Указания методические утверждаю директор игнд тпу а. К. Мазуров Основы нефтегазопромыслового дела Методические указания по выполнению лабораторных работ для студентов направления 130500 специальностей 130501, 130503 Федеральное агенство по образованию Томский политехнический университет Методические указания УТВЕРЖДАЮ Директор ИГНД ТПУ __________ А.К. Мазуров Основы нефтегазопромыслового дела Методические указания по выполнению лабораторных работ для студентов направления 130500 специальностей 130501, 130503 Институт геологии и нефтегазового дела 2005 УДК 622.24 Основы нефтегазопромыслового дела. Методические указания для студентов направления 130500 специальности 130501, 130503, ИГНД –Томск: Изд-во. ТПУ, 2005 – 44 с. Составители: доц., к.т.н Крец В.Г., ассистент Шадрина А.В., ст. преподаватель Шмурыгин В.А. Рецензент доц., к.т.н. Кленин А.М. Методические указания рассмотрены и рекомендован к изданию методическим семинаром кафедры транспорта и хранения нефти и газа (ТХНГ) “17 марта” 2005 г., протокол № 5 Зав. кафедрой ТХНГ доцент, к.т.н. ____________ А.В. Рудаченко ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ.. 4 РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА.. 5 ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №1. ШАХТНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ.. 6 ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №2. НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ... 13 ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №3. РАСЧЕТ ТРУБ И ЕМКОСТЕЙ.. 14 ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №4. НАСОСЫ И КОМПРЕССОРЫ В НЕФТЕДОБЫЧЕ.. 18 ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №5. ЛИКВИДАЦИЯ ПЕСЧАННОЙ ПРОБКИ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ.. 18 ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ.. 28 ВВЕДЕНИЕ Методические указания составлены для выполнения лабораторных работ по шести темам: 1. Шахтная добыча нефти 2. Нефтегазопромысловые трубопроводы 3. Расчет труб и емкостей 4. Насосы и компрессоры в нефтедобыче 5. Ликвидация песчаной пробки в нефтяной скважине 6. Гидравлический разрыв пласта в скважине Лабораторные занятия предполагают изучение оборудования, применяемого в нефтегазодобыче, на натуральных образцах, а также получение представления о методиках расчета и выбора оборудования. Формой отчетности по выполнению лабораторной работе является либо конспект по теме, либо отчет по лабораторной работе, оформленный в соответствии с требованиями (приложение № 16). Требования к отчетности приводятся в начале каждой лабораторной работы. Приложения методических указаний также содержат всю необходимую для выполнения расчетных работ справочную информацию. РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА 1. Ишмурзин А.А. Машины и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды.-Уфа:Изд.Уфимск. нефт.ин-та, 1991. 2. Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры:Учебник для вузов 2-е изд. перераб. и доп.-М:Недра, 1991. 3. Крец В. Г., Саруев Л. А., Лукьянов В. Г. Нефтегазопромысловое оборудование. Учебн. пособие – Томск: Изд. ТПУ, 2001, 184 с. 4. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды.-М:Недра, 1979. 5. Мищенко И. Т. Расчёты в добыче нефти.- М.: Недра, 1989, 245 с. 6. Нефтегазопромысловое оборудование. Комплект каталогов. /Под ред. В. Г. Креца – Томск: Изд-во ТГУ, 1999, 890 с. 7. Нефтегазопромысловое оборудование: Справочник. /Под ред. Е. И. Бухаленко.-2-ое изд., перераб. и доп.- М.: Недра, 1990, 559 с. 8. Чичеров Л. Г. Нефтегазопромысловые машины и механизмы. Учебное пособие для вузов – М.: Недра, 1983, 312 с. 9. Шерстюк А.М. Насосы, вентиляторы и компрессоры.-М:Высшая школа, 1972. ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №1. ШАХТНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ Цель : изучение типов горных выработок и технологии шахтной добычи нефти Отчетность : конспект, включающий: Порядок работы : 1.1. Преподаватель дает представление о типах горных выработок, технологии и техники проведения горных выработок, технологии термошахтной добычи нефти. В качестве демонстрационного материала используются учебные плакаты, учебные макеты (сечение штольни, капсуль-детонаторы, буровые коронки и др.) 1.2. Теоретическая часть 1.2.1. Типы горных выработок В результате извлечения горных пород при поисках, разведке или добыче полезных ископаемых в земной коре образуются полости, которые принято называть горными выработками. В зависимости от расположения в земной коре они разделяются на открытые и подзем­ные. Открытые горные выработки расположены непосредственно на земной поверхности и имеют незамкнутый контур поперечного сече­ния. Подземные выработки проходятся внутри толщи земной коры и, следовательно, окружены по всему поперечному сечению горными породами. Поверхность, ограничивающая выработку снизу, называется почвой выработки, сверху — кровлей боковые поверхности назы­ваются стенками. Сечение выработки, перпендикулярное к ее оси, называется поперечным сечением. Расстояние между кровлей и почвой выработки, измеренное в пло­скости ее поперечного сечения, называется высотой выработки. Ширина выработки — расстояние между ее стенками на уровне высоты транспортных средств. Начало подземной выработки, примыкающее к поверхности или к другой выработке, называется устьем. Перемещающаяся в про­цессе проходки поверхность выработки, с которой непосредственно осуществляется выемка пород, называется забоем. Часть выработки, прилегающая к забою, в которой размещаются рабочие и оборудова­ние при проходке, называется призабойным пространством. По своему назначению горные выработки разделяются на две группы: разведочные и эксплуатационные. Разведочные выработки проводятся в целях геологических по­исков и разведки месторождений полезных ископаемых, эксплуата­ционные — предназначены для выемки полезных ископаемых из недр. В некоторых случаях разведочные выработки впоследствии используются как эксплуатационные. К открытым разведочным выработкам относятся копуши, разве­дочные канавы, траншеи. Копушей называется разведочная выработка небольшой площади сечения и малой глубины. Обычно копуши проводят в мягких поро­дах при поисках полезных ископаемых. Разведочные канавы — горизонтальные или наклонные горные выработки, проводимые при поисках или разведке полезных ископа­емых. Глубина канав обычно находится в пределах 5 м, длина зави­сит от назначения. Канавы, длина которых превышает 50 м, называются магистральными. Канавы проводят вкрест или по простира­нию горных пород. Траншеей называется горизонтальная или наклонная выработка трапециевидного сечения, проводимая для разведки или эксплуа­тации месторождения. Траншея отличается от канавы значительно большими размерами. Подземные горные выработки в зависимости от расположения в пространстве можно разделить на вертикальные, наклонные и го­ризонтальные. К разведочным подземным выработкам относятся (рис. 1.1.): шахт­ный ствол, шурф, восстающий, гезенк, штольня, квершлаг, штрек, рассечка. Шахтный ствол — вертикальная или наклонная горная выработка, имеющая непосредственный выход на поверхность и предназначенная для обслуживания подземных работ при разведке или разработке месторождений полезных ископаемых. Наклонные стволы обычно проходят по полезному ископаемому и реже по пустым породам лежачего бока. Глубина разведочных шахт достигает 200-250 м. Площадь сечения стволов – 6-14 м2 . Ствол шахты, пройденный из подземной горной выработки и, следовательно, не имеющий непосредственно выхода на поверхность, называют слепым. Разведочный шурф — вертикальная (реже наклонная) горная выработка прямоугольного или квадратного сечения, пройденная с поверхности на глубину не более 40 м. Для прослеживания рудных тел по простиранию из шурфа могут быть заданы горизонтальные выработки. Обычно проходят несколько шурфов, которые распола­гаются линиями вкрест простирания рудного тела или по сетке с оп­ределенными размерами. При разведке крутопадающих рудных тел проходят наклонные шурфы. Восстающий — подземная горная выработка, не имеющая вы­хода на поверхность, пройденная снизу вверх и предназначенная для разведочных целей, передвижения людей, спуска горной породы с верхнего горизонта на нижний, доставки материалов и оборудо­вания. Восстающие могут быть вертикальными или наклонными. На­клонные восстающие обычно проходят по полезному ископаемому. Гезенк — подземная вертикальная горная выработка, не име­ющая непосредственного выхода на поверхность и пройденная с верх­него на нижний горизонт. Гезенк предназначен для разведки полез­ного ископаемого или спуска горных пород под действием собствен­ного веса. Штольня — горизонтальная подземная горная выработка, имеющая непосредственный выход на поверхность и предназначенная для обслуживания подземных горных работ при разведке или разработке месторождений полезных ископаемых. Штольни обычно проводятся в склоне горы. Площадь поперечного сечения разведочной штольни изменяется от 5,1 до 9м2 . Квершлаг — горизонтальная подземная горная выработка, не имеющая непосредственного выхода на поверхность и проводимая по вмещающим породам вкрест простирания или под некоторым углом к простиранию месторождения. Квершлаг соединяет ствол шахты с рудным телом; площадь сечения квершлага изменяется от 5,1 до 9 м2 . Штрек — горизонтальная подземная горная выработка, не име­ющая непосредственного выхода на поверхность. Штреки проводят для разведки или разработки месторождения по простиранию по­лезного ископаемого. При горизонтальном залегании рудного тела штреки задаются в любом направлении. Штреки, пройденные по пустым породам вдоль полезного ископаемого, называются поле­выми. Рассечка — горизонтальная подземная горная выработка, не име­ющая непосредственного выхода на поверхность, проводимая из шурфов, штолен или штреков вкрест простирания горных пород для поисков и разведки полезного ископаемого. Длина рассечки 20—30 м, реже 50—100 м. К подземным горным выработкам относятся также камерные выработки. Они служат для размещения под землей различного оборудования, материалов и для других целей. К ним относятся: машинные камеры, камеры ожидания, противопожарная камера, медицинский пункт, склад ВВ и т. д. Совокупность выработок, служащих для соединения ствола шахты со всеми остальными выработками и для размещения некото­рых производственных служб, называется околостволъным двором. Характерной особенностью камерных выработок является незначи­тельная длина при относительно большой ширине. 1.2.2. Общие сведения о проведении горных выработок Проведение (проходка) выработки — это комплекс работ по раз­рушению и извлечению горных пород в пределах контура попереч­ного сечения выработки, установленного соответствующим пас­портом. Этот комплекс работ при проведении разведочных выработок обычно включает в себя отделение породы от массива, погрузку и откатку ее в отвал, крепление выработки, наращивание рельсовых путей, трубопроводов, разделку водоотливной канавки и др. Горизонтальные и наклонные разведочные выработки могут быть пройдены различным сечением. При сравнительно малых объе­мах горных работ на разведываемых объектах применяют выработки малых сечений. Механизация работ при их проведении заключается в применении малогабаритного оборудования (скреперы, погрузоч­ные машины, аккумуляторные электровозы). На стадии детальной разведки проводятся выработки увеличен­ных сечений с учетом использования их при дальнейшей разработке месторождений. В этих условиях могут быть использованы специа­лизированные горнопроходческие машины, которые обеспечивают высокие скорости проходки. В зависимости от устойчивости горных пород и их водоносности различают два способа проведения горных выработок: обычный — при вскрытии и пересечении горными выработками устойчивых мягких и крепких пород с небольшими водопритоками; специальный — когда подземные выработки должны пересекать неустойчивые мягкие и сыпучие породы или устойчивые крепкие, но сильнотрещиноватые породы, характеризующиеся большим при­током воды. Перед началом проведения горной выработки разрабатывается технологический паспорт (проект проведения горной выработки), в котором указываются: по каким породам должна пройти горная выработка, форма и размеры поперечного сечения, применяемое оборудование, инструменты и материалы, график организации работ, а также ожидаемые технико-экономические показатели. В зависимости от пересекаемых забоем пород проходка горных выработок обычным способом может осуществляться: по однородным крепким породам; по однородным мягким породам; по неоднородным породам. Операции технологического процесса проведения выработок под­разделяются на основные и вспомогательные. Основными горнопроходческими операциями называются такие, которые связаны непосредственно с выемкой горной породы и крепле­нием выработки. Вспомогательные операции обеспечивают нормальные условия для выполнения основных. К ним относятся: наращивание труб сжа­того воздуха и воды, вентиляционных труб, устройство путей и т. д. Характер основных проходческих операций изменяется в зависимо­сти от физико-технических свойств пересекаемых горных пород. В за­висимости от организации технологического процесса основные операции производят последовательно или одновременно. Продвигание забоя выработки осуществляется за счет периоди­ческого повторения основных горнопроходческих операций. Непре­рывно повторяющаяся в течение определенного промежутка вре­мени совокупность основных проходческих операций, необходимых для проведения выработки на установленную паспортом величину подвигания, называется проходческим циклом. Рис. 1.2. Циклограмма проходческих работ Время выполнения одного цикла называется продолжитель­ностью цикла. Графическое изображение цикла, показывающее ди­намику развития процессов и операций во времени или одновременно во времени и пространстве, называется циклограммой (рис. 1.2.). Наряду с выполнением основных проходческих операций весьма большое значение при проведении выработок имеют вспомогательные операции. Обычно эти операции ведутся параллельно с основными и на продолжительность цикла не влияют. Однако они должны быть тесно увязаны с продолжительностью основных операций. 1.2.3. Термошахтный метод разработки нефтяных и битумных залежей Термошахтная разработка является сочетанием дре­нажной шахтной разработки с методами искусствен­ного воздействия на пласт теплоносителями и осу­ществляется с помощью скважин, пробуренных из под­земных горных выработок нефтяной шахты. Высокие показатели термошахтной разработки обеспечиваются за счет сосредоточения в продуктивном пласте или близко от него основных технологических процессов, нагнетательных и добывающих горизонтальных, полого-наклонных и восстающих скважин большой протяжен­ности (до 300 м), наиболее совершенных по степени и характеру вскрытия, а также за счет закачки тепло­носителя (Табаков В.П., Гуров Е.И.). Указанные скважины соединяют друг с другом от­дельные трещины, каверны, каналы и зоны повышенной проницаемости продуктивного пласта. Благодаря рез­кому увеличению поверхности фильтрации скважин фильтрационные сопротивления в пласте снижаются, возрастает охват пласта тепловым воздействием, а при­менение плотной сетки скважин ускоряет и повышает эффективность разогрева разрабатываемого участка пласта.Основными объектами шахтной разработки являются: залежи вязких и высоковязких (тяжелых) нефтей и природных битумов; энергетически истощенные залежи; нефтяные залежи шельфовой зоны морей, а также залежи под населенными пунктами, городами, промыш­ленными объектами, аэродромами, зонами отдыха и др. Термошахтная разработка применяется в СНГ на Ярегском нефтяном месторождении с 1968 г. и реали­зуется в виде нескольких систем: двухгоризонтной, од­ногоризонтной, двухъярусной, одногоризонтной и двухъ­ярусной с оконтуривающими нагнетательными выра­ботками, панельной. Наибольшее распространение по­лучила двухгоризонтная система, двухъярусная, одно-горизонтная и панельная — проходят опытно-про­мышленные испытания. Сущность двухгоризонтной системы заключается в том, что пар закачивают в пласт с надпластового горизонта через вертикальные и наклонно направлен­ные нагнетательные скважины, а нефть отбирают из пологовосходящих добывающих скважин, пробуренных из расположенной в продуктивном пласте добывающей галереи (рис. 1.3.). Разновидностью этой системы явля­ется двухъярусная система, в которой вместо нагне­тательных штреков и буровых камер сооружают в верх­ней части пласта нагнетательную галерею, из которой бурят горизонтальные и наклонно направленные нагне­тательные скважины. В одногоризонтной системе нагнетательные и до­бывающие скважины пробурены из одной рабочей га­лереи, сооруженной в продуктивном пласте или ниже его. В одногоризонтной и двухъярусной системах с окон-туривающими нагнетательными галереями бурят допол­нительные нагнетательные скважины на границах раз­рабатываемых участков и закачивают в них пар в определенной последовательности с основным фондом нагнетательных скважин. В панельной системе нагнетательную галерею раз­мещают в зоне забоев нижнего ряда добывающих скважин, а добывающую галерею — в нижней части пласта или ниже его. Нагнетательные и добывающие галереи располагают параллельно друг другу и из них бурят нагнетательные и добывающие скважины на­встречу друг другу на расстоянии 15—20 м (рис. 1.4.). Рис. 1.5. Динамика термошахтной добычи нефти с тепловым воздей­ствием QH1 и без него QH2 , a также закачки в пласт пара Qзaк.п: 1,2 — соотвественно ухтинская и уклонно-скважинная система Ярегское месторождение нефти вязкостью (125—153) -102 мПа×с, разрабатывалось скважинами с поверхности земли, дренажным шахтным и термо­шахтным способами. При опытной разработке скважинами с поверхности земли с 1935 по 1945 гг. достигнутый коэффициент нефтеизвлечения не превышал 2 %. Шахтная дренажно-скважинная разработка на естественном режиме применялась с 1939 по 1974 г. на трех нефтяных шахтах на площади, большей в 77,5 раза. Было добыто 7,4 млн. т нефти и достигнут коэффициент нефтеизвлечения око­ло 4%. Термошахтная разработка применяется с 1968 г., на площадях, отработанных ранее шахтным способом на естественном режиме. За 24 года разработки с площади, превышающей площадь разработки в 1935— 1945 гг. почти в 9 раз, было добыто 7,87 млн. т нефти при удельном расходе пара 2,7 т/т. 2.3. Отчет по лабораторной работе, оформленный в соответствии с требованиями к отчетности. Контрольные вопросы : 1. Принцип шахтной добычи нефти. 2. Что представляют собой горные машины? 3. Дайте определение “шахты”, “шурфа”. 4. Дайте характеристику таким типам выработок, как “карьер”, “штольня”, “траншея”. ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №2. НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ Цель : изучение трубопроводов и арматуры, применяемых на нефтепромыслах Отчетность : конспект, включающий: 1) классификацию труб по назначению, материалам и исполнению труб, основные основные размеры (диаметр, толщина стенок, длина), группы прочности, область применения, маркировка; 2) маркировку и схему трубы с муфтой для завода изготовителя согласно варианта (табл. 2.1.); 3) схему и размеры труб (соединений), указанных в таблице 2.1.; 4) ответы на контрольные вопросы темы. Порядок работы : 2.1. Преподаватель кратко знакомит студентов с видами труб, применяемых в нефтегазодобыче: обсадные, насосно-компрессорные, бурильные, для нефтепромысловых коммуникаций. На схемах комплексной автоматизации нефтепромыслового предприятия (КАН) – вертикальной и горизонтальной - демонстрируются нефтепромысловые трубопроводы, классифицируемые по разным признакам (назначению, величине напора, по типу укладки и т.д.) 2.2. Демонстрируются и замеряются штангенциркулем, мерной лентой фрагменты труб: 1) обсадные – 2 фрагмента; 2) НКТ – 3 фрагмента (обычные стальные), 5 фрагментов (гибкие непрерывные трубы ); 3) бурильные трубы – 2 фрагмента (стальные, ЛБТ); 4) трубы для нефтегазопромысловых коммуникаций – 4 фрагмента (стальные и сварные горячекатанные). Таблица 2.1. Варианты заданий к лабораторной работе № 2 “Нефтепромысловые трубопроводы” Варианты Показатели 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1) Маркировка и схема трубы обсадной завод диаметр, мм СевТЗ 219 СевТЗ 245 ЧПТЗ 114 ЧПТЗ 127 НДТЗ 299 НДТЗ 324 ТМЗ 146 ТМЗ 168 ВМЗ 168 ВМЗ 245 СевТЗ 245 НДТЗ 299 ТМЗ 146 2) Схема и размеры труб (соединений) - фиберглассовых -термоизолированных -ОТТГ/НКМ - бурильных + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + Примечание . “+” обозначены показатели, для которых необходимо привести характеристику в конспекте. 2.3. Изучение теоретического материала по каталогу XI “Трубы” (Нефтегазопромысловое оборудование. Комплект каталогов. Ред. Крец В.Г., Лукьянов В.Г., 1999г.). 2.4. Отчет по работе согласно требованиям к отчетности Контрольные вопросы : 1. Приведите возможные материалы для изготовления нефтегазопромысловых трубопроводов. 2. Прочностные характеристики обсадных труб. 3. Укажите назначение и конструктивные особенности гибких непрерывных труб. ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №3. РАСЧЕТ ТРУБ И ЕМКОСТЕЙ Цель : ознакомление с методикой и расчет на прочность емкостного нефтегазового оборудования: газосепараторов, трубопроводов и резервуаров. Отчетность : отчет по лабораторной работе, включающий титульный лист оформленный в соответствии с требованиями (приложение 16), цель работы, обоснование и расчеты, эскизы оборудования, вывод. Порядок работы : Варианты исходных параметров приведены в табл. 3.1. Таблица 3.1. Расчет труб и емкостей Показатели Варианты ] 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Газосепаратор диаметр (внутр), м 1,0 1,5 2,0 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 3,5 4,0 4,1 4,2 4,3 4,4 рабочее давление, МПа 4,0 1,6 4,0 1,6 0,6 1,6 1,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 Трубопровод диаметр, мм 150 175 200 250 300 350 400 450 820 1020 350 300 250 200 рабочее давление, МПа 18,0 16,0 14,0 10,0 3,0 2,0 1,5 1,0 0,5 0,5 1,5 2,0 8,0 10 Резервуар стальной диаметр, м 6 10 12 16 18 20 24 26 28 30 10 12 16 18 высота, м 8 10 12 14 14 16 18 20 20 20 12 14 18 18 1. Расчет трубопроводов на механическую прочность Расчет трубопроводов на механическую прочность сводится к определению толщины стенки, которая была бы минимальной, но в тоже время не допускала разрушения труб при эксплуатации. Минимальная толщина трубы рассчитывается по формуле: , где Pu – давление, при котором производится опрессовка труб; Dвн. – номинальный внутренний диаметр трубы; - допускаемое напряжение, принимаемое равным 0,9· ( - нормативное напряжение растяжения материала трубы, принимаемое минимальному значению предела текучести); - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, принимается 0,75÷0,9 (также его можно определить по формуле). Толщину труб следует принимать не менее 1/140 величины наружного диаметра труб и не менее 4 мм. Расчетная толщина стенки округляется в большую сторону до ближайшей в сортаменте труб. 2. Расчет газосепаратора на прочность Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором , а сам процесс разделения – сепарацией . Сепараторы бывают вертикальные , горизонтальные и гидроциклонные . 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. 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. Толщина стенки газосепаратора определяется по формуле: , где P – давление в газосепараторе; Dвн. –внутренний диаметр газосепаратора; С – коэффициент прочности сварных швов (принимается равным 2-3мм) - допускаемое напряжение на разрыв, МПа , где - нормативное допускаемое напряжение ( - сталь Д), а к – коэффициент условий (для газосепараторов принимается 1¸0,9; = 0,95 (для сварных корпусов). Стальные эллиптические днища изготовляют (ГОСТ 9617 76) диаметром от 159 до 4000 мм; отношение высоты эллиптической части днища к диаметру принято . Толщина стенки эллиптических днищ определяется , 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. 3. Расчет стальных резервуаров Резервуар – вместилище (наземное или подземное) для хранения жидкостей и газов. Резервуары служат: - для учета нефти; - для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.) - для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи. Применяют вертикальные и горизонтальные , а также железобетонные резервуары. Резервуары бывают подземные и наземные . Подземными называются резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным . Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС ) – наиболее распространенные. Они представляют собой цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4…25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. Длинная сторона листов расположена горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса соединяются между собой ступенчато , телескопически или встык . Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку. Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50 000 м3 . Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па. Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами. Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (типа РГС) изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 м3 . На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости для сбора утечек. Резервуары средней и большей емкости в целях экономии металла изготовляются с переменной толщиной стенки по высоте. Стенки вертикальных цилиндрических резервуаров при отсутствии избыточного давления над поверхностью жидкости испытывают давление, зависящее от высоты столба уровня жидкости до рассматриваемого пояса. Например, на глубине “h” стенки испытывают внутреннее давление, рассчитываемое по формуле . Толщина стенки S определяется из уравнения где P – внутреннее давление, которое испытывают стенки резервуара на определенной высоте; Dвн. –внутренний диаметр резервуара, мм; С – коэффициент прочности сварных швов (принимается равным 2-3мм) - допускаемое напряжение на растяжение, МПа Толщину днища резервуара принимают не более 5 мм. Крышу резервуара изготавливают из стали толщиной не более 2,5 мм. Контрольные вопросы : 1. Принцип расчета стальных вертикальных резервуаров. 2. Типы резервуаров и их назначение. 3. Что представляет собой опрессовка труб? 4. Горизантальные и вертикальные газосепараторы. ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №4. НАСОСЫ И КОМПРЕССОРЫ В НЕФТЕДОБЫЧЕ Цель : изучение принципов работы, конструкций и области применения насосов и компрессоров Отчетность : конспект, включающий: 1) классификацию насосов по принципу действия и область их применения; 2) эскиз объемного насоса (бурового) с описанием его конструкции и принципиальной схемы действия, а также его основных параметров; 3) эскиз центробежного насоса типа ЦНС или НМ с описанием его конструкции, принципа действия и основных характеристик; 4) схему и краткое описание компрессора, применяемого при производстве работ в нефтегазодобыче. Порядок работы : 2.1. Преподаватель дает представление студентам об основынх типах насосов и компрессоров. Рассматривается принципиальная гидродинамическая характеристика насоса и характеристика внешней сети. 2.2. Демонстрируется оборудование и его элементы: - компрессор поршневой воздушного охлаждения; - вентиляторы осевой и центробежный; - насос центробежный УЭЦН в сборе 2 секции и его фрагменты; - фрагменты консольного центробежного насоса; - насос плунжерный (не комплект); - насос струйный; - насос шестеренный; - ротор насоса центробежного двустороннего действия; - насос штанговый в действующем электрофицированном макете УШСН. 2.3. Изучение теоретического материала по комплекту каталогов “Нефтегазопромысловое оборудование”, 1999г. (каталоги № 2, 3, 6, 9), а также по учебному пособию “Насосы в нефтедобыче” (Крец В.Г., Федина О.В.), 2004г. 2.4. Отчет по лабораторной работе согласно требованиям отчетности. Контрольные вопросы: 1. Принцип работы центробежных насосов. 2. Объемные насосы. 3. Работа турбомашины на внешнюю сеть. ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №5. ЛИКВИДАЦИЯ ПЕСЧАННОЙ ПРОБКИ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ Цель : изучение и выбор оборудования для ликвидации песчаных пробок нефтяных скважин промывкой Отчетность : отчет по лабораторной работе, включающий титульный лист, оформленный в соответствии с требованиями (приложение 16), цель работы, обоснование и расчеты, эскизы схем промывки и оборудования, перечень выбранного оборудования и его технические характеристики, вывод. Порядок работы : Вводная часть Песок (частицы породы) выносится из пласта в ствол скважины в результате разрушения пород, обычно рыхлых, слабосцементированных. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая существенно снижает текущий дебит скважины. Ликвидацию песчаных пробок относят к операциям по подземному (текущему) ремонту скважины и проводят промывкой скважин водой, различными жидкостями, газожидкостными смесями, пенами, продув­кой воздухом и т.д. Для выполнения лабораторной работы необходимо знание следующих терминов: · пласт; · ствол скважины; · дебит скважины; · забой скважины; · текущий ремонт скважины; · наружный, внутренний, условный диаметры труб; · эксплуатационные трубы, насосно-компрессорные трубы. В работе приводятся следующие сокращения и обозначения НКТ – насосно-компрессорные трубы h – гидравлические потери λ – коэффициент гидравлических сопротивлений м. вод. ст. – метры водяного столба ! - знак “обратить внимание” Для индивидуальной работы предложено 16 вариантов заданий (табл. 5.4.). В алгоритме расчета приведен полный расчет промывки для первого варианта. Теоретическая часть Выделяют прямую (рис. 5.1) и обратную (рис. 5.2) промывки скважин от песчаной пробки. Прямая промывка - процесс удаления из скважины песка путем нагнетания промывочной жидкости внутрь спущенных труб (НКТ) и выноса размытой породы жидкостью через затрубное (кольце­вое) пространство. Для повышения эффективности рыхления пробок на конец колонны НКТ иногда навинчивают различные приспособления – насадки. Обратная промывка скважин от песчаных пробок - процесс удаления песка из скважин с нагнетанием промывочной жидкости в затрубное (кольцевое) пространство и направлением входящего потока жидкости через промывочные трубы. Расчет промывки ствола скважины состоит в определении гидравлических потерь напора в процессе движения жидкости. К потерям относятся потери напора в трубах , потери жидкости при движении в кольцевом пространстве , потери напора для уравновешивания разности плотностей жидкости в промывочных трубах и в кольцевом пространстве, потери напора в шланге и вертлюге , потери в насадке. Алгоритм расчета 1) Выбор варианта задания по таблице 5.4. 2) Выбор насоса для промывки скважины (приложение 3). Необходимая подача (производительность) насоса – Q может быть выбрана из следующих условий: · минимальной подачи насоса , так как считается, что минимальная производительность насоса обеспечивает скорость V выноса частиц песка с забоя; · размыва песка струей из насадка - скорость жидкости принимается не менее 50 м/c; это условие справедливо только для прямой промывки : , (1) где V ≥50 м/c, S – площадь насадка (таблица 5.4.); · скорость восходящего потока жидкости, которая должна превышать скорость падения частиц песка в жидкости, находящейся в покое. 3) Рассчитаем скорости восходящего и нисходящего потоков V , см/ c (2) Площадь поперечного сечения S – зависит от способа промывки. 4) Рассчитаем скорость подъема песчинок Vn = V в – W , м / с (3) где Vn – скорость подъема песчинок; V в – скорость восходящего потока жидкости ; W – средняя скорость свободного падения песка в жидкости, определяемая экспериментально в зависимости от диаметра частиц песка. Таблица 5.1 Диаметр частиц песка, мм 0,3 0,25 0,2 0,1 0,01 W, см/с 3,12 2,53 1,95 0,65 0,007 5) Определение гидравлических потерь при промывке h 1 – потери напора в промывочных трубах , м. вод.ст . (4) где Н – длина промывочных труб (приближенно принимаем равной глубине скважины), м, d – внутренний диаметр промывочных труб (НКТ), м, V н – скорость нисходящего потока жидкости в трубах, м/с, ρж – плотность жидкости, кг/м3 , λ – коэффициент гидравлического сопротивления (принимается по таблицам в зависимости от условного диаметра труб) (таблица 5.2) Таблица 5.2 Условный диаметр труб, мм 48 60 73 89 114 Коэффициент гидравлического сопротивления λ для воды 0,040 0,037 0,035 0,034 0,032 h 2 – потери напора при движении жидкости с песком в кольцевом пространстве , м. вод.ст . (5) где φ – коэффициент, учитывающий увеличение потерь вследствие содержания в жидкости песка (φ = 1,12 1,2), - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м, - наружный диаметр промывочных труб (НКТ), м. h 3 – дополнительные потери, связанные с разностью плотности жидкости в трубах и затрубном пространстве в связи с наличием песка в восходящем потоке , м. вод. ст . (6) где m – объем пустот между частицами песка, занимаемый жидкостью (m =0,3 0,45), F – площадь сечения обсадной колонки, м2 , l – высота пробки, промываемой за один прием ( 6 или 12 м – данная величина принимается студентом самостоятельно), f – площадь сечения кольцевого пространства, м2 , – плотность песка (для кварцевого песка = 2650 2700 кг/м3 ), V в – скорость восходящего потока жидкости, м/с, W – средняя скорость свободного падения песка в жидкости, определяемая в зависимости от диаметра частиц песка, м/с. h 4 и h 5 – потери напора, соответственно для вертлюга и шланга зависят от подачи жидкости, определяются по опытным данным и могут быть приняты по табл. 5.3. Таблица 5.3 Расход – Q , л/с 3 4 5 6 8 10 15 20 h4 +h5 , м 4 8 12 17 29 50 110 200 h 6 – потери напора в наконечнике (насадке) h 6 = , м. вод. ст . (7) где - плотность жидкости, кг/м3 ; Q – подача жидкости, м3 / с; g – 9,8 м / с2 ; = 0,9 – коэффициент расхода насадок; - площадь сечения насадка, м2 . - общие гидравлические потери при промывке = h 1 + h 2 + h 3 + h 4 + h 5 + h 6, , м.вод.ст. (8) 6) Расчет времени, необходимого для подъема размытой породы на поверхность T = H / Vn , (9) где Vn – скорость подъема размытой породы. 7) По определенным и Q выбираем насос (приложение 3). Если насос уже был выбран ранее (пункт 2 алгоритма), необходимо проверить соответствие расчетных характеристик рабочим характеристикам выбранного насоса. При несоответствии может быть принято следующее решение: а) принять другой насос, б) откорректировать характеристики промывочной системы и сделать пересчет гидравлической системы, подобрать соответствующий насос. 9) Выбор оборудования и инструмента для промывки скважины от песка: Оборудование и инструмент выбирается по следующим параметрам из приложений 3, 4, 5, 6, 7: а) подъемная установка – по грузоподъемности; б) насос – по давлению и подачи; в) ключи для свинчивания - развинчивания НКТ (ручные и механические) - по грузоподъемности и условному диаметру НКТ; г) вертлюг - по грузоподъемности и условному диаметру НКТ; д) элеватор - по грузоподъемности и условному диаметру НКТ. Грузоподъемность определяется следующим образом: , где – глубина скважины; - масса 1 кг труб; - увеличение массы колонны труб на муфту; - прочностной коэффициент (равен 1,5). Так как подвешиваемая колонна НКТ в процессе промывки находится в жидкости, то необходимо уточнить грузоподъемность , где - вес тела в жидкости; - вес тела в воздухе; - удельный вес материала тела (для стальных труб ); - удельный вес жидкости ( ). Данные по массе труб необходимо взять из приложения 2. Оборудование Тип Краткая техническая характеристика Насос Насос поршневой 9 ТМ (в составе УНБ-160-32) Давление: минимальное, МПа - 7,5 максимальное, МПа - 32 Подачи: минимальная, л/с – 3,5 максимальная, л/с – 15,6 Подъемная установка АПРС-32 Допускаемая нагрузка на крюке – 32 т Ключи АПР-2ВБ Максимальная грузоподъемность - 80 т Условный диаметр труб - 48 мм Вертлюг ВП50-160 Грузоподъемность – 50 т Диаметр ствола – 73 мм Давление рабочее – 16 МПа Элеватор ЭХЛ-60-15 Грузоподъемность – 15 т Условный диаметр труб - 60 мм Примечание . При невозможности подобрать вертлюг точно на условный диаметр НКТ, подбирается оборудование на больший диаметр и ставится переводник – устройство для перехода от одного диаметра к другому. ЗАДАНИЕ Необходимо обосновать и выбрать для условий своего варианта (табл.5.4) оборудование для проведения промывки скважины от песчаной пробки: промывочный насос, подъемную установку, ключи для свинчивания-развинчивания НКТ (ручные и механические), элеваторы, вертлюги. Таблица5.4 Варианты задания к практической работе по выбору оборудования для промыва песчаной пробки Показатели Варианты 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Глубина скважины, м 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 2000 2400 2500 2600 2700 Высота песчаной пробки, м 400 350 300 250 200 400 350 300 250 200 400 350 400 350 300 250 Диаметр песчинок, мм 0,3 0,25 0,2 0,3 0,25 0,2 0,3 0,25 0,2 0,3 0,25 0,2 0,3 0,25 0,2 0,3 Усл. диаметр эксплуатац. колонны, мм 140 146 168 178 146 168 178 146 168 178 146 168 178 146 168 178 Усл. диаметр НКТ, мм 48 60 60 73 48 60 60 60 73 89 60 60 73 60 60 73 Плотность промывочной жидrости, кг/м3 1000 1000 1000 900 900 900 1000 1000 1000 800 800 800 1000 1000 1000 1000 Способ промывки прямой обратный выбрать один из двух способов Наконечник: насадок Ø, мм 10 20 30 10 20 30 Контрольные вопросы : 1. Сформулируйте достоинства и недостатки прямой и обратной промывки. 2. Подъемные установки для ремонта скважин. 3. Оборудование и инструменты для спуско-подъемных операций. 4. Применение технологии с гибкими непрерывными трубами для промывки песчанной пробки в скважине. ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ Цель : изучение технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП) и выбор оборудования для его проведения. Отчетность : отчет по лабораторной работе включающий титульный лист, оформленный в соответствии с требованиями (приложение 16), цель работы, технологическую схему ГРП, расчеты, перечень выбранного оборудования и его технические характеристики, выводы. Порядок работы : Теоретическая часть Процесс ГРП заключается в формировании новых и расширении существующих в пласте трещин под действием давления нагнетаемой в пласт жидкости. Для того, чтобы трещины не смыкались после снятия давления, в них вводят расклинивающий агент, в качестве которого часто используется пропант (керамические шарики), отсортированный кварцевый песок фракции 0,5-0,8 мм, корунд, стеклянные шарики и др. Технология ГРП включает: 1) промывку скважины; 2) спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; 3) обвязку и опрессовку на 1,5-кратное рабочее давление устья и наземного оборудования; 4) определение приемистости скважин закачкой жидкости; 5) закачку в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; 6) демонтаж оборудования и пуск скважины в работу. При выборе оборудования для проведения ГРП необходимо: давление и расход жидкостей; типы и количество жидких сред и наполнителя, определить технологическую схему. Рис. 6.1. Технологическая схема гидравлического разрыва пласта: 1 – трещина разрыва; 2 – продуктивный пласт; 3 – пакер; 4 – якорь; 5 – обсадная колонна; 6 – насосно-компрессорные трубы; 7 – арматура устья; 8 – манометр; 9 – блок манифольдов; 10 – станция контроля и управления процессом; 11 – насосные агрегаты; 12 – пескосмесители; 13 – ёмкости с технологическими жидкостями; 14 – насосные агрегаты Алгоритм расчета : 1) Определение минимального расхода закачки жидкости Технологические показатели ГРП рассчитываются для условий образования вертикальных и горизонтальных трещин при закачке жидкости. В качестве жидкостей разрыва и песконосителей используются нефть, вода, сульфит-спиртовая барда (ССБ), растворы полимеров и ПАВ, нефтеводяные и нефтекислотные гидрофильные и гидрофобные эмульсии, пены и др. Жидкость-песконоситель должна быть достаточно вязкой, чтобы скорость оседания расклинивающего материала не была значительной, и обладать, по возможности, минимальной фильтруемостью, чтобы транспортировать этот материал в глубь трещины. Однако, при выборе жидкости необходимо учитывать, что с увеличением вязкости возрастают потери напора. Минимальный расход закачки жидкости разрыва может быть оценен при образовании вертикальной и горизонтальной трещины соответственно по эмпирическим формулам , (1) , (2) где , – минимальные расходы, л/с, – толщина пласта, см; , – ширина вертикальной и горизонтальной трещины, см; – вязкость жидкости разрыва, мПа·с; – радиус горизонтальной трещины, см. Таблица 6.2 Вязкость жидкостей, используемых для ГРП Жидкость Вязкость, мПа·с Примечание Вода 1 Водный раствор ССБ 1÷1500 Чаще применяются растворы ССБ вязкостью 250÷800 мПа·с Нефтемазутные смеси От единиц до нескольких тыс. мПа·с Тип жидкости разрыва и ее вязкость принимается самостоятельно. 2) Определение давления нагнетания на устье скважины - , (3) где – забойное давление разрыва пласта, – давление на трение в трубах, – пластовое давление. 2.1. Определение устанавливают по опыту или оценивают по формуле ; (4) где , (Па)- горное давление, где - прочность породы пласта на разрыв в условиях всестороннего сжатия ( МПа); – глубина залегания пласта, м; - средняя плотность вышележащих горных пород, равная кг/м3 , в среднем 2300 кг/м3 ; g – ускорение свободного падения. Пример . Дано: ; =2 МПа; =2300 кг/м3 . Определить . При глубине скважин м можно определить (данные статистического анализа). 2.2. Определение В приближенных расчётах можно принять , (5) где – гидростатическое давление столба жидкости в скважине, МПа (например, при глубине скважины 2400 м - ; 2.3. Определение Давление на трение в трубах определяется по формуле Дарси-Вейсбаха (при необходимости с учётом увеличения потерь давления за счёт наличия в жидкости песка). , (6) где - коэффициент гидравлических сопротивлений , (7) – число Рейнольдса - безразмерная величина, характеризующая соотношение между силами вязкости и силами инерции в потоке , (8) при Re > 400 принимают , увеличенное в 1,5 раза), – темп закачки, м3 /с; - внутренний диаметр НКТ, м; Вязкость жидкости-песконосителя определяется на основе вязкости жидкости , используемой в качестве песконосителя , мПа·с (9) где – объёмная концентрация песка в смеси, кг/м3 , (10) где – концентрация песка в 1 м3 жидкости, кг/м3 : · для вязкой жидкости кг/м3 ; · для воды кг/м3 ; – плотность песка, кг/м3 ; ( =2500 кг/м3 ). , (11) где – плотность жидкости-песконосителя, кг/м3 ; - плотность жидкости, используемой в качестве песконосителя, кг/м3 . Таблица 6.3 Плотности жидкостей, используемых в качестве песконосителя Жидкость Плотность жидкости (кг/м3 ) Вода 1000 Мазут 890-1000 Нефть 780-1000 Керосин 800-850 - скорость потока жидкости в НКТ, м/с , (12) где – площадь сечения НКТ, м2 ; Увеличение ( ) может привести к значительному увеличению и увеличению устьевого давления , которое не может быть обеспечено существующими насосами. В этом случае можно принять НКТ большего диаметра (в этом случае уменьшится ), либо уменьшить расход закачиваемой жидкости (увеличив вязкость жидкости разрыва). Пример . Дано: = 2270 м; = 0,010 м3 /с ( = 2.2 м/с); = 945 кг/м3 (нефть); = 0,285 Па·с; = 0,0759 м; = 275 кг/м3 . Определить: . Решение: ; кг/м3 ; Па·с; ; ; МПа. Т. к. >400, то МПа. Давление составит (примем =22,7 МПа): = 52+16,72-22,7=46,02 МПа. 3) По принятым и выбираем насосный агрегат. 4) Количество насосных агрегатов, необходимых для проведения ГРП , (13) где – рабочее давление агрегата, МПа, – давление нагнетания на устье, МПа; – рассчитанный расход жидкости, м3 /с; – подача агрегата при данном , м3 /с; – коэффициент технического состояния агрегата ( ). 5) Выбор пакера и якоря Пакер и якорь выбираются из условий диаметра пакера и внутреннего диаметра обсадной колонны (зазор принимается 3-7 мм) и перепада давления (разность давлений выше и ниже пакера, то есть ). Рис. 6.2. Схема размещения пакера, якоря в скважине Таким образом, необходимо выбрать пакер и якорь на рабочее давление 28 МПа и диаметром 145,5 мм. Этим параметрам соответствует модель пакера-якоря 1ПД-ЯГ-145-500 (наружный диаметр пакера 145 мм, рабочее давление 50 МПа). 6) Общая продолжительность процесса ГРП , час, (14) где – количество жидкости разрыва, м3 ; - объём жидкости песконосителя , где – количество закачиваемого песка на один гидроразрыв. - объём продавочной жидкости; - внутренний диаметр НКТ; - глубина скважины. - примем приближенно равным . 7) Другое оборудование выбирается исходя из перечня необходимого оборудования (см. рис. 1) для ГРП и параметров (вместимость, давление и др.). Перечень наиболее распространенного оборудования для ГРП: · Пакеры с опорой на забой: ПМ; ОПМ. · Пакеры (плашечные) без опоры на забой: ПШ; ПС; ПГ. · Насосные установки (агрегаты) УН1-630-700А (4АН-700). · Пескосмесительные установки: 4ПА; УСП-50 (до 9 т песка). · Блок манифольда: 1БМ-700; 1БМ-700С. · Арматура устья: 2АУ-700, 2АУ-700 СУ. · Автоцистерны: АЦН-11-257; АЦН-7,5-5334; Цр -7АП; ЦР-20; АКЦП-21-5523А вместимостью 6-21 м3 . Задание Необходимо обосновать и выбрать для условий своего варианта (табл. 6.1) наземное и подземное оборудование для проведения ГРП: подъемную установку, НКТ, пакеры, якори, арматуру устья, блок манифольда, насосные установки, пескосмесительные установки, автоцистерны. Таблица 6.1 Варианты заданий по выбору оборудования для ГРП       № п/п ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТЫ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 Мощность пласта, h , м 5 10 12 14 16 18 20 18 16 14 2 Количество жидкости разрыва, Q , м3 5 6 7 8 9 10