Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
410
Недопустим спуск НКТ без смазки резьбовых соединений, а
также их транспортировка без предохранительных колец и деревянных
заглушек.
На наружной и внутренней поверхности труб и муфт не должно
быть раковин, расслоений, трещин. Допускается вырубка и зачистка этих
дефектов при условии, если их глубина не превышает предельного
минусового отключения по толщине стенки. Заварка, зачеканка или
заделка дефектных мест не допускается.
На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб с
муфтами не должно быть более трех дефектных мест, протяженность
каждого из которых по окружности не должна быть более 25мм, ширина –
более 15мм и глубина – более 2мм.
На наружной и внутренней поверхности высаженных наружу
концов безмуфтовых труб на расстоянии менее 85мм от торца указанные
выше дефекты не допускаются. На расстоянии свыше 85мм не должно
бать более трех дефектных мест, протяженность каждого из которых
не должна быть более 1/3 длины окружности, ширина – более 15мм и
глубина – более 2мм.
Насосно-компрессорные трубы США изготавливают по стандартам
Американского нефтяного института (АНИ) и по соответствующей
технической документации.
НКТ, выпускаемые по техническим документам фирм, отличаются
от стандартов АНИ резьбой трапецеидального профиля, уплотняющимися
элементами типа металл-металл в резьбовом соединении, цилиндрической
двухступенчатой резьбой, уплотняющими пластмассовыми кольцами в
резьбовом соединении.
В таблице 4.103 приводятся размеры некоторых труб и муфт к ним
по стандартам АНИ.
В таблице 4.105 представлены справочные данные для расчета
колонны труб.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
411
Размеры труб и муфт к ним по стандартам Американского Нефтяного Института
Таблица 4.103
Труба гладкая Муфта
наружны
й
диаметр,
мм
внутренн
ий
диаметр,
мм
толщина
стенки
мм
масса 1 м
гладкой
трубы,
кг
наружны
й
диаметр,
мм
длина,
мм
диаметр
расточки,
мм
ширина
торцевой
плоскости
, мм
диаметр
торцевой
плоскости
, мм
масса,
кг
26,6 21,0 2,87 1,68 33,4 81,0 28,3 1,6 30,0 0,23
33,4 26,6 3,38 2,50 42,2 82,6 35,0 2,4 37,8 0,38
42,2 35,1 3,56 3,38 52,2 88,9 43,8 3,2 47,2 0,59
48,3 40,9 3,68 4,05 55,9 95,2 49,9 1,6 52,1 0,56
60,3 51,8 4,24 5,87 73,0 108,0 61,9 4,8 66,7 1,28
60,3 50,6 4,83 6,60 73,0 108,0 61,9 4,8 66,7 1,28
60,3 47,4 6,45 8,56 73,0 108,0 61,9 4,8 66,7 1,28
73,0 62,0 5,51 9,18 88,9 130,2 74,6 4,8 81,0 2,34
73,0 57,4 7,82 12,57 88,9 130,2 74,6 4,8 81,0 2,34
88,9 77,9 5,49 11,29 108,0 142,9 90,5 4,8 98,4 3,71
88,9 76,0 6,45 13,12 108,8 142,9 90,5 4,8 98,4 3,71
88,9 74,2 7,34 14,76 108,8 142,9 90,5 4,8 98,4 3,71
88,9 69,9 9,52 18,65 108,8 142,9 90,5 4,8 98,4 3,71
101,6 90,1 5,74 13,57 120,6 146,0 103,2 4,8 111,1 4,34
114,3 100,5 6,88 6,88 132,1 155,6 115,9 4,8 123,2 4,89
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
412
Предельная глубина спуска одноразмерной колонны НКТ
в скважину (в метрах)
Таблица 4.104
По маркам стали
Д К
Е Л
М
Трубы гладкие
1100 1400 1600 1800 2100
1200 1650 1850 2100 2400
1300 1700 1900 2200 2500
1400 1900 2050 2400 2750
1250 1600 1800 2050 2400
1250 1650 1800 2100 2450
Трубы с высаженными наружу концами
500 700 750 900 1050
400 550 600 700 800
1900 2250 2800 3200 3700
1900 2650 2900 3250 3750
1950 2600 2850 3200 3700
1950 2600 2850 3200 3700
1950 2700 2950 3300 3800
1950 2700 2950 3300 3800
2000 2600 2900 3350 3900
1950 2600 2900 3300 3800
Прочностные свойства сталей для изготовления НКТ
Таблица 4.105
Группа прочности стали
Свойства
Д К Е Л М
Временное сопротивление,
МПа
6,68 6,95 7,03 7,73 8,79
Предел текучести, МПа
- не менее
- не более
3,87
5,62
4,15
6,25
5,62
7,73
6,68
8,79
7,73
9,84
Относительное удлинение,
%, не менее
14,30 13,86 13,00 12,30 10,80
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
413
4.11 Оборудование для замера дебита скважин
АГЗУ «Спутник»
Установка предназначена для автоматического замера дебита
нефтяных скважин по жидкости и газу. Состоит из блока
технологического (БТ) и блока автоматики (БА) см. рисунок 4.73.
БТ - имеет несколько
исполнений в зависимости от
количества подключаемых
скважин, условного прохода
и производительности.
Максимально возможное
количество подключаемых
скважин 14. Все
оборудование смонтировано
на металлическом основании,
по периметру которого
крепятся трехслойные
металлические панели с
утеплителем.
Рисунок 4.73 - Блок технологический
АГЗУ «Спутник»
Установки имеют электрическое освещение, отопление,
принудительную вентиляцию
Принцип работы
Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке,
поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ.
При помощи
ПСМ продукция
одной из скважин
направляется в
сепаратор, а
продукция
остальных скважин
направляется в
общий
трубопровод. В
сепараторе
происходит
отделение газа от
жидкости.
Рисунок 4.74 – АГЗУ «Спутник»
Выделившийся газ поступает в общий трубопровод, а жидкость
накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
414
расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером,
обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через
счетчик с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита
скважин в широком диапазоне. Управление переключением скважин
осуществляется блоком управления по установленной программе или
оператором. Наличие обводной линии (байпаса) и счетчика с устройством
индикации позволяет производить замер дебита скважин в ручном
режиме при неисправном ПСМ. Крепление ПСМ к трубопроводам
выполнено быстросъемными соединениями (с помощью двух
полухомутов), что позволяет провести его замену при ремонте. БТ может
выпускаться с антикоррозионным покрытием внутренних поверхностей
технологических трубопроводов, ПСМ и сепарационной емкости.
В БТ установки может быть введена установка дозирования
химреагента.
Условный проход запорной арматуры или трубопроводов
Таблица 4.106
Обозначение установки на ПСМ на байпас
Спутник АМ 40-8(10,14)-400 Ду 50 Ду 50
Спутник АМ 40-1(2,8,10,14)-400* Ду 80 Ду 80
Спутник АМ 40-8(10,14)-400 Ду 80 Ду 50
Спутник АМ 25(40)-8(10)-1500 Ду 80 Ду 80
Спутник АМ 25 (40)-8-1500 Ду 100 Ду 100
Спутник АМ 25-8(10)-1500** Ду 80 (двухсторонний вход)
Спутник АМ 25-8-1500** Ду 100 (двухсторонний вход)
Спутник Б 40-8(10,14)-400* Ду 80 Ду 100
Примечание: * - в обычном исполнении и с антикоррозионным покрытием
внутренних поверхностей трубопроводов; ** - с антикоррозионном покрытием
внутренних поверхностей трубопроводов
На рисунке 4.75 и 4.76 представлены схемы с односторонним и
двухсторонним входом продукции скважин.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
415
Рисунок 4.75 – Схема АГЗУ с односторонним входом продукции
скважин
Рисунок 4.76 – Схема АГЗУ с двухсторонним входом продукции
скважин
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
416
Технические характеристики АГЗУ «Спутник»
Таблица 4.107
Наименование параметра
АМ 40-400
АМ 25-1500
АМ 40-1500
Б 40-400
Диапазон производительности
скважин, м³/сут, в пределах
5-400
10-
1500
10-
1500
5-400
Рабочее давление измеряемой среды,
МПа (кгс/см²), не более
4,0 (40)
2,5 (25)
4,0 (40)
4,0 (40)
Количество подключенных скважин
1, 2, 8,
10, 14
8, 10 8, 10
8, 10,
14
Погрешность средств измерений, %, не более
-для измерения количества жидкости ±2,5
-для измерения количества газа ±4,0
-для измерения давления ±1,5
Параметры питания электрических цепей:
- род тока переменный
-напряжение, В 380 / 220
-допускаемое отклонение
напряжения, %
от - 15 до +10
-частота потребляемого тока, Гц 50 ± 1
-потребляемая мощность, кВт, не
более
10
Питание пневматических цепей:
-давление газа, МПа, не более
4,0 2,5 4,0 4,0
Перепад давления между
сепаратором и общим
трубопроводом, необходимый для
работы регулятора расхода
жидкости, МПа, не более
0,12
Климатические условия:
-температура внутри помещения, °С
не ниже +5
-относительная влажность при
температуре 20°С, %, не более
80
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
417
Продолжение таблицы 4.107
Характеристики рабочей среды:
-кинематическая вязкость при
температуре 20°С, м³/с
от 1/10
-6
до 120/10
-6
-содержание воды в жидкости
(объемная доля), % , не более
98
-содержание газа в нефти, приведенное к нормальным условиям, нм³/м³, не более
-при давлении 0,8 (8) МПа (кгс/см²) 25
-при давлении больше 0,8 (8) МПа
(кгс/см²)
16
Класс помещения В-1а
Исполнение приборов взрывозащищенное
Габаритные размеры блока технологического, мм, не более:
-длина 5760 7200 6400 6760
-ширина 3200 3200 3200 3200
-высота 2650 2650 2650 2650
Блок учёта - УБВ-30-4...УБВ-120-4 вертикальный (аналог АГЗУ
«Спутник»)
Предназначен - для автоматического замера количества жидкости,
добываемой из скважины с последующим определением дебита.
Отличительные особенности
метод измерения расхода – массовый;
применение для автоматического замера счетчиков СКЖ-30-4;
СКЖ-60-4; СКЖ-120-4 позволяет исключить замерное устройство
«Импульс», счетчик ТОР 1-50;
за счет вертикального монтажа трубной разводки рукоятки
управления клиновых задвижек расположены на уровнях, удобных для
оператора.
Технические характеристики
Таблица 4.108
Наименование Параметр
Максимальное количество подключаемых скважин до 14
Диапазон производительности измеряемых скважин,
т/сутки
0,5×10-
3
...120
Рабочее давление, МПа (кгс/см
2
) до 4(40)
Исполнение приборов, устройств и
электрооборудования в блок-боксе
взрывозащищенное
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
418
Продолжение таблицы 4.108
Рабочая среда
газожидкостная
смесь
Температура среды, С . 0°до + 70°С
Кинематическая вязкость, м
2
/сек. не более 5×10
-4
Содержание сернистых соединений, %. не более 3
Газовый фактор, м
3
/т. от 0,1 до 100
Размер механических примесей, мм. не более 3
Рисунок 4.77 – Блок учета УБВ – 30-4
Габаритные размеры блок-бокса, масса
Таблица 4.109
Наименование
Длина Ширина Высота Масса
УБВ120-4-8 3300 2250 2800 3564
УБВ120-4-10 3700 2250 2800 3777
УБВ 120-4-12 4100 2250 2800 4004
УБВ120-4-14 4500 2250 2800 4245
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
419
Блок технологический АГЗУ «Дебит»
Установка предназначена для измерения дебита жидкости (нефть,
вода) и газа, добываемых из нефтяных скважин, в том числе с высоким
газовым фактором.
Областью применения
являются системы
герметизированного сбора нефти и
попутного газа на нефтепромыслах.
Установка состоит из блока
технологического (БТ), блока
автоматики (БА), блока
переключения (БП). АГЗУ
«Дебит»- это модернизированная
версия АГЗУ «Спутник АМ» для
нефтяных скважин
производительностью по
Рисунок 4.78 – Внешний вид
АГЗУ «Дебит»
жидкости 400, 1500, 2000, 3000, м
3
/сути газовым фактором до 2500нм
3
/м
3
.
В блоке технологическом установки размещены сепарационная
емкость (рисунок 4.79), трубопроводы подвода и отвода жидкости и газа,
приборы для измерения давления и дебита нефтяных скважин.
Переключение скважин на замер дебита осуществляется блоком
переключения. В блоке переключения размещены переключатели потока
трехходовые (ППТ).
Установка оснащена электрическим освещением, обогревателями,
принудительной и естественной вентиляцией.
Рисунок 4.79 – АГЗУ «Дебит»