Курсовая с практикой на тему Повышение надежности работы запорно-регулирующей арматуры путем внедрения модуля обвязки скважины

Содержание:

Введение. 4

1 Оборудование устья скважины.. 5

2. Патентный поиск. 17

2.1. Патент RU145112U1. 17

2.2. Патент RU2453685C1. 19

2.3 Патент RU 2721564. 20

3. Расчет надежности. 21

3.1. Анализ надежности одного элемента блока. 21

3.2. Анализ безотказности блока. 31

4. Вопросы техники безопасности. 34

Заключение. 37

Список использованной литературы.. 38

Введение:

Устье скважины — это
элемент на поверхности скважины, который обеспечивает структурную и
выдерживающую давление поверхность раздела для бурового и эксплуатационного оборудования. При
добыче наземных скважин, для которых требуются насосы (домкраты, кивая ослы и
т. Д.), Часто не используются деревья, поскольку не требуется сдерживания
давления.

Фонтанная арматура и
устье скважины работают вместе, чтобы вывести нефть и газ на поверхность.

Сложность арматуры
увеличилась за последние несколько десятилетий. Крестовины часто
изготавливаются из стальных блоков, содержащих несколько клапанов, а не из
клапанов с несколькими фланцами.

Основная функция
дерева — контролировать поток в скважину или из скважины, обычно нефти или
газа.

Дерево часто
обеспечивает множество дополнительных функций, включая точки закачки химикатов,
средства вмешательства в скважину, средства сброса давления (такие как
вентиляция кольцевого пространства), точки мониторинга деревьев и скважин
(такие как давление, температура, коррозия, эрозия, обнаружение песка, скорость
потока, состав потока , обратная связь по положению клапана и штуцера, точки
подключения для таких устройств, как датчик давления и температуры в скважине.)

Именно по этой причине
данные обвязки наиболее эффективны, именно данную проблему надежности будет
проанализировано.

Заключение:

В данной работе было проанализировано оборудование запорной
арматуры,  системы, позволяющие
эффективно работать на устье скважины.

Основной частью работы являются анализ эффективности при
применении модулей обвязки скважины, а именно анализа надежности запорной
арматуры.

Пути решения вопроса:

1. Произведен расчет клапана запорного

2. Произведен расчет надежности в его местах
установки,  а именно:

2.1. Подключение последовательное (без модуля)
(Рисунок 2.3)

2.2. Модуль обвязки с как минимум 1 резервным
элементом, вышеописанного клапана. (Рисунок 2.4)

2.3. последовательно подключенных модульных блока

Результат расчета показал высокую эффективность
при параллельном и последовательно-параллельном соединении, что говорит о
эффективной надежности

Фрагмент текста работы:

1 Оборудование устья скважины

Устьевое оборудование предназначено для обвязки колонны обсадных
и бурильных труб с целью контроля за уровнем жидкости в затрубном пространстве и
в трубах, предотвращения выбросов и фонтанирования пластовой жидкости в процессе
испытания пласта.

Устьевое оборудование включает противовыбросовое оборудование
бурящейся скважины и специальное устьевое оборудование для проведения работ с испытателем
пластов.

Противовыбросовое оборудование состоит из превенторов различного
типа (плашечных, универсальных, вращающихся) с механизмами дистанционного и ручного
управления, системы трубопроводов обвязки с задвижками и кранами высокого давления.

Устьевое оборудование должно обеспечивать:

— быструю и надежную герметизацию устья скважины при спущенном
в скважину бурильном инструменте и без него;

— разрядку скважины при повышении давления путем стравливания
флюида через выкидные трубопроводы при закрытых превенторах;

— замену газированной пластовой жидкости в скважине прямой и
обратной циркуляцией на промывочную жидкость с соответствующими параметрами;

— контроль давления в скважине при закрытых превенторах;

— отвод газа или пластовой жидкости на безопасное расстояние
от устья скважины;

— расхаживание и проворачивание инструмента при герметизированном
устье.

Схема обвязки устья (рисунок 1.1) и тип превентора должны соответствовать
требованиям, предусмотренным в техническом проекте и геолого-техническом наряде
на строительство скважины. Рисунок 1.1 –  Схема обвязки
устья скважины 1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением;
3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем
сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7
— задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт;
10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — ротор; 13 — бурильные трубы;
14 — элеватор; 15 — устьевая головка; 16 — кран высокого давления.

Выкидные трубопроводы от превенторов направляются по прямой линии
в противоположные стороны, оборудуются резервной и рабочей задвижками высокого давления,
а между ними устанавливается манометр с предельным давлением на 50% выше ожидаемого.

Специальное устьевое оборудование устанавливается на колонну
бурильных труб, что обеспечивает контроль за притоком жидкости и газа и предотвращает
выброс из труб пластовой газированной жидкости в процессе испытания пласта.

Устьевая головка неподвижного (или вертлюжного) типа или цементировочная
головка свинчивается с верхней бурильной трубой. Головка с помощью подвижных шарниров-угольников
соединяется быстроразъемными соединениями (БРС) с металлическим манифольдом, который
должен быть жестко закреплен опорами с элементами буровой установки во избежание
вибрации трубопровода в процессе испытания пласта.

Диаметр выкидной линии (манифольда) должен соответствовать диаметру
ствола устьевой головки и диаметру выкида превентора.

Дополнительный трубопровод от крестовины выводится из-под пола
буровой и заканчивается быстросьемным соединением, которое закрыто заглушкой в процессе
бурения скважины. Крестовина обвязана задвижками высокого давления, перекрывающими
поток жидкости в дополнительный трубопровод для отвода поступающей жидкости из пласта
в специальную емкость. Длина трубопровода для отвода жидкости в нефтяных скважинах
должна быть не менее 30 м, для газовых и разведочных скважин — не менее 100 м.