Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами. Реферат. Технология машиностроения.
👉🏻👉🏻👉🏻 ВСЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
Министерство
образования и науки Российской Федерации
Российский
государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина
по курсу:
«Нефтегазопромысловое дело».
на тему:
«Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами».
· Циркуляционные и ингибиторные
клапаны.
2.1.Принцип действия и область применения.
Подъем
по скважине нефти, газа, воды, конденсата или их смеси, а также нагнетание в
пласт воды, газа, теплоносителя осуществляется с помощью оборудования, часть
которого спущена в скважину, а часть расположена на поверхности, т. е. на
устье, например, фонтанная арматура, или на прискважинной площадке — манифольд.
Для
добычи нефти тремя основными способами — фонтанным, газлифтным и насосным в
настоящее время разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования,
для эксплуатации скважин: фонтанным способом, бескомпрессорным и компрессорным
газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим
приводом, бесштанговыми насосами — гидропоршневыми, центробежными и винтовыми
электронасосами.
Удельный
вес применения каждого из видов перечисленного оборудования в разных странах и
регионах весьма различен. В России более 70 % нефтяных скважин эксплуатируются
штанговыми насосами, менее 20 % — бесштанговыми и около 10%—фонтанным и
газлифтным способами. Однако по количеству добываемой нефти первое место
занимает фонтанный способ, с помощью которого добывается более половины нефти и
практически весь газ газовых месторождений.
В большинстве случаев фонтанный
способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти
при наименьших удельных затратах. Поэтому одной из главных задач при
эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного
фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии
пласта путем обеспечения высокого к. п. д. работы фонтанного подъемника.
Оборудование
фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ
в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями
или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине
устанавливают пакер.
Несмотря на относительную простоту
оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень
ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с
оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме
того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от
0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к
большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо
стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению
металлоемкости.
Фонтанная арматура предназначена для герметизации
устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и
нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной
елки.
Трубная
головка монтируется
непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или
нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная
головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства,
а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины.
Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте; в
первом случае, при однорядной конструкции лифта трубы подшивают на стволовой
катушке; при двухрядной конструкции внутренний ряд - на стволовой катушке, а
наружный - на тройнике трубной головки.
Рисунок 1. Трубная головка: 1 — крестовик; 2 — набор манжет; 3 —
грундбукса; 4 — трубодержатель; 5 — предохранитель; 6 — винт; 7 — манжеты; 8 —
гайка; 9 — втулка; 10 — переводник.
Фонтанная
арматура выполняет несколько функций, главные из которых:
-
удержание на весу
колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике — двух колонн;
-
герметизация
затрубного пространства и их взаимная изоляция;
-
обеспечение
возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах,
непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее
работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.
Стандартом
предусмотрено несколько схем, составляющих две группы арматур, — на базе
использования тройников и на базе крестовин.
Рисунок 2. Типовые схемы фонтанной арматуры: 1 - манометр; 2 -
запорное устройство к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное
устройство; 5 - тройник, крестовина; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной
головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка.
Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при
низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой
рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси.
Крестовая и тройниковая
однострунные арматуры предназначены для скважин, в продукции которых нет
механических примесей.
Для средних и высоких
давлений рекомендуют применять крестовую арматуру . Крестовая арматура
значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание. К недостаткам
крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов
необходимо закрывать нижнее стволовое запорное устройство, а, следовательно,
останавливать скважину. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при
выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в
работу нижний отвод.
Рисунок 3. Схема лубрикатора: 1 — ролик; 2 — кронштейн; 3 — проволока;
4 — сальниковый узел; 5 — сальниковая крышка; б — труба (собственно
лубрикатор); 7 — глубинный прибор; 8 — манометр; 9 — сливной кран; 10 —
буферная задвижка; 11 — задвижки выкидных манометров; 12- центральная задвижка.
При исследовании скважин
часто необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска
того или иного прибора. Для этой цели в тройниковой и крестовой арматуре
предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство. Лубрикатор (рис.4)
представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы 6 соответствующей длины,
устанавливаемый на фланце буферной задвижки 10, и включающий в себя ролик 1,
закрепленный на кронштейне 2. Кронштейн крепится на трубе 6. В верхней части
имеется сальниковый узел 4 и сальниковая крышка 5, наворачиваемая на трубу 6.
Внутрь лубрикатора вводится глубинный прибор 7, спускаемый в скважину на
проволоке 3. В нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном 9.
Давление внутри лубрикатора (устьевое давление Р) фиксируется манометром 8.
Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция
скважины эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками 11. Центральная
задвижка 12 открыта. После установки лубрикатора на фланце буферной задвижки и
введения в него глубинного прибора заворачивается сальниковая крышка 5 с
сальниковым узлом 4. Проволока 3 уплотняется в узле 4. Закрывается кран 9 и
открывается задвижка 10. Манометр 8 регистрирует давление на устье скважины.
После этого прибор спускают в колонну НКТ. В скважинах, эксплуатируемых
насосным способом, спуск прибора осуществляют до выкида насоса, а в фонтанных и
газлифтных — до забоя.
Шифр фонтанной арматуры в зависимости от ее схемы,
конструкции, способа управления задвижками, условного прохода, давления,
климатического исполнения и коррозионностойкости может включать от девяти и
более буквенных и цифровых обозначений [5].
Полный шифр фонтанной
арматуры (ГОСТ 13846-84) условно представляется в виде:
Х 1 -
конструктивное исполнение: с фланцевыми соединениями - без обозначения
(наиболее распространенное); подвеска подъемной колонны на резьбе переводника
трубной головки - К ;
подвеска колонны на муфте
в трубной головке - без обозначения; для эксплуатации скважин УЭЦН - Э ,
Х 2 - номер
схемы арматуры; при двухрядной концентричной подвески к номеру схемы
добавляется буква «а» ;
Х 3 - способ
управления задвижками: вручную - без обозначения; дистанционно и автоматически
- В ; автоматически - А ;
Х 4 - условный
проход в мм по ГОСТ 13846. В том случае, когда условные проходы ствола елки и
ее боковых труб отличаются, цифровое обозначение указывают через дробь;
Х 6 - климатическое
исполнение по ГОСТ 15150: для умеренной климатической зоны - без обозначения; для
умеренной и холодной климатических зон - ХЛ ;
Х 7 -
исполнение по коррозионностойкости: для обычных сред - без обозначения; для
сред, содержащих:
Для изготовления
элементов фонтанной арматуры применяются, стали марок 45, 40ХЛ, 40ХНЛ и другие
легированные стали.
Большое
значение для надежности, металлоемкости, технологичности изготовления,
сборки-разборки, ремонтоспособности имеет способ стыковки элементов фонтанной
арматуры: тройников, крестовиков, запорных устройств, катушек, вентилей, а
также способ герметизации этих стыков. Существуют несколько способов стыка
элементов фонтанной арматуры. Наиболее распространенный — фланцевый с
креплением болтами или шпильками. К недостаткам таких соединений относятся их
значительная металлоемкость, большое число болтов (шпилек) и необходимость
стабильности крепления каждого из них, а также чувствительность соединения к эффекту
релаксации. Фланцевые соединения обусловили необходимость сварки литой части
заготовок корпусов тройников и крестовин со штамповками, что усложняет
изготовление и приводит к увеличению объема работ по механической обработке.
Более
простое соединение стыков — резьбовое с муфтовым соединением, так как
отпадает необходимость во фланце, прокладках, большом числе болтов, отверстий
под них и упрощается сборка-разборка. Однако резьбовое соединение увеличивает
вертикальный размер арматуры.
В
последние годы получают все более широкое применение так называемые хомутовые
соединения, позволяющие резко уменьшить размеры фланцев стыкуемых деталей,
которые превращаются в небольшие бурты. Одновременно отпадает необходимость в
большом числе шпилек и отверстий под них. Особое преимущество хомутового
соединения — в резком ускорении и упрощении сборки и разборки стыкуемых
элементов арматуры.
При обеспечении высокой
надежности элементов запорных устройств становится возможным и целесообразным,
особенно при больших давлениях, изготавливать фонтанную арматуру из моноблоков,
каждый из которых содержит несколько элементов арматуры: две — четыре задвижки,
тройник или крестовину. В этом случае вообще отсутствуют стыки между этими
элементами и отпадает необходимость в их герметизации, уменьшаются размеры,
значительно сокращается металлоемкость.
Техническая
характеристика фонтанной арматуры:
Основные параметры, характеризующие фонтанную арматуру
* Выпускаются серийно; остальные - по требованию заказчика
Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и
манифольда.
В арматуре применяются следующие запорные устройства:
Рисунок 4. Схемы а) клиновой задвижки, б) прямоточной задвижки.
Запорные устройства первых трех типов являются основными в
стволовой и отводящей частях арматуры. Вентили устанавливаются перед манометрами.
Основное достоинство клиновой задвижки - ее простота. Но
при открытой задвижке у проходного канала (рис. 4а) образуются большие боковые
полости, вызывающие образование вихревых токов, потерю напора и возможность
отложения в них солей, парафина и песка. При этом уплотняющие поверхности у
корпуса и клина интенсивно омываются потоками жидкости, отбираемой из скважины,
что приводит к их усиленной коррозии и эрозии.
Этих недостатков нет у прямоточной задвижки (рис.4б).
Клиновое уплотнение у нее заменено шиберным с двумя плашками или одношиберным.
Шибер при открытом и при закрытом проходном канале все время прижат к
уплотняющим поверхностям деталей корпуса. Он состоит из двух половинок,
разжимаемых пружинами. Общее усилие пружин может доходить до 9 кН. При закрытии
или открытии прямоточной задвижки шибер скользит по уплотняющим поверхностям
деталей корпуса. В открытом состоянии внутри задвижки образуется прямой канал
без существенных боковых полостей. Уплотняющие поверхности не омываются потоком
жидкости. К уплотняющим поверхностям у зазора А подается густая смазка. Таким
образом, исключаются основные недостатки клиновой задвижки.
Запорные устройства служат для полного перекрытия или полного
открытия проходного сечения ствола или отвода. Регулировка параметров потока
неполным закрытием запорного устройства не допускается. Для регулировки
параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются
специальные узлы - дроссели. Дроссель имеет корпус, в который вставлена
стационарная или сменная втулка с небольшим по диаметру отверстием. Через
отверстие втулки проходит вся продукция скважины. Подбором размера отверстия
регулируют дебит скважины.
В пробковом кране с конической пробкой (рис.5)
герметичность уплотнения обеспечивается точностью изготовления корпуса и
пробки, размером зазора между ними, а также специальной смазкой, заполняющей
корпус крана. Кран рассчитан на рабочее давление 14,0 МПа и имеет проходное
отверстие 65 мм. Краны аналогичной конструктивной схемы выпускаются на давления
до 100—120 МПа. Для установки, включения-отключения манометров и для снижения
давления используются вентили. Вентили, применяемые на фонтанных арматурах,
рассчитаны на рабочее давление до 70,0 МПа, имеют проходное отверстие 5 мм и
массу 3—4 кг.
Сложная конструкция прямоточной плоскошиберной задвижки (рис.
6) рассчитана также на рабочее давление 70,0 МПа, но отличается иной системой
уплотнения. В корпусе задвижки установлены две направляющие щеки с емкостями
для специальной смазки и каналами для ее подачи к уплотняемым поверхностям.
Шибер состоит из двух плашек, распираемых несколькими пружинами. Плашки имеют
пазы, в которых размещены головки шпинделя и контршпинделя. Смазка подается к
уплотняемым поверхностям под давлением рабочей среды, что улучшает
герметичность затвора. Запас смазки пополняется через обратные клапаны.
Рисунок 6 . Плоскошиберная задвижка с
принудительной смазкой запорного устройства: 1 – корпус; 2 – щека; 3 –
шпиндель; 4 – обратный клапан; 5– втулка; 6 – маховик: 7 – винт; 8 – гайка; 9 –
корпус подшипника; 10– масленка; 11 – подшипник; 12 – уплотнение; 13 – крышка;
14 – поршенек; 15–канавка;16–втулка;17–контршпиндель.
Для обеспечения управления задвижками, а также для
обеспечения возможного телеуправления они снабжаются гидроприводом или пневмоприводом.
Пневмоприводной задвижки на рабочее давление 70 МПа с условным проходным
отверстием 50 мм. Как видно, конструкции собственно задвижек отличаются лишь
исполнением устройства для перемещения шпинделя и наличием приводных цилиндров,
гидравлического или пневматического.
Регулируемые штуцеры аналогичны по конструкции вентилю. Они позволяют
бесступенчато регулировать давление на выкиде фонтанной скважины за счет
осевого перемещения шпинделя штуцера с насадкой, входящей в гнездо.
Из-за переменного профиля насадки площадь кольцевого
отверстия между гнездом и насадкой при перемещении шпинделя меняется в пределах
от 3 до 35 мм, что и позволяет регулировать расход жидкости или газа. Штуцер
рассчитан на рабочее давление до 70,0 МПа. Масса штуцера около 80 кг. Для
облегчения управления штуцерами и для возможности телеуправления они оснащаются
приводом.
Рисунок 8. Быстросменный
штуцер: 1 – обойма; 2,9 — уплотнительные кольца; 3 –пружина; 4 – дроссель; 5 –
уплотнение дросселя; 6 – винт; 7 – проточка; 8 — корпус; 10 — кольцо
При агрессивных средах и больших расходах жидкости или газа
насадка шпинделя и гнездо штуцера быстро изнашиваются. Для повышения
износостойкости этих деталей они изготовляются из специальных композитных
материалов. Однако и это не исключает необходимости в частых сменах
регулируемого штуцера. Поэтому в подобных условиях применяются сменные,
втулочные штуцеры с разными диаметрами отверстий, которые при износе
поверхности отверстия снимаются с фонтанной арматуры и заменяются новыми.
Смена обычного втулочного штуцера трудоемка и длительна. Для
облегчения и ускорения этой операции применяются быстросменные штуцеры (рис. 7).
За счет использования сменных втулок с отверстиями диаметром 5, 8, 10, 15, 20,
25, 30 мм и возможности их быстрой смены можно ступенчато регулировать расход
жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление 70 МПа.
Наиболее интенсивное
разрушение деталей фронтальной арматуры, манифольда и запорных устройств
возникает при сероводородной коррозии, приводящей к сульфидному растрескиванию
стали из-за водородного охрупчивания. С увеличением прочности и твердости
металла, с ростом действующих в сечении напряжений, особенно переменных,
скорость коррозии увеличивается. Стали с высоким содержанием углерода
корродируют быстрей, чем стали с низким. Поэтому для изготовления в
антикоррозионном исполнении по отношению к Н 2 S применяются стали с небольшим
содержанием углерода (0,05— 0,22%), а нагрузки на изделие не должны приводить к
большим напряжениям.
Фонтанная
арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой
жидкости или газа с помощью манифольда , который представляет собой
сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих
фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному
пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и
эксплуатации скважины.
Манифольды
фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек,
крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных
скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще более сложны
манифольды для высокодебитных газовых скважин.
Рисунок 9. Манифольды
фонтанной арматуры: а — манифольд газовой скважины; б — манифольд нефтяной
скважины.
В
фонтанной арматуре 1 за катушкой 2 и угловыми регулирующими штуцерами 3 и 4 обе
рабочие струны и струны затрубного пространства обвязываются манифольдом с
задвижками, крестовиками, тройниками, катушками, КИП, предохранительными
клапанами и продувочно-задавочной линией, состоящей из линий 5 для подключения
агрегатов, сбора глинистого раствора 6, подключения сепаратора 7, штуцеров 8,
ДИКТа 9 и факельной линии 10.
Манифольд
обеспечивает подачу
в скважину ингибитора; глушение с помощью продувочно-задавочной линии и продувку
скважины по трубному и затрубному пространствам; проведение газодинамических
исследований; подключение насосных агрегатов на достаточном расстоянии от
устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбор глинистого раствора
и других рабочих жидкостей при освоении; глушение и интенсификацию притока
жидкости к забою.
В манифольдах
фонтанной арматуры газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие
скважину при понижении и повышении давления по сравнению с заданным. Арматура и
манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть
которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.
При добыче нефти трубы применяются для крепления стволов
скважин и для образования каналов внутри скважин, подвески оборудования в
скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла. Типы применяемых труб
весьма разнообразны, но можно выделить три основные группы: 1)
насосно-компрессорные трубы; 2) обсадные и бурильные трубы; 3) трубы для
нефтепромысловых коммуникаций.
Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые
в скважину. Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:
§
подъема на
поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного
газа;
§
подачи в скважину
жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации
добычи или подземного ремонта);
Для фонтанного и газлифтного подъемников используются так называемые
насосно-компрессорные трубы (НКТ). Используются при гидроразрыве пласта или его
солянокислотной обработке, при работах с внутрискважинным оборудованием, при
ловильных работах, промывках песчаных пробок, для внутрипромысловых
коммуникаций. Для этого типа труб характерны небольшой диаметр, обеспечивающий возможность
их спуска в эксплуатационные колонны скважин; высокая прочность, позволяющая
использовать их для подъемников в скважинах больших глубин при всех способах
эксплуатации скважин, а также конусная резьба.
Насосно-компрессорные трубы отличаются материалом,
группами прочности, герметичностью, противокоррозионной стойкостью,
резьбой, быстротой стыковки, размерами, сопротивляемостью отложению парафина и
солей (рис. 10).
Рисунок 10. Классификация
насосно-компрессорных труб.
Гладкие трубы проще в
изготовлении, но их концы ослаблены нарезанной на них резьбой. Трубы с
высаженными наружу концами имеют одинаковую прочность по основному телу и у
резьбы. Эти трубы называются равнопрочными.
Рисунок 11. Схемы типов соединений стальных
насосно-компрессорных труб: а – неравнопрочное муфтовое; б – равнопрочное
муфтовое с высадкой наружу; в – равнопрочное безмуфтовое с высадкой наружу; г
–равнопрочное безмуфтовое с высадкой внутрь; д – равнопрочн равнопрочное
муфтовое с приварными резьбовыми концами.
Наибольшее применение к настоящему времени получили стальные
цельнокатаные неравнопрочные НКТ с муфтовыми резьбовыми соединениями
(рис. 11, а). Неравнопрочность НКТ определяется разницей между площадями
сечений тела трубы и в зоне резьбы, где снижение несущей способности
пропорционально уменьшению площади сечения.
Неравнопрочные НКТ используются в качестве подъемных труб на скважинах
малых и средних глубин. Широкое же их применение объясняется относительной
простотой изготовления и меньшей стоимостью.
Новая конструкция . Равнопрочность в этом случае достигается привариванием
коротких нарезанных концов труб к трубе с геометрическими размерами и формами
примерно соответствующими резьбовой части неравнопрочной НКТ.
В последние годы применяются так называемые безмуфтовые
гибкие трубы длиной до 800, а в некоторых случаях 1200—1500 м. Эти трубы
выпускаются с прокатного стана полной строительной длины без промежуточных
соединений и сматываются в бухту. Они спускаются в скважину со специального
агрегата, обычно смонтированного на большегрузной автомашине. На агрегате
расположены барабан с намотанными трубами, привод барабана и выпрямляющий узел,
располагаемый над скважиной. Колонна труб сматывается с барабана, где она может
деформироваться по радиусу барабана, проходит через выпрямляющее устройство (в
нем находится около 2 м трубы) и спускается выпрямленная в скважину. За счет
сил трения в этом устройстве колонна удерживается в скважине в подвешенном
состоянии.
Через такую колонну труб можно подавать жидкость в скважину для
промывки песчаных пробок, спускать оборудование для ремонтных и
эксплуатационных работ. Естественно, что при таких безрезьбовых гибких трубах
резко сокращается время спуска и подъема колонн, ликвидируются трудоемкие
работы по свинчиванию и развинчиванию резьбовых соединений. К недостаткам
относится громоздкость оборудования для спуска и подъема труб.
НКТ изготовляют главным образом из углеродистых сталей разных
групп прочности с пределом текучести от 380 до 750 МПа. В настоящее время начали
применяться НКТ из сплава на алюминиевой основе. Прочность сплава ниже
минимальной прочности стали для НКТ, однако плотность сплава почти втрое меньше
плотности стали, чем и определяется целесообразность применения легкосплавных
труб, особенно в агрессивных средах газа или пластовой жидкости, по отношению к
которым этот материал более стоек, чем сталь.
Наличие больших, непрерывно увеличивающихся ресурсов алюминия
и производственных мощностей для изготовления легкосплавных труб в условиях
постепенного роста доли разрабатываемых месторождений нефти и газа с
агрессивными средами, а также большое значение, которое имеет уменьшение веса
оборудования, в частности НКТ, делают использование легкосплавных НКТ весьма
перспективным.
В последнее время делаются попытки использовать полимерные
материалы и стекловолокно для изготовления НКТ. Целесообразность этого
обусловливается их стойкостью по отношению к большей части агрессивных сред,
особенно при высоких концентрациях в них H 2 S и СО 2 .
Кроме того, НКТ из полимеров, как и легкосплавные, имеют малые массы. Однако
конструирование и изготовление таких НКТ связаны с решением задачи обеспечения
равнопрочности тела трубы и ее стыка, которая оказалась достаточно сложной и
пока не решенной.
Примеры условных обозначений насосно-компрессорных труб
приведены ниже:
трубы из стали группы прочности Е с условным диаметром 60 мм,
толщиной стенки 5 мм:
— 60х5-Е ГОСТ 633-80 — для гладких труб;
— В-60х5 ГОСТ 633-80 — для труб с высаженными наружу концами;
— НКМ-60х5 ГОСТ 633-80 — для высокогерметичных труб;
— НКБ-60х5 ГОСТ 633-80 — для высокогерметичных безмуфтовых
труб.
По массе труб допускается отклонение от +6,5 до -3,5% для
исполнения труб А (более точное исполнение) и от +8 до -6% для исполнения труб
Б (менее точное исполнение).
Внутренний диаметр НКТ проверяется шаблоном длиной 1250 мм с
наружным диаметром на 2..2,9 мм меньше номинального внутреннего диаметра трубы
(меньшее отклонение для труб небольшого диаметра). На толщину стенки установлен
минусовый допуск в 12,5% от толщины.
Трубы изготовляются из сталей следующих групп прочности: Д,
К, Е, Л, М, Р:
Группа прочности стали Предел текучести не менее, МПа
Кроме того, НКТ могут изготавливаться из алюминиевого сплава
марки Д16Т. Этот сплав имеет предел текучести около 300 МПа, предел
выносливости 110 МПа. Относительная плотность сплава 2,72. Трубы, изготовленные
из алюминиевого сплава, имеют значительно меньшую массу, чем стальные, а
прочность их снижается меньше (в 1,25 раз по отношению к группе прочности стали
Д, в 1,67 раз — к К и в 1,83 раза — к Е). Таким образом, колонны труб из алюминиевого
сплава можно спускать глубже, или они будут иметь большой запас прочности при
глубине спуска, одинаковой с глубиной спуска стальных труб.
Трубы из сплава Д16Т обладают и большей коррозионной
стойкостью в сероводородсодержащих средах. Особенно повышаются их коррозионная
стойкость и износостойкость при толстослойном анодировании.
В
процессе эксплуатации скважин на внутренней поверхности НКТ откладываются
парафин, смолы, соли, продукты коррозии. Парафин постепенно почти полностью закупоривает
НКТ, что исключает возможность эксплуатации скважины. Для уменьшения
интенсивности отложения парафина, солей, смол и защиты труб от коррозии
применяются различные покрытия НКТ. Наиболее часто для этого используются
стекло, эмали, эпоксидные смолы и лаки. Покрытия наносятся или сразу после
изготовления труб до их поставки потребителям на заводах-изготовителях, или
самими потребителями, т. е. на нефтегазодобывающих предприятиях.
В последнее время широко применяются НКТ, внутренняя
поверхность которых покрыта стеклом , эпоксидными смолами . Менее
распространено, но применяется эмалирование труб . Такие покрытия
применяются для защиты от отложения парафина на трубах и защиты от коррозии
внутренней поверхности труб. Кроме того, они снижают на 20—30 % гидравлические
сопротивления потоку.
Покрытие стеклом обладает высокой теплостойкостью и достаточно прочно при
небольших деформациях труб. На поверхности стекла не откладывается парафин.
Однако покрытие стеклом имеет ряд недостатков. Один из них – образование
микротрещин в стекле при покрытии им трубы. В результате образуются очаги
коррозии металла и местного отложения парафина у трещин. В настоящее время
отрабатывается технология покрытия, уменьшающая трещинообразование. Второй
недостаток – разрушение стекла при деформации труб. Причиной этого служат
различные модули упругости металла (0,21–106 МПа) и стекла (0.057–106 МПа).
Вследствие этого при растяжении металла труб тонкому слою стекла передаются
большие усилия, нарушающие его целостность. Это сказывается при больших
глубинах подвески труб и при транспортировке их, когда трубы не предохранены от
изгиба.
Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо
защищает их от отложений парафина. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при
деформации труб смола не трескается. Но она имеет свои недостатки. Температура,
при которой можно применять смолы, невысокая – не более 60 °С. Покрытие труб
стеклом и эпоксидной смолой рассматривается как эффективное средство борьбы с
отложением парафина. То или иное покрытие необходимо выбирать в зависимости от
условий эксплуатации.
В последние годы расширяется применение эмалированных труб .
Они обладают наиболее прочным покрытием (значительно прочнее стекла), высокой
температуростойкостью, морозоустойчивостью и гладкой поверхностью, на которой
парафин не откладывается. Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы покрываются
несколькими слоями эмали. Технология наложения эмали значительно сложнее
технологии покрытия стеклом и эпоксидной смолой.
Общий недостаток покрытий то, что место муфтового
соединения труб остается незащищенным . В этом месте можно устанавливать
эластичные проставки, перекрывающие незащищенное место, или протекторные
кольца, потенциал материала которых таков, что кольца корродируют сами, защищая
от коррозии близко расположенные участки трубы. Однако такие меры практикуются
редко, так как они имеют крупные недостатки.
Пакеры
при эксплуатации устана
1.2.1. Насосно-компрессорные трубы. Реферат. Технология машиностроения.
Реферат Биохимический Метод Изучения Наследственности Человека
Курсовая работа: Фразеологизмы русского языка
Реферат: How Hitler Rose To Power Essay Research
Реферат Титульный Скачать
Курсовая работа по теме Эффективное управление в таможенных органах
Курсовая работа по теме Організація природоохоронної роботи й екологічне виховання школярів у літніх таборах
Расчет Привода Курсовая Работа
Сочинение На Тему Осень Любимая Пора
Дипломная работа по теме Кредитование в российских банках и пути его совершенствования
Контрольная Работа На Тему Химические Реакции
Реферат: Понятие мировоззрения: миф, религия, философия
Курсовая Работа На Тему Анализ Оборотных Средств В Ооо "Прогрессконтакт"
Сочинение На Тему Религия Моего Народа
Курсовая работа по теме Оценка стоимости предприятия ООО "Сладкий рай"
Дипломная работа: Анализ категорий времени и пространства в романах "Дом без хозяина" и "Бильярд в половине десятого" Генриха Белля
На Дне К Какому Направлению Сочинение
Реферат: The Death PenaltyA Essay Research Paper The
Курсовая работа по теме Організація, планування і шляхи підвищення економічної ефективності виробництва кукурудзи на зерно на площі 320 га в умовах східного регіонального управління ПРАТ 'Райз-максимко'
Реферат: The Rocket Science Of Tennis And Its
Гражданское Право Источники Принципы Реферат
Дипломная работа: Сроки в гражданском праве
Реферат: Социология социальных проблем: аналитический обзор основных концепций
Реферат: Церковный раскол, его сущность и социокультурные последствия