398

Расчетная часть-Расчет гидроприводного станка качалки ГЭП М 5,8-3,66-4400-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 176710
Дата закачки: 16 Января 2017
Продавец: lesha.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word

Описание:
Расчетная часть-Расчет гидроприводного станка качалки ГЭП М 5,8-3,66-4400: Определение максимальной нагрузки в точке подвеса штанг, Определение числа двойных ходов точки подвеса штанг и производительности ГЭП, Расчет необходимого давления гидра системы для подъема штанг, Расчёты на прочность и долговечность основных элементов, Расчет на прочность стенок гидроцилиндра, Расчет на прочность болтов крепления верхней крышки-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Комментарии: 2 СПЕЦИАЛЬНЫЙ РАЗДЕЛ
2.1 Разработка конструкции гидроприводного станка качалки
2.1.1 Исходные данные:
1. Плотность, кг/м3 :
- воды - 1015
- сепарированной нефти – 830
- газа в нормальных условиях -1
2. Эффективная вязкость смеси, м2/с∙10-5 – 0,72
3. Планируемый дебит скважины, м3/сутки –58
4. Обводненность продукции пласта, доли единицы –0.99
5. Газовый фактор, м3/ м3 –41
6. Объемный коэффициент нефти, ед. – 1,21
7. Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м –2591
8. Пластовое давление МПа –27.0
9. Давление насыщения, МПа –10,3
10. Пластовая температура и температурный градиент, ºС –54;0,03
11. Коэффициент продуктивности, м3/ МПа –4,6
12. Буферное (затрубное) давление, МПа –1,1(1,2)
13. Содержание механических примесей, мг/л –270
14. Содержание сероводорода и углекислого газа –0
15. Размеры обсадной колонны, мм –130
16. Текущее объемное газосодержание –0,10


2.1.2 Основные положения технического задания
1 .Наименование и область применения
1.1 Наименование изделия и его шифр.
Гидропривод станка качалки ГЭП М 5,8-3,66-4400.
1.2 Назначение и область применения. Гидропривод станка качалки (ГП СК) предназначен для привода погружного плунжерного насоса.
1.3. Возможность использования изделия для поставки на экспорт. ГП СК поставляться на экспорт самостоятельно при наличии патентной чистоты по стране поставок.
2. Основание для разработки.
2.1. Организация, утвердившая документ.
Кафедра НГМиО в лице заведующего кафедрой Сысоева Н.И
2.2. Тема, этап отраслевого и тематического плана в рамках которого
будет выполняться данная работа.
Дипломный проект.
3.Цель и назначение разработки.
3.1. Заменяемое старое изделие или создание нового.
Модернизация ГП СК.
3.2.Ориентировочная потребность по годам с начала серийного производства – 1 шт. для кафедры НГМиО ЮРГТУ, дальнейший выпуск по заказам предприятий.
3.3. Источники финансирования кафедра "Нефтегазопромысловые и
горные машины и оборудование", Южно-Российского государственного технического университета (Новочеркасского политехнического института).
3.4.  Количество и сроки изготовления – 1 шт. для кафедры НГМиО ЮРГТУ, в дальнейшем оговариваются с заказчиком.
3.5. Предполагаемые исполнители
Предполагаемые исполнители – студент кафедры НГМиО Кановалов, инженеры, УВП.
4. Источники разработки.
4.1. Протоколы лабораторных и производственных испытаний
отсутствуют, конструктивные проработки отсутствуют
4.2. Перечень других источников.
Ивановский В.Н. Дарищев В.И. Сабиров А.А. Каштанов В.С. Пекин С.С. "Скважинные насосные установки для добычи нефти" Москва 2002г.
5.1. Стандарты и нормативно-техническая документация. (Технические условия на скважинные установки ТУ 26-06-1464-86.
Состав изделия, требования к устройству. ГП СК содержит: колонну насосных штанг, уравновешиаюший гидроаккумулятор, компрессор, гидронасос.
5.3. Требования к показателям назначения, надежности и ремонтопри¬
годности. Основные технические параметры, ГП СК определяющие ее целевое использование и применение изложены в п. 1.2. и 5.2. настоящего ТЗ.
5.4. Требования к унификации.
При разработке конструкции ГП СК необходимо стремиться к максимальной унификации.
5.5. Требования к безопасности.
Эксплуатацию ГП СК необходимо выполнять в соответствии с правилами безопас¬ности в нефтегазовой отрасли.
5.6. Эргономические и эстетические требования.
Эргономические показатели ГП СК должны обеспечивать максималь¬ную эффективность, безопасность и комфортность труда.
5.7. Требования к патентной чистоте.
ГП СК должен обладать патентной чистотой по странам СНГ, бывшим СЭВ, а также США, Англии, Франции, Японии, Германии.
5.8. Требования к номенклатуре изделия.
6. Экономические показатели.
6.1. Ориентировочный экономический эффект от ГП СК -
6.2. Срок окупаемости затрат – ГП СК –
6.3. Лимитная цена ГП СК .
6.4. Предполагаемая потребность по заказам предприятий.
7. Стадии и этапы разработки.
7.1. Разработка конструкторской документации для изготовления
опытной конструкции ГП СК. Изготовление и предварительные испытания опытной конструкции ГП СК.
7.2. Приемочные испытания опытной конструкции. ГП СК
7.3. Корректировка конструкторской документации на установочную серию.
7.4. Изготовление установочной серии ГП СК.
2.2 Выбор и обоснование структурной схемы проектируемого оборудования.

Н – Насос, З – золотник, ШГЦ – штанговый гидроцилиндр, ПН – плунжер насоса, НЩГЦ – нижняя полость штангового гидроцилиндра, ТГЦ – трубный гидроцилиндр, НКТ – насосно-компрессорные трубы.
Рисунок 2.1 Структурная схема гидроприводного станка качалки.




2.3 Выбор и расчет электромеханического оборудования
2.3.1 Выбор насоса
Определяем плотность смеси
     
где: ρн — плотность сепарированной нефти, кг/м3; ρв — плотность пластовой воды, кг/м3; ρг — плотность газа в стандартных условиях, кг/м3; Г — текущее объемное газосодержание; b — обводненность пластовой жидкости.
Pсм=[1015 0.99+850(1-0.99)](1-0.10) +1 0.10=912 кг/м3
Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
        
где: Рпл — пластовое давление, МПа; Q — заданный дебит скважины, м3/сут; Кпрод — коэффициент продуктивности скважины м3/МПа.
Pзаб=27- =14.3 МПа
Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
       
Ндин=2591-14.3 106/(912 9,8)= 991м
Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например — Г = 0,15):
        
(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0), где: Рнас — давление насыщения МПа.
Pпр=(1-0,10)×10.3=9.27 МПа.
Определяется глубина подвески насоса:
       
L=991+(9.27 106) /(912 9,8)=1525 м
Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:
       
где: Тпл — пластовая температура, °С; Gт — температурный градиент °С/1м.
T=85-(2591-1525) 0,02=63.74 0 С
Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:
     
где: В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; b - объемная обводненность продукции; Рпр — давление на входе в насос, МПа; Рнас - давление насыщения, МПа.
B*=0.99+(1-0.99)[1+(1.20 - 1) ]=1.18
Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:
         
Qпр=58 1,18=68.44 м3/сутки
Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:
       
где: G — газовый фактор м3/м3.
G=41×[1-(9.27/10.3)]=4,1
Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:
         
где: fскв — площадь сечения скважины на приеме насоса, м2.
fскв = π·d2/4,
где: d — диаметр обсадной колонны, м.
fскв = 3,14·0.132/4=0.013м2
С =145/0.013=11153 м/сут=0,013 м/с
Определяется истинное газосодержание на входе в насос:
       
где: Сп — скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (Сп=0,02 см/с при b<0,5 или Сп = 0,16 см/с при b>0,5).
&#966; =0,68/[1+(0,0016/0,013) 0,68] =0,68
Определяется работа газа на участке «забой — прием насоса»:
       
Рг1 =10,3{[1/(1-0.4 0,68)]-1}=1,7 МПа
Определяется работа газа на участке «нагнетание насоса — устье скважины»:
      


Величины с индексом «буф» относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением, газосодержанием и т.д.


&#966;буф =0,97/[1+(0,0016/0,13) 0,97]= 0,96
Рг2 =10,3{[(1/(1-0.4 0,96)]-1}=1,4 МПа
На основании вычисленных: дебита жидкости, количества свободного газа на входе в насос по каталогу [4] выбираю насос типа НСН2
Условный диаметр насоса 43мм, максимальная идеальная подача 60 м3/сут. при числе качаний 6 в минуту, максимальная длина хода плунжера 2,5 м, максимальная глубина спуска насоса 1800м. [5]

2.3.2 Определение максимальной нагрузки в точке подвеса штанг
Максимальная нагрузка в точке подвеса штанг определяется по формуле

где: Рж – вес жидкости над плунжером, кН,
Ршт – вес штанг в жидкости, кН,
S – ход плунжера, м,
n – число двойных ходов плунжера в минуту,

&#961;ж, &#961;шт – плотность пластовой жидкости и материала штанг, кг/м3.
(&#961;ж =912, &#961;шт=7800 кг/м3)

где: Vж – объем жидкости над плунжером, м3, g – 9,8 с/м2 ускорение свободного падения.

где: dвн.нкт. – внутренний диаметр НКТ, м,
dшт. – диаметр штанг, м,
Н – глубина спуска насоса, м.



где: L – длина штанг, м.
Тогда вес штанг в жидкости

Максимальная нагрузка в точке подвеса штанг

2.3.3 Определение числа двойных ходов точки подвеса штанг и производительности ГЭП
Теоретическая производительность

ТСМ - продолжительность смены = 8 час
КЭ = 0,6 - 0,7
n – количество смен в сутки, = 3 смены
;
QТЕОР = 49 л/мин;
пДВ.Х. = QТЕОР. / VЕД.Х. = 49/4,17 =11 качаний в минуту
VЕД.Х. 4169см3 = 4,17 литра пластовой жидкости
Длина хода устьевого штока зависит от объема рабочей камеры и геометрических размеров цилиндра.
lx = Vц &#61655; SП , где
Vц - объем цилиндра;
SП - площадь поперечного сечения цилиндра.
lx = 4169/15,2 = 350 см.

2.3.4 Расчет необходимого давления гидра системы для подъема штанг
Усилие действующее на поршень от максимальной нагрузки в точке подвеса штанг.

Где F – максимальная нагрузка в точке подвеса штанг, Н; S – площадь поперечного сечения поршня силового органа, м2.


Где D – диаметр поршня =0,1 м; dшт – диаметр штока= 0,22 м.


Из расчета видно что для подъема штанг вверх давление в гидра системе должно быть больше 1,4 МПа. Принимаем давление создаваемое силовым насосом = 2 МПа.

2.4 Расчёты на прочность и долговечность основных элементов
2.4.1 Расчет на прочность стенок гидроцилиндра
Гидроцилиндр изготовлен из стали 45 для них [&#963;t]= 350 МПа. Внутренний диаметр цилиндра 100 мм, толщина стенки 5 мм.
Напряжения в элементах гидроцилиндра определяют по формулам для расчета толстостенных цилиндрических сосудов
        
где &#963;э - эквивалентное напряжение, Па; &#963;t - напряжение на внутренней поверхности, Па; &#963;r - напряжение от давления жидкости (&#963;r = ppi), Па; ppi - вероятное расчетное давление, Па, для расчетов на статическую прочность ррп = pнkп (kп = 1,65 - 1,70 - коэффициент, учитывающий вероятность превышения испытательного давления над наибольшим рабочим рн),
Для сталей &#963;тр = &#963;тc и &#957; = 1;

Определяются напряжения только на внутренней поверхности, так как на внешней они всегда меньше.

         
где k = r/R - отношение внутреннего радиуса r к наружному R рассчитываемого сечения гидроцилиндра.

Тогда из эквивалентное напряжение при принятом расчетном давлении
   
Коэффициент запаса статической прочности S =[&#963;т]/&#963;эс должен быть не менее 1,65.
S=250/36=9,7 что достаточно [8].
2.4.2 Расчет на прочность болтов крепления верхней крышки
Крышка крепится к гидроцилиндру 8 болтами М10. Болт изготовлен из Стали 10 [&#963;p] = 80 МПа.

где: &#963;р – действующая нагрузка, МПа;
Q – расчетная осевая нагрузка, Н;
d – диаметр болта, мм;
n – количество болтов

Где Р – давление в гидроцилиндре, МПа;
S – площадь поперечного сечения гидроцилиндра, м.

Где d – внутренний диаметр гидроцилиндра, м.



Коэффициент запаса прочности n =[&#963;р]/&#963;р должен быть не менее 1,3.
n=80/45=1.7 что достаточно [9].
2.5 Описание конструкции устройства

Рисунок 2.2 - Гидраприводной станок качалка

Установка работает следующим образом: подаваемая насосом 9 из бака 10 рабочая жидкость через золотник 11 направляется в верхнюю полость штангового гидроцилиндра11. При этом поршень 2 перемещается вниз, а вместе с ним и шток 3, колонна штанг 4 и связанный с ней плунжер. Рабочая жидкость из нижней (штоковой) полости цилиндра по трубопроводу вытесняется в нижнюю полость трубного цилиндра 5 и перемещает его поршень вверх. Вместе с ним перемещается вверх и связанный посредством штока, тяг 7 и колонны насосно-компрессорных труб цилиндр глубинного насоса. Таким образом, плунжер движется вниз, а колонна труб вверх — происходит ход всасывания. При подаче рабочей жидкости в верхнюю полость трубного гидроцилиндра 5 поршень, а вместе с ним колонна НКТ и цилиндр глубинного насоса перемещаются вниз. Рабочая жидкость из подпоршневой полости трубного цилиндра 5 вытесняется в штанговый цилиндр 1, поршень 2 которого перемещается вверх. Вместе с поршнем перемещается колонна штанг 4 и связанный с ней плунжер глубинного насоса. Плунжер при этом перемещается вверх, а цилиндр вниз — происходит ход нагнетания.
Герметизация колонны насосно-компрессорных труб осуществляется посредством уплотнения, через который пропущен шток штангового цилиндра. Герметизация затрубного пространства осуществляется посредством уплотнения, установленного на фланце обсадной колонны.




Размер файла: 164,8 Кбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.