601

Расчетная часть-Расчёт скважинного фильтра-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 177765
Дата закачки: 05 Февраля 2017
Продавец: lenya.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-Расчёт скважинного фильтра-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Комментарии: 5 Расчёт скважинного фильтра

5.1 Математическая модель работы фильтра

Поток пластовой жидкости (нефти) (рис. 5.1) со скоростью V0 и V проходит через перфорированные отверстия кожуха 1, поступая на направляющий элемент 2 имея при этом направление движения 2, пройдя направляющий элемент, поток жидкости, меняет направление движения на 4. В действующей скважине направление потока жидкости на направляющем элементе и после него зависит от многих факторов, например геологических.


1 – Кожух; 2, 4 – направление потока пластовой жидкости;
3 – направляющий элемент; 5 – механические примеси; 6 – проволочная обмотка; 7 – перфорированная труба.

Рисунок 5.1 – Схема движения нефти в фильтре

Поэтому примем направление потока жидкости на направляющем элементе – против часовой стрелки, после – по часовой стрелке. Входная скорость нефти в фильтр не постоянна по его длине, её значение уменьшается от нижней к верхней части фильтрующей поверхности. Скорость V0 соответствует нижнему участку фильтра, поэтому V0>V. В результате изменения направления потока жидкости механические примеси5 осаждаются в нижней части фильтра (ловильной камере). Затем нефть проходит через проволочную обмотку 6 и перфорированную трубу 7.
На (рис.5.2) представлена схема движения флюида по сложной фильтрующей поверхности, а также распределение скоростей по длине фильтра.
Построим график зависимости скорости притока флюида к поверхности фильтра от его длины (рис.5.3). Примем, что фильтр установлен в вертикальной или наклонной скважине над продуктивным пластом. Верхняя часть фильтра соединена с пакером, начало отсчёта длины фильтра считаем от места соединения фильтра с ловильной камерой. Данная зависимость получена экспериментальным способом.
Флюид в скважине (рис.5.4), направляясь к фильтру (рис.5.2), распространяется вдоль него по сложной поверхности, поверхности [12] второго порядка, а именно по одному из частных уравнений вырожденной поверхности, эллиптического параболоида:

,          (5.1)



1 – Эксплуатационная колонна; 2 – колонна насосно-компрессорных труб; 3 – скважинный фильтр; 4 – поверхность, по которой происходит приток флюида; 5 – кривая зависимости скоростей флюида.

Рисунок 5.2 – Схема притока флюида к поверхности фильтра
Для нашего случая необходимо, чтобы вершина эллиптического параболоида была конечной точкой движения флюида, поэтому уравнение примет следующий вид:

          (5.2)

Определив, траекторию движения жидкости, мы можем найти её скорость и ускорение.
 

Рисунок 5.3 – График зависимости скорости флюида от длины фильтра



Рисунок 5.4 - Схема установки фильтра в скважине
Составленные выше уравнения, сейчас нами анализируются, находим способ их решения, определяются граничные условия, некоторые особенности работы фильтра. Так же для более полного математического описания работы фильтра необходимо составить уравнение Лагранжа 2 рода. Запишем [13] интеграл Коши – Лагранжа

,         (5.3)

где - значение скорости;
- давление;
П – поток;
- произвольная функция времени, одинаковая во всей области течения жидкости и определяемая из граничных условий.

Можно задать некоторые условия: давление по длине фильтра будет изменять в малых пределах, значит зададим его постоянным p=const, движение жидкости неустановившееся это определяет, что П const, скорость [20] жидкости в заданной точке пространства изменяется с течением времени

,          (5.4)

где - координаты в пространстве.

Скорость жидкость можно записать следующим образом:

         (5.5)

где dx, dy, dz – проекции пути на соответствующие координаты.

      (5.6)

Получается система уравнений, решив её, мы сможет найти скорость притока флюида, фильтрации, коэффициент фильтрации, работоспособности фильтрующей поверхности фильтра, массу добываемого продукта. Это позволит доказать экономическую эффективность применяемого фильтра. Однако уже сейчас, проведя ряд исследований можно утверждать, что проектируемый фильтр будет работать дольше, а степень очистки флюида будет выше, благодаря специальной конструкции фильтра. Это защищает насос, а так же насосно-компрессорные трубы от преждевременного износа, увеличивает время между капитальными ремонтами скважин.

5.2 Расчёт габаритных размеров фильтра

Расчёт фильтра заключается в определении его диаметра и длины приемной части в зависимости от дебита, состава и условий залегания водоносных пород, мощности и гидравлического режима водоносного горизонта.
Объём добычи нефти с одной скважины составляет 100 т / сут. Диаметр фильтра зависит от диаметра эксплуатационной колонны (ЭК). Для ЭК диаметром 178 мм диаметр фильтра составляет 73 мм. Рассчитаем рабочую длину фильтра по формуле

     (5.7)

где Dф- диаметр фильтра по внешнему обмеру (обычно определяется в зависимости от диаметра скважины), мм;
Qф – пропускная способность фильтра, равна дебиту скважины, м3/ч;
– коэффициент, учитывающий фильтрационные свойства пласта, для среднезернистого песка равен 60.



Размеры рабочих отверстий фильтра рассчитывают с учётом гранулометрического состава пород, образующих продуктивный пласт. Данную особенность расчёта отверстий установили в результате опытов Тиккеля и Коберли[53]. Для расчётов примем размер песка 0,06 мм.
Определим скважность фильтра по формуле

         (5.8)

где – скважность фильтра;
F0 – площадь одного отверстия;
D – диаметр фильтра.



При скважности 27% фильтр должен обладать необходимой прочностью.
Ширину щели [13] Z забойного фильтра определяют по формуле

Z = 3 d1 + d2,       (5.10)

где d1, d2 – соответственно размеры самых мелких и самых крупных зёрен песка, мм.

Для внешней поверхности (наружной трубы) фильтра, мм.:

Z = 3 0.05 + 2 = 2,15 мм.

В зависимости от технологии изготовлении Z может быть 2.15 - 2.5 мм.
Длину щели забойного фильтра (для наружной поверхности) примем L = 40 мм. Изучение формы щели показало, что увеличение её длины не сказывается на устойчивости мостиков, за исключением случая, когда форма прямоугольного отверстия приближается к квадрату. В этом случае отношение t / d90 приближается к отношению D0 / d90.
Расстояние между щелями рассчитаем по формуле

S = 3 Z,          (5.11)

S = 3 2.15 = 6,45 мм.

Примем S = 7 мм по ширине и S = 10 мм по длине.
На поверхность внутренней трубы наматывается проволочная обмотка, значит, из конструктивных соображений можем использовать отверстия (щели) большего диаметра (размера) по сравнению с рекомендуемыми для перфорированных фильтров. Примем Z = 2,15 мм, длина щелевого отверстия L = 10 мм. Диаметр проволочной обмотки примем 1 мм. Угол наклона проволоки 17 - 25º. Зазор между проволокой должен быть от 0,2 до 0,5 мм. Пружина, выполненная из проволоки ГОСТ 3282 - 74 без покрытия, диаметром 5 мм будет выполнять функцию рёбер: направление потока жидкости

5.3 Условия прочности скважинного фильтра

В скважине оборудование подвергается следующим нагрузкам:
1. растяжение и сжатие в направлении оси скважины под действием собственного веса при установке фильтра и труб;
2. перегрузке соединений;
3. горное давление пород в скважине;
4. фильтрационное давление при притоке флюида в скважину, вызывающее горизонтальные силы сжатия.
Растяжение подвески скважинного оборудования (фильтра) [19] возникает от сил, приложенных к её забойному концу. К этим силам относятся нагрузки от веса фильтра и колонны труб[8]. Действие разрывных усилий, как правило, возникаем в слабых участках колонны: подвесных приспособлениях, поперечном разрезе трубы и соединении секции. Построим [19] эпюры нормальных сил, напряжений и перемещений для скважинного инструмента (рис.6).
Нормальная сила пропорциональна длине скважинного фильтра, т.е. участку z. Она равна в сечении z весу нижней части фильтра.

N= F z,         (5.12)

где - плотность материала инструмента;
F - площадь поперечного сечения инструмента;
z - рассматриваемый участок;

На площадь поперечного сечения скважинного фильтра влияют следующие параметры: наружный [8] диаметр dR корпуса, толщина стенки корпуса w, число отверстий, попадающих в сечение z и ширина отверстий b.

F=(dR –z b) w,   (5.13)

F=(0,073 3,14– 40 0,00215) 0,007= 0,00100254 м2
    
Подставим (5.13) в (5.12), получим следующее выражение

N= (dR – z b) w z,        (5.14)

N=8660 0,00100254 40=3,473 kН.

Допустимая нагрузка на растяжение определяется зависимостью

[Qр]=F =(dR - nL b) w ,      (5.15)

где - предел текучести, Па.

[Qр]=F =0,00100254 380 106= 0,380 МПа.

Для труб с гладкими концами она должна соответствовать следующему выражению:
[Qp] ,          (5.16)

где Qстр – предельная осевая нагрузка;
n1 – нормативный коэффициент запаса прочности (для вертикальных скважин n1=1,3).

       (5.17)

где Dcp – средний диаметр сечения по впадине первого полного витка резьбы, м;
Dcp=dR-2 h-b;
h – глубина резьбы, м;
b – толщина стенки по впадине того же витка резьбы, м;
- коэффициент разгрузки, ;
l – длина резьбы с полным профилем, м;
- угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы, равен ;
- угол трения, равен .



[Qp] ,

1,17 106/ 1,3 = 0,9 МПа

0,380 МПа 0,9 МПа

Условие прочности выполняется.

Для труб с высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными наружу концами[16] (в случае их применения для ловильной камеры):

[Qp] ,          (5.18)

где QT – предельное растягивающее усилие.

,         (5.19)
QТ = 3,14 0,073 0,007 380 106 = 0,61 МПа.



0,380 МПа 0,47 МПа

Условие прочности выполняется.
В [19] сечении z, нормальное напряжение равно , а удлинение верхнего участка инструмента соответствует перемещению u.

,           (5.20)



,         (5.21)

          



Максимальное перемещение колонны инструмента соответствует самому нижнему оборудованию, т. е в большинстве случаев скважинному фильтру.
Рассчитаем нагрузки, действующие на скважинный фильтр, и построим эпюры изгибающих моментов и поперечных сил. Для удобства расчётов и построения эпюр представим фильтр как [19] горизонтальный стержень, равномерно нагруженный по всей поверхности. Определим реакции опор.

РА=РВ= ,           (5.22)

РА=РВ=91,6 40/2=1,83 кН.

Рассчитаем действующие моменты на одну из сторон стержня. Эпюра моментов симметрична относительно центра стержня и достигает там максимального значения.

М=РА z–q z ,       (5.23)
где РАz – момент силы РА;
q z –сила собственного веса на участке z.



А – Расчётная схема колонны скважинного оборудования;
Б – эпюра нормальных сил; В – эпюра нормальных напряжений;
Г – эпюра нормальных перемещений

Рисунок 5.5 – Расчётная схема подвески скважинного оборудования

Подставим значение реакции опоры РА в уравнение момента и получим следующее выражение

М= l- ,           (5.24)

При z = lM=0, при z=0

,           (5.25)

Mmax = 91,6 402/8 = 18,32 kHм.

Поперечная сила Q действующая в сечении С равна сумме сил действующих на одной стороне рассматриваемого стержня.

Q=PA–q z= ,        (5.26)

Q=91,6 40/2 – 91,6 40 = -1,832 kH.

Построим эпюры изгибающих моментов и поперечных сил (рис.5.6).

  
Рисунок 5.6 - Эпюры изгибающих моментов и поперечных сил

5.4 Прочностная устойчивость фильтров в скважине

Скважинный фильтр испытываетдействие как вертикальных, так и горизонтальных нагрузок. В вертикальном направлении на сжатие, продольный изгиб фильтровой колонны и сжатие под действием собственного веса, включая силы трения. В горизонтальном направлении действуют нагрузки на сжатие и смятие, обусловленные влиянием различных сил которые могут вызываться: проявлением одностороннего горного давления; гидравлической подачей гравийной обсыпки в зафильтровое пространство с большей разницей давления снаружи и внутри фильтра; гидравлическим ударом при прокачке скважины эрлифтом [8].
Фильтр, в скважине подвергается действию внутренних и внешних напряжений[16], которые вызваны давлением флюида. Примем, что давление флюида на поверхность фильтра распределено равномерно. Тогда для упрощения чертежа (рис.5.7) рассмотрим фильтр как цилиндр, [19] нагруженный одновременно внутренним и внешним давлением.
На дно фильтра действует осевая растягивающая сила Fo.

Fo=px x2-py y2        (5.27)
где px– давление, действующее на внутреннюю стенку фильтра;
py - давление, действующее на внешнюю стенку фильтра.


Рисунок 5.7 – Схема действия внутреннего и внешнего давления на фильтр

По проекту строительства скважины № 615 pxи py- давление на забое равно 16 МПа.

Fo=16 106 3,14 (0,031)2 – 16 106 3,14 (0,0365)2= 0,0186 МПа.

Найдем осевое напряжение

.        (5.28)

где S – площадь сечения фильтра равноеS= .



Напряжение, действующее на боковую поверхность фильтра

       (5.29)



5.5 Определение нагрузок действующих на скважинный фильтр

Усилия от веса скважинного фильтра, состоящего из двух секций (защитного кожуха с толщиной стенки 7 мм, длиной 10 метров с внутренними деталями образующих фильтр и ловильной камеры с толщиной стенки 5,5 мм, длиной 30 м), а сила выталкивания действует в обратном направлении. Собственный вес комбинированной колонны определяется весом каждой секции

GНКТ = Fт1 l1 т +Fт2 l2 т,       (5.30)

где Fт1, Fт2 – площадь сечения труб соответствующей части колонны, м2;
l1, l2– длина соответствующей секции колонны, м;
т плотность материала труб, кг/м3.

 GНКТ = ( 0,001165725 10 8660 + 1,091 10 + 9 + 4 + 2 ) +
+ (0,00145068 30 8660 ) = 126,86 + 377 = 504 кг.

где 1,091 10 - вес перфорированной трубы;
9 – вес направляющего элемента;
4 – вес проволочной обмотки;
2 – общий вес колец.

Для подвешенной колонны труб наибольшее усилие растяжения возникает в верхнем сечении. Наибольшее напряжение не должно превышать предел текучести материала труб при растяжении. Для труб с гладкими (невысаженными) концами, изготовленных по ГОСТу, максимальное усилие, которое разрушает резьбовые соединения в момент, когда напряжение в металле соответствуют пределу текучести, определяют по формуле

         (5.31)

где Р’ – усилия, разрушающие резьбовые соединения для труб с гладкими концами, кН;
- толщина стенки трубы по впадине первой полной нитки резьбы в зацеплении, м;
Dср – средний диаметр по первой трубы по первой полной нитке резьбы в зацеплении, м;
l – длина резьбы до основной плоскости (нитки с полным профилем);
– предел текучести материала труб при растяжении, МПа;
– угол, образованный между направлением опорной поверхности резьбы и осью трубы, рад;
– угол трения, =0,306 рад;
D, d – внешний и внутренний диаметры трубы, м.

Определим усилие, разрушающее верхнее резьбовое соединение (соединение защитного кожуха с ловильной камерой)

кН.

Определим усилие, разрушающее нижнее резьбовое соединение (соединение частей ловильной камеры)

кН.

Колонна НКТ в скважине подвергается растяжению от собственного веса и от действия давления на устье py. Удлинение труб рассчитывается по формуле

           (5.32)

где Lв , Lн – длина НКТ соответственно верхней и нижней секции, м;
Е – модуль Юнга для стали , Е = 2,1 105 МПа.
Fт – площадь внутреннего сечения трубы, м2;
fт - сечение тела трубы, м2.

 

Наименьшее внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, определим по формуле

,         (5.33)

где 0,875 – коэффициент, учитывающий отклонение толщины стенки (12,5%);
– наименьший предел текучести материала трубы, МПа.

50,1 МПа.

Коэффициент запаса прочности на сопротивление труб внутреннему давлению примем за единицу.
Нагрузку растяжения, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, найдём по формуле

,        (5.34)

=


Допустимую глубину подвески колонны рассчитаем по приближённой формуле, которая учитывает нагрузку только от действия собственного веса колонны и давления у выхода насоса:

,         (5.35)

где k – коэффициент запаса прочности для труб, который принимают равным 1,3-1,5;
pp – давление на выкиде линии насоса (pp = 35÷40 МПа);
q – вес 1м трубы, Н.

2857,669 м.

Определим выталкивающую силу, действующую на колонну по формуле

,        (5.36)

где L – длина колонны, м;
H – уровень свободной поверхности жидкости, м;
– плотность нефти равна 880 кг/м3.

,001165725 = 41 кг.

Изгибающие усилия возникают в скважинном фильтре в том случае, когда его нижняя часть жёстко закреплена с помощью пакера либо он опирается на забой.
При размещении пакера в скважине хвостовик воспринимает изгибающие нагрузки, которые зависят от усилия, необходимого для раскрытия пакера, а также от перепада давления на пакере во время испытания пластов.
Нагрузка на пакер от веса труб для установки его в скважине определим по формуле

      (5.37)

где Е – модуль упругости резинового элемента пакера по начальному сечению, МПа, Е = 8,5 ÷ 9,5 МПа;
S0 – площадь сечения уплотнения до его деформирования, м2, для эксплуатационной колонны 178 мм наружный диаметр уплотнителя пакера равен 155 мм;
КП – коэффициент пакерования, КП =1,12 ÷ 1,14.



Считаем, что максимальная разность давления на пакере во время испытания пласта равна допустимой депрессии на пласт. Осевую сжимающую нагрузку на скважинный фильтр (хвостовик), кН, при испытании определим по формуле

GХВ = GП + 0,1 р SS,        (5.38)

где 0,1 – коэффициент перевода размерностей;
р – разность давлений на пакере, Мпа;
SS – площадь сечения скважины, м2.

GХВ = 5550 + 0,1 21 106 0,0205507 = 48,7 кН.

Изгибающее напряжение в трубе хвостовика определим по формуле

,        (5.39)

где Е – модуль продольной упругости, для стали Е = 2 1011 Па;
J – экваториальный момент инерции площади сечения;
LП – длина полуволны прогиба хвостовика;
DC – диаметр скважины;
W – осевой момент сопротивления на изгиб;
dТ. внешн. – диаметр трубы хвостовика (внешний).

Экваториальный момент инерции площади сечения определим по формуле

J = 0,05 ()        (5.40)

где dт. вн – внутренний момент трубы хвостовика.

J = 0,05 ( ) = 0,68 10-6 м4.

Осевой момент сопротивления на изгиб определим по формуле

W=2 J/dт.внешн.,         (5.41)

W=2 0,68 10-6 /0,073 = 18,63 10-6 м3,

Длина полуволны прогиба определяется осевой нагрузкой на хвостовик по формуле

          (5.42)

=31,78 м.

Изгибающее напряжение в трубе хвостовика определим по формуле (5.39)



Изгибающее напряжение в трубе хвостовика не превышает предельно допустимого значения [ ]сж =160 МПа.
Допустимую глубину спуска одноразмерной колонны НКТ (любой стали длиной L1, L2) определим по формуле

         (5.43)

где L - допустимая глубина спуска НКТ, м;
Qр.н. - разрушающая нагрузка резьбы, кН;
kт – коэффициент запаса прочности труб, преимущественно составляет 1,3-1,5;
Fт – площадь внутреннего сечения НКТ, м2;
ру – давление на устье, Мпа; qт масса 1 м трубы, кг/м;
fт – сечение тела НКТ, м2;
– добываемой жидкости, кг/м3.



В скважинах, продукция которых содержит сероводород даже в незначительных количествах, целесообразно применять трубы группы прочности Д, а также С-75, С-80, С-95. При наличии в ластовой жидкости коррозионно-активных компонентов применяют трубы с покрытием или используют для их защиты ингибиторы коррозии [7].





Размер файла: 206,2 Кбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

    Скачано: 3         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.