
Мощность бурового насоса, кВт	950
Вид привода	ДГ
Площадь подсвечников для размещения свечей диаметром 114 мм, м2	4000
Высота основания (отметка пола буровой), м	7,2
Просвет для установки блока превенторов, м	5,7

Таблица 1.2 Конструкция и набор бурового оборудования установок БУ 3200/200 ДГУ

Механизм, агрегат	БУ 3200/200ДГУ-1М, БУ 3200/200ДГУ-1У, БУ 3200/200ДГУ-1Т
Лебедка буровая	ЛБУ22-720
Насос буровой	УНБТ-950А
Ротор	Р-700
Комплекс механизмов АСП	АСП-ЗМ1
Кронблок	УКБА-6-250
Талевый блок	УТБА-5-200
Крюкоблок	-
Вертлюг	УВ-250МА
Вышка	ВМА-45-200-1
Привод основных механизмов	Лебедки, ротора и буровых насосов: групповой от трех силовых агрегатов типа СА-10
Циркуляционная система	ЦС3200-У1, ЦС3000ДГУ-1Т

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.

3. 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

1. 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)

2. 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.

3. 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)

4. Расчет необходимой теоретической производительности установки

, (2.4)

где ѓЕ= 0,8 - коэффициент подачи;

Q - планируемый отбор, т/сут;

(м3/сут)

По диаграмме А.Н. Адонина из книги И.Т. Мищенко для базовых станков-качалок определяем диаметр насоса и тип станка-качалки по значениям Lн и Qоб.

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)

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

, (2.6)

где dн - диаметр насоса, м;

ѓЕн = 0,82 - КПД насоса;

ѓЕск = 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

1. Определение расчетной плотности нефти

, (3.1)

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

ж - температурная поправка;

(кг/м3*К)

( кг/м3)

2. 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)

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

(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??.

(м)

(МПа)

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

(м)

(МПа)

Основные характеристики НМ 2500-230 и НПВ 2500-80

Насос: НМ 2500-230

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 R??=ѓРв=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 ѓВ=12мм.

Определим внутренний диаметр:

(3.11)

(мм)

5. 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 ѓЙ:

(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;

- разность геодезических отметок;

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»;

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

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

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

Размещено на Allbest.ru