4. Содержание расчетов на срез и смятие.
Для расчета на срез воспользуемся
третьей теорией прочности (теория среза,
теория наибольших касательных напряжений),
предложенной Кулоном в 1773 году. Согласно
этой теории опасное (предельное) состояние
материала наступит при условии, что
наибольшее касательное напряжение
станет равным некоторой постоянной для
этого материала величине
,
т.е.
Или
Где
- предел текучести при сдвиге, а
-
наибольшее касательное напряжение при
разрушении путем среза. Безопасное
состояние будет определятся условием
прочности, имеющим вид:
При сложном напряженном состоянии
,
получаемых согласно теории Мора. Полагая
согласно этой теории, что значение
допускаемого напряжения
не должно зависеть от вида напряженного
состояния, установим его, исходя из
опытов при простом напряжении, в котором
будет иметь место простое разрушение
путем среза. В этом случае
и
.
Если величина
в правой части последнего выражения,
увеличиваясь достигнет допускаемого
значения
,
то левая часть того же выражения
представит допускаемое значение
напряжения
;
таким образом,
.
Подставляя теперь значения напряжения
и
в условие прочности получим:
Таким образом, принимая указанную
теорию, приходится при проверке прочности
сравнивать с допускаемыми напряжениями
на растяжение или сжатие не наибольшее
нормальное напряжение, а разность между
наибольшим и наименьшим нормальными
(главными) напряжениями. Величина
расчетного напряжения в этом случае
равна:
Однако соблюдение условия прочности на срез не всегда обеспечивает прочность. (например заклепочного соединения).
Условие прочности для смятия имеет вид:
где
-
допускаемое напряжение на смятие,
которое принимают обычно в 2-2,5 раза
больше основного допускаемого напряжения
на растяжение и сжатие
,
так как расчет на смятие по существу
является упрощенной проверкой прочности
по контактным напряжениям
Билет № 18
Понятие о сборе и подготовке нефти и газа на нефтепромысле.
Сбор и подготовка газа включает в себя все аспекты деятельности месторождения от устья скважины до ЦПС нефти. Цель: снижение затрат на переработку сырья и износ нефте- газопроводов. Задачи: приём продукции от добывающих скважин; разделение многофазного потока на нефть, газ, воду и мех. примеси; подготовка нефти, газа и воды к транспорту или утилизации в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 (нефть), ОСТ 51.40-93 (газ).
Система сбора нефти, газа и воды должна обеспечить возможность осуществления следующих операций:
- измерение продукции каждой скважины:
-транспортировки продукции скважин за счет энергии пласта или насосов до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды:
-отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя:
-отделение свободной воды от продукции скважин до установок подготовки нефти (в случае добычи обводненной нефти):
-раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отличающейся по обводненности или физико-химическим свойствам:
-подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транспортировать при обычных температурах.
В настоящее время известны системы промыслового сбора скважинной продукции: самотечная двухтрубная, высоконапорная| однотрубная и напорная.
При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин разделяется при давлении 0.6 МПа и продолжает движение раздельно по самостоятельным трубопроводам.
Преимущества:
За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспорт;
Точное измерение объемов продукции каждой скважины
Недостатки:
При увеличении дебита скважин или вязкости жидкости требуется реконструкция системы;
Для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;
Из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, что приводит к снижению их пропускной способности;
Низкие скорости транспортировки приводят к расслоению флюида, что способствует коррозионному разрушения трубопровода
Потери углеводородов в системе сбора достигают 2...3 % от общей добычи нефти
Особенностью высоконапорной однотрубной системы сбора является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6-7 МПа) устьевых давлений.
Преимущества:
Максимальная концентрация технологического оборудования
Укрупнение и централизация сборных пунктов.
Отсутствие насосных и компрессорных станций на территории промысла
Возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений
Недостатки:
В однотрубной системе из-за высокого содержания газа в смеси (до 90% по объему) происходят значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это приводит к:
нарушению устойчивости трубопроводов (разрушение трубопроводов из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб
нарушению работы сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.
Достоинства:
Максимальная концентрация на ЦСП оборудования по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;
Отсутствие компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;
Увеличение пропускной способности нефтепроводов за счет уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.
Недостатки:
Эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП
Расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти
Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов.
Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.
Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.
Элемент 3. ДНС – газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.
Элемент 4. ДНС – УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».
Элемент 5. ДНС – установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.
Элемент 6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.
Э
лемент
7. УКПН – установка подготовки
воды. Этот элемент также является
совмещенным, т.к. одна из ступеней
используется для отделения и очистки
водной фазы, а вторая – для разделения
и разрушения эмульсии промежуточного
слоя, которая накапливается в резервуарах
товарного парка.
Элемент 8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.
Рис. 2.7. Схема сбора и подготовки продукции на промысле:
1 – продуктивный пласт; 2 – насос; 3 – НКТ; 4 – обсадная колонна; 5 – устье добывающей скважины; 6 – ГЗУ; 7 – КНС; 8 – УПСВ; 9 – ДНС; 10 – газосборная сеть; 11 – нефтесборный коллектор; 12 – УКПН; 13 – узел подготовки воды; 14 – нагнетательный трубопровод; 15 – обсадная колонна нагнетательной скважины; 16 – НКТ; 17 – пакер; 18 – пласт
Элемент 9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.