Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Лекции - Нефтегазопромысловое оборудование - файл 1.doc


Лекции - Нефтегазопромысловое оборудование
скачать (2160 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc2160kb.16.11.2011 12:02скачать

содержание

1.doc

  1   2   3   4   5   6   7   8
Введение к лекции 1

Номенклатура оборудования, входящего в комплексы, составляет сотни наименований, а высокие темпы развития нефтегазодобывающей промышленности приводят к его быстрому обновлению, созданию совершенно новых типов, размеров и конструкций. Изучение этого многообразия технических средств делает необходимым их систематизацию, основу которой составляет классификация.

Наиболее целесообразно классифицировать исходя из технологического признака, а не по параметрам или конструктивному исполнению.

ЛЕКЦИЯ 1

Классификация и состав машин, оборудования, сооружений и инструмента для добычи нефти и газа

Все машины, оборудование, механизмы, сооружения, средства механизации и инструмент всех назначений можно классифицировать, разделяя их на восемь главных групп, каждая из которых состоит из нескольких подгрупп, к которым и относятся конкретные технические средства данной группы.

^ I группа. Оборудование эксплуатационной скважины обеспечивает нормальное функционирование важнейшего из промысловых сооружений – эксплуатационной скважины, являющейся каналом, связывающим продуктивный пласт с дневной поверхностью. Надежность и эффективность оборудования этой группы полностью предопределяют надежность работы скважины. Оборудование этой группы включает:

1. Обсадные колонны труб, образующие ствол скважины и обеспечивающие его надежность.

2. Колонные головки, которые соединяют на устье скважины обсадные колонны в один узел, одновременно служат пьедесталом для спущенных в скважину средств ее эксплуатации.

3. Фильтры, которыми оснащают скважину в зоне продуктивного пласта для фильтрации пластовой жидкости или газа.

4. Клапаны-отсекатели пласта устанавливаются над фильтром для предупреждения открытого фонтанирования скважины. Клапанами-отсекателями пласта оснащаются фонтанирующие скважины.

5. Пакеры устанавливаются в скважине для ее разделения на участки и их герметизации.

6. Прискважинные сооружения, представляющие собой площадку в зоне устья скважины для ее обслуживания и ремонта.

^ II группа. Оборудование для эксплуатации скважин предназначено для подъема из скважины пластовой жидкости или газа. Часть оборудования спускается в скважину и является в этом случае «подъемником» (лифтом), а часть монтируется в зоне устья. В других случаях оборудование применяется для нагнетания в пласт жидкости или газа и оборудование называется нагнетательным. Группа состоит из следующих подгрупп.

1. Оборудование для фонтанных скважин. Это оборудование предназначено для эксплуатации только фонтанирующих нефтяных, газовых или газоконденсатных скважин. Оборудование состоит из подъемника (лифта), фонтанной арматуры и манифольда, позволяющих поднимать по скважине на поверхность продукцию, обеспечивать контроль и регулирование фонтанирования и поддерживать оптимальный режим работы скважины.

2. Газлифтное оборудование предназначается для эксплуатации скважины путем подачи сжатого газа к низу подъемника. К этому оборудованию относятся газлифтный подъемник с комплектом пусковых и рабочих клапанов, газлифтная арматура с КИП и манифольдом, компрессорные станции с мотокомпрессорами, холодильниками, оборудованием для подготовки газа и сложная сеть коммуникаций – трубопроводов для подачи газа к скважине со средствами автоматизации и регулирования. Газокомпрессорные станции с мотокомпрессорами используются для компримирования и нагнетания в скважину газа, энергия которого и обеспечивает подъем пластовой жидкости из скважины на поверхность.

3. Запорные устройства – один из наиболее часто применяемых видов оборудования для перекрытия и герметизации трубопроводов: нефте-, газо- и водопроводов. Запорные устройства применяются и в фонтанной арматуре для управления потоками жидкости или газа, а также при газлифтной и других видах эксплуатации скважин.

4. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) широко применяются в нефтегазодобывающей промышленности при фонтанной, газлифтной и насосной эксплуатациях.

5. Штанговые скважинные насосные установки с механическим приводом нашли массовое применение на промыслах. Оборудование предназначено для подъема  жидкости с помощью штангового насоса. К подгруппе относятся собственно скважинный насос, спущенный на НКТ и приводимый в действие колонной штанг, насосные штанги и поверхностный привод, включающий энергетическую установку и механический преобразователь вращательного движения вала привода установки в поступательное колонны штанг.

6. Штанговые установки с гидроприводом отличаются использованием гидравлического преобразователя вместо механического, что резко сокращает металлоемкость установки, ее массу и устраняет необходимость сооружения мощного фундамента под установку.

7. Бесштанговые установки центробежных скважинных электронасосов предназначены для эксплуатации высокодебитных скважин. В состав входят спускаемые в скважину погружной центробежный насос с электродвигателем и протектором, колонна насосных труб с токонесущим кабелем и поверхностная система управления электроприводом.

8. Бесштанговые электровинтовые скважинные насосы предназначены для эксплуатации скважин с небольшими дебитами и отличаются от предыдущих использованием вместо центробежного винтового насоса.

9. Бесштанговые гидропоршневые скважинные насосы используются для эксплуатации глубоких и наклонно направленных скважин. В состав установок входят спускаемый в скважину на колонне насосных труб гидроприводный скважинный насос, поверхностный силовой насос с приводом, нагнетающий рабочую жидкость в гидропривод скважинного насоса, и система подготовки рабочей жидкости.

10. Оборудование для эксплуатации одной скважиной нескольких разных по характеристикам пластов, которое размещается в одном стволе и включает комплекс разнотипного оборудования (например, фонтанного и насосного), в результате чего становится возможным при разработке многопластовых месторождений нефти и газа значительно сократить число эксплуатационных скважин. В состав оборудования этой подгруппы входят спускаемые в скважину пакеры, разделяющие ствол скважины на изолированные, связанные с разными пластами участки, и подъемники, позволяющие поднимать тем или иным способом жидкость или газ по колоннам труб на поверхность, где на устье скважины размещено устьевое оборудование, направляющее отдельно добытые нефть или газ с различными характеристиками в систему сбора.

^ III группа. Оборудование для подземного ремонта, освоения и обработки скважин предназначено для поддержания в течение всего периода эксплуатации скважины работоспособного состояния собственно скважины и спущенного в нее эксплуатационного оборудования. В группу входят:

1. Подъемники для спуско-подъемных операций внутрискважинной части фонтанных и газлифтных лифтов, скважинных насосов всех типов, колонн труб, штанг, кабеля. В состав подъемников входят привод, лебедка, транспортная база, полиспастная система, которые используются в основном для текущего ремонта.

2. Стационарные грузоподъемные сооружения работают в сочетании с подъемниками. К этой подгруппе относятся вышки, мачты, стеллажи разных типов и параметров, они используются в основном для текущего ремонта.

3. Спуско-подъемные агрегаты, к которым относятся агрегатированные на транспортной базе силовой привод, трансмиссия, лебедка, полиспастная система, вышка, стеллажи и средства механизации для спуска и подъема труб, штанг.

4. Подгруппы спуско-подъемных инструментов для спуско-подъемных операций с трубами или штангами при подземных ремонтах с помощью подъемников и комплекса специальных устройств – трубных элеваторов и штропов, ключей, спайдеров.

5. Оборудование для ремонта скважин под давлением. Ремонт скважин с высоконапорными пластами обычным способом связан с вероятностью открытого фонтанирования. Для его предупреждения, а также для спуска и подъема в скважину колонн труб или штанг под давлением применяется комплекс оборудования, включающий специальный подъемник для задавливания спускаемых труб и щтанг и устройства, герметизирующие устье скважины. Подъемник оснащен гидрофицированными средствами механизации спуско-подъемных операций, в большинстве случаев агрегатированных.

6. Оборудование для ликвидации открытых фонтанов. Для ликвидации открытого фонтанирования, а иногда и горящего фонтана используется оборудование для ремонта скважин под давлением в сочетании со специальными манипуляторами и противопожарной дистанционно управляемой техникой.

7. Оборудование для промывки скважин. Во время эксплуатации скважины в ее ствол попадают частицы песка и глин и осаждаются в виде пробки. Ствол и фильтр скважины загрязняются также смолами, парафином, продуктами коррозии и другими веществами, ухудшающими, а иногда полностью прекращающими приток пластовой жидкости или газа в скважину. Песчаные пробки удаляются промывкой с помощью передвижных промывочных агрегатов или тартанием. К этой группе оборудования относятся также промывочные агрегаты, позволяющие удалять из скважины загрязняющие ее смолы, парафин, и продукты коррозии.

8.  Депарафинизационное оборудование, позволяющее удалять осаждающийся на подъемном оборудовании парафин во время эксплуатации или во время подземных ремонтов скважин. В первом случае применяются механические способы, во втором – термические.

9. Оборудование для капитального ремонта скважин – одно из наиболее сложных, поскольку к нему относятся целые установки, по схеме и функциональному назначению аналогичные буровым установкам. Они позволяют выполнять бурение, цементаж, исправление скважин, их освоение, а для этого включают в себя вышку, основания, талевую систему, лебедку, систему промывки, ротор, вертлюг, ведущую трубу, привод и трансмиссию, транспортную базу.

10. Инструмент для капитального ремонта скважин предназначен для ликвидации аварии внутри скважин, исправления ствола и извлечения из него отдельных деталей, для фрезерования и других работ внутри скважины при ее капитальном ремонте, а иногда и при текущем.

11. Подгруппа оборудования для внутрискважинных работ. Оснащенность скважин и подъемного оборудования, спущенного в скважину, клапанами-отсекателями пласта, пакерами, газлифтными клапанами делает необходимым периодическую их замену, управление ими, регулирование. Периодически возникает необходимость измерения внутрискважинных параметров (температур, давлений и т. д.). Все эти внутрискважинные работы выполняются с помощью специализированных агрегатов, приспособлений и инструмента составляющих самостоятельный комплекс.

^ IV группа. Оборудование и сооружения для интенсификации добычи нефти и газа и для увеличения нефтегазоотдачи пластов. Широкое применение этого оборудования позволяет сократить время разработки месторождений и количество оставшихся неизвлеченными нефти и газа. В группу входит следующее.

1. Оборудование и сооружения для подготовки воды. Большая часть нефтегазовых месторождений разрабатывается при одновременном нагнетании в пласт предварительно специально обработанной воды. Сооружения и оборудования по получению воды и ее подготовке и составляют эту подгруппу, включая водозабор, систему отстоя, коагулирования, химической и бактериологической обработки.

2. Подгруппы оборудования насосных станций и собственно насосы для нагнетания воды в пласт, к которым относятся здания насосных, обвязка насосов и энергетическое хозяйство, собственно нагнетательные насосы с приводом, обычно электрическим, системы дозировочных насосов для добавления к воде различных химических реагентов.

3. Подгруппы оборудования для нагнетания в пласт газа, к которым относятся компрессорные станции, основой которых являются компрессоры разных типов и характеристик (поршневые, турбинные с электрогазомоторным или газотурбинным приводом), энергетическое хозяйство, системы подготовки газа, контроля и регулирования.

4. Оборудование и коммуникационные сооружения, к которым относятся сети трубопроводов и распределительных устройств для подачи воды от насосных станций и газа от компрессорных к нагнетательным скважинам, а также система управления распределением воды и газа по скважинам.

5. Оборудование для гидроразрыва или кислотной обработки, для улучшения проницаемости пласта и его призабойной зоны. Первое состоит из комплекса агрегатов, связанных в период проведения операций по гидроразрыву общей обвязкой. В числе агрегатов используются насосные, обычно высокого давления, песковые, смесительные, автоцистерны и др. Оборудование для кислотной обработки представляет собой комплекс из цистерн с раствором кислоты, насосных агрегатов и обвязки, объединяющей их со скважиной в одну систему и позволяющей нагнетать раствор кислоты в пласт для увеличения проницаемости, а соответственно и притока жидкости и газа к скважине.

6. Оборудование для термического воздействия на пласт применяется с целью прогрева пласта и снижения за счет этого вязкости пластовой жидкости или для создания внутрипластового очага горения жидкости с образованием фракций, извлечение которых позволяет резко увеличить нефтеотдачу. К подгруппе относятся водоподогреватели, парогенераторы, оборудование для подогрева зоны фильтра скважины, нагнетатели разных типов.

^ V группа. Оборудование и сооружения для сбора продукции скважин, ее разделения – сепарации на нефть, газ, воду и примеси, измерения и первичной подготовки нефти, газа, газового конденсата. Оборудование этой группы расположено на поверхности, в основном на территории промысла. В группу входит следующее оборудование.

1. Оборудование и сооружения для разделения пластовой газированной жидкости на нефть, газ и воду. К ним относятся комплексы, состоящие из отстойников, сепараторов с обвязкой и средствами регулирования, перекачивания и запорной арматуры для первичного разделения продукции скважины.

2. Подгруппы оборудования и сооружений для подготовки товарной нефти, к которым относятся установки для обезвоживания нефти после предварительного отделения от нее основной доли воды, установки обессоливания, деэмульгаторы. Последние предназначены для разбивания стойких эмульсий. Эти группы также состоят из аппаратов, систем подогрева, электрооборудования, обвязки, запорной, регулировочной арматуры и контрольно-измерительной аппаратуры.

3. Перекачивающее оборудование состоит из промысловых, насосных и компрессорных перекачивающих установок и станции для перекачки продукции скважин, подготовленной нефти, газа, воды с центробежными или поршневыми, иногда винтовыми насосами, компрессорами и электроприводом с соответствующей обвязкой, КИП, запорной и регулирующей арматурой и средствами автоматизации.

4. Оборудование для хранения нефти. Подготовленная товарная нефть хранится в товарных парках, основными сооружениями в которых являются резервуары необходимой емкости, оснащенные системой замера, перекачки, улавливания легких фракций. Иногда парк имеет емкости для хранения газового конденсата и различных фракций газа.

5. Трубопроводные коммуникации, связывающие в единую систему скважины, насосные и компрессорные установки с остальным оборудованием группы. По трубопроводам перекачивается продукция скважины: нефть, газ, конденсат, вода. Сеть трубопроводных коммуникаций, особенно на промыслах, разрабатывающих многопластовые горизонты с нефтями и газом различных характеристик, оснащена большим числом замерных, запорных и регулирующих устройств.

6. Подгруппы оборудования для подготовки и первичной переработки газа на газоконденсатных и чисто газовых месторождениях. К этим подгруппам относится большое число установок с оборудованием и аппаратами для технологических процессов, в результате которых получаются углеводороды, являющиеся товарным сырьем для химической переработки, и сухой газ.

^ VI группа. Оборудование для эксплуатации морских нефтегазовых и газовых промыслов отличается особой сложностью, большой номенклатурой, часто уникальными размерами и высокими темпами совершенствования. Ниже перечислены подгруппы:

1. Кустовые стационарные платформы. К ним относятся платформы разных типов и конструктивных схем, служащих основанием для поверхностных устьев куста наклонно направленных скважин и размещения комплекса технических средств, обеспечивающих функционирование куста.

2. Центральные стационарные платформы, позволяющие разместить на них комплекс оборудования, связывающего кустовые платформы в единую систему.

3. Опоры стационарных платформ – сооружения, несущие стационарную платформу.

4. Блоки оборудования, размещаемые на стационарных платформах. Комплекс смонтированных в необходимом сочетании блоков модулей обеспечивает функционирование всей стационарной платформы.

5. Оборудование для эксплуатации скважин функционально аналогично обычному. Однако широкое применение имеют лишь фонтанное и газлифтное оборудование, реже гидропоршневые насосы. Для нагнетательных скважин используется оборудование, аналогичное применяемому на суше. Внутрискважинная часть подъемного оборудования по конструктивным схемам аналогична применяемым на суше, устьевая отличается.

6. Подводное оборудование. К этой подгруппе относятся прежде всего подводное устьевое оборудование скважин, а также все остальное оборудование, размещенное между поверхностями дна и воды.

7. Оборудование для беспричального налива нефти. Оборудование этой группы относится к нефтеналивному, однако отличается от обычного портового возможностью налива танкера в условиях морских акваторий без обычного причала.

8. Подгруппы береговых сооружений и оборудования, энергетического оборудования, флота специализированного обслуживания, водолазного комплекса по своей структуре, функциональным и принципиальным схемам аналогичны применяемым в других отраслях, однако отличаются конструктивным исполнением, характеристиками, параметрами, отражающими специфику морских промыслов и требований, предъявляемых технологическими процессами и операциями, выполняемыми в условиях морского или океанского шельфа.

^ VII группа. Оборудование ремонтно-механической службы для поддержания в работоспособном состоянии всего парка машин, специального оборудования, сооружений, составляющих промысловое хозяйство, за исключением скважин, а также оборудования транспортных служб.

^ VIII группа. Оборудование службы энергетики.

Из приведенного перечня систематизированных групп и подгрупп оборудования видно, насколько велика номенклатура машин, оборудования, сооружений, средств механизации и инструмента, применяемых для добычи нефти и газа.

Две последние группы – седьмая и восьмая – относятся по своему составу к оборудованию общепромышленного назначения, поэтому не рассмотрены.

Введение к лекции 2

Эксплуатационная скважина является основным – важнейшим видом сооружений, а их совокупность представляет собой эксплуатационный фонд скважин, стоимость которого составляет до 75 – 80 % стоимости всего технического оснащения современного промысла. Нарушение целостности, работоспособности эксплуатационной скважины приводит к прекращению ее эксплуатации, к неизбежному уменьшению добычи нефти или газа, что делает необходимым выполнение так называемого капитального ремонта скважины – процесса длительного, трудоемкого и весьма дорогого; стоимость ремонта скважины часто соизмерима, а иногда одинакова со стоимостью ее сооружения.

Поэтому долговечность скважины должна соответствовать периоду разработки продуктивного пласта, т. е. равняется нескольким десятилетиям, как правило, не менее 30 – 40 годам. Отсюда и главное требование к качеству оборудования, используемого в эксплуатационной скважине, – его надежность.

Требования к сооружению скважины и к ее оборудованию определяются условиями ее эксплуатации, которые, в свою очередь, весьма различны, зависят прежде всего от геологических особенностей месторождений, режима эксплуатации скважины.

ЛЕКЦИЯ 2

2.1 Оборудование эксплуатационной скважины

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным насосно-компрессорным трубам – НКТ, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации.

Устье скважины оснащают колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.

Конструкция колонной обвязки предусматривает возможность:

            восстановления герметичности межколонных пространств подачей в межпакерную полость консистентного смазочного материала;

            опрессовки фланцевых соединений;

            контроля и разведки давления среды в межколонных пространствах;

            проведение цементирования скважины.

Иногда колонная головка может иметь сальник, чтобы эксплуатационная колонна могла перемещаться в вертикальном направлении (например, при закачке теплоносителя).

Основные параметры колонных обвязок: число обвязываемых колонн; их диаметры; давления, на которые рассчитаны корпуса колонных обвязок, в умеренном и холодном макроклиматических районах; исполнение коррозионно-стойкое К2, К2И, К3 для скважин, продукция которых содержит (по объему) сероводород и углекислый газ соответственно до 6 % без ингибирования рабочей среды и с ингибированием до 25 %.

Для обозначения колонных обвязок принята система шифрования. Полный шифр оборудования обвязки обсадных колонн условно представляется в виде ОККХ – X1 – X2X3X4X5, где ОК – оборудование обвязки колонн; К – подвеска клиньевая; Х – число колонн, подвешиваемых на клиньях; X1 – рабочее давление; X2 – диаметр эксплуатационной колонны; X3 – диаметр промежуточной колонны; X4 – диаметр направления; X5 – исполнение по коррозионной стойкости.

Например, оборудование обвязки колонн с клиньевой подвеской двух колонн, рабочим давлением 350 атм., диаметром эксплуатационной колонны 168 мм, диаметром кондуктора 245 мм, направления 324 мм для сред, содержащих Н2 и СО2 до 6 %, обозначается ОКК2—350—168x245х324хК2.

Трехкорпусная колонная обвязка (рисунок 2.1) состоит из однофланцевой колонной головки ^ 1 и двухфланцевых колонных головок 2 и 4. Колонные головки включают корпуса 9, 13, 16, клиньевые подвески 8, 12 и 15, пакеры, состоящие из опорных (нижних) и нажимных 6 (верхних) колец и упругих уплотнителей 5, 7. На боковых отводах корпусов колонных головок устанавливают манифольды контроля давления, состоящие из запорных устройств 10, 14, 17, манометров 11 соответствующего класса, фланцевых или резьбовых заглушек 3.

Промышленностью выпускается также колонные головки типа ОКБ, конструкция которых принципиально отличается тем, что она позволяет в одном корпусе обвязать три обсадных колонны.



Рисунок 2.1 – Трехкорпусная колонная обвязка ОК

Для предупреждения открытых фонтанов при эксплуатации фонтанных скважин применяются комплексы типа КУСА и КУСА-Э. Они могут обслуживать от одной до восьми скважин в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов – пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м, и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмогидравлическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).

 

^ 2.2 Насосно-компрессорные трубы

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по НКТ, которые применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.

Насосно-компрессорные трубы используются также для различных технологических процессов (например, для солянокислотных обработок пластов, разбуривания цементных пробок и т.д.).

Ограничением при выборе диаметра проходных отверстий скважинного трубопровода служит скорость потока рабочей среды. Для нефтяных скважин она не должна превышать 10 м/с, а для газовых – 24 м/с. Это связано с резко увеличивающимся эрозионным износом трубопровода и устьевого оборудования. Иногда увеличивают диаметр трубопровода с целью обеспечения эрозионной и коррозионной стойкости.

В таблице 2.1 представлены основные размеры НКТ, предусмотренные существующим стандартами.

Таблица 2.1

Условный диаметр трубы, мм

27

33

42

48

60

73

89

102

114

Толщина стенки, мм

3

3.5

3.5

4.0

5.0

6.5; 7.0

8.0

6.5

7.0

 

Отечественная промышленность выпускает НКТ диаметром 60, 73, 89, 114 мм и муфты к ним из стали группы прочности «Д», «К» и «Е». Механические свойства которых приведены в таблице 2.

Таблица 2.2

Показатели

Группа прочности стали

Д

К

Е

Временное сопротивление σВ, МПа

655

379

699

Предел текучести σТ, МПа

не менее

 

491

552

не более

552



758

Относительное удлинение δ, %, не менее

14,3

12,0

13,0

 

Конструкции изготавливаемых НКТ следующие:

            муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля по ГОСТ 633-80 (рисунок 2.2, а);

            муфтовые гладкие высокогерметичные с конической резьбой трапецеидального профиля – тип НКМ по ГОСТ 633-80 (рисунок 2.2, б);

            муфтовые, гладкие с конической резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью то ТУ 14-3-1534-87 (рисунок 2.2, в);

            муфтовые, гладкие с конической резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87 (рисунок 2.2, г).

В соединении труб с треугольной резьбой (рисунок 2.2, а) применяется резьба конусностью 1:16 с углом профиля 60о. Прочность соединения до 70 % от прочности тела трубы. Соединение недостаточно герметично из-за несовершенства конструкции. Расчетные величины предельных давлений составляют 2/3 практических.

Трубы типа НКМ (рисунок 2.2, б) характеризуются равнопрочностью резьбового соединения с телом трубы и высокой герметичностью. Герметичность обеспечивается коническим и торцевым уплотнением типа «металл-металл». Увеличенный шаг резьбы позволяет ускорить сборку соединения в 2,5 раза по сравнению с треугольной резьбой.

Эксплуатационная долговечность НКТ гладких труб с резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью на 40 % выше, чем по ГОСТ 633-80.

НКТ гладкие с резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала отличаются высокой герметичностью и меньшим коррозионным износом резьбы. Эксплуатационные характеристики труб аналогичны по ГОСТ 633-80.



Рисунок 2.2 – Трубы насосно-компрессорные муфтовые гладкие

а – с конической резьбой треугольного профиля;

б – с конической резьбой трапецеидального профиля;

в – с конической резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью;

г – с конической резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала

Длина насосно-компрессорных труб 5.5 – 10.5 м. На толщину стенки установлен минусовой допуск в 12,5 % от толщины. Внутренний диаметр НКТ проверяется шаблоном.

Насосно-компрессорные трубы заводом-изготовителем маркируются по ГОСТ 633-80 клеймением и краской.

Например, Синарский трубный завод. На каждой трубе, на расстоянии 0,4 – 0,6 м от ее конца, снабженного муфтой, должна быть четкая маркировка (ударный способ, накатка): условный диаметр трубы, мм; номер трубы; группа прочности; толщина стенки трубы, мм (без запятой); товарный знак завода; месяц изготовления; год изготовления. На муфте клеймением наносится товарный знак завода и группа прочности.

НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки «Д 16». Такие трубы можно спускать глубже стальных, они более коррозионностойкие в сероводородсодержащих средах.

Эффективно применение фиберглассовых труб, а также безрезьбовых НКТ длиной по 6000 м на барабанах.

Для защиты НКТ от парафина и коррозии и снижения гидросопротивления на 20 – 30 % применяются защитные покрытия (стекло, стеклоэмали, лакокрасочные материалы и др.).

Расчет НКТ на прочность определяют по параметрам:

            нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения;

            эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки;

            циклической переменной нагрузке;

            усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы.

В основном применяют трубы условным диаметром (округленным наружным) 60 и 73 мм. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780 – 4250 м, а допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ – 12 – 15 мм. Это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146 мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 168 мм – 89 мм и при 194 – 114 мм (взято по условным диаметрам обсадных труб и НКТ).

  1   2   3   4   5   6   7   8



Скачать файл (2160 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации