Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

19 страниц

258.00 ₽

Купить РД 39-0148070-303-85 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Руководство устанавливает требования к технологическому процессу, схему, порядок и технические средства его осуществления. Руководство распространяется на технологию сепарации нефти на месторождениях Западной Сибири с газовым фактором до 400 м3/м3 не первой ступени сепарации.

  Скачать PDF

Действие завершено 01.02.1989

Оглавление

1 Общие положения

2 Требования, предъявляемые к технологическому процессу

3 Технические средства, необходимые для осуществления технологического процесса

4 Технологическая схема реализации технологии

5 Порядок пуска технологического процесса сепарации нефти для месторождений с высоким газовым фактором

6 Требования безопасности и влияния на окружающую среду

7 Возможные неисправности работы оборудования и способы их устранения

Приложение. Методика расчета УПО

Показать даты введения Admin

Министерство нефтяной промышленноехл

усраювч

Производственное ордена Ленина и ордена Трудового Красного Знамени объединение хаяшефть

Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности

Минкстарстао нефтяном прчымад**,# at*


СОШСиШО

Заместитель начальника управления по развитию техники» технологии и организации добуди нефти и газа /

авадян



гтши*

\ Начальник Технического управления лЬшефтепрома

«V ,4^-^||,*ц>>|


РУКОВОДЯЩИЙ документ


ТВХН010ГИЛ ДОБЬЧИ Н&Ш ИЗ ПУКШ ИСКИВАШНЫЛ СХВАШ ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКОЙ С ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫМ ШУНкКРОМ

П 39-/-/OV9-W


J..UJ__IT л


НАСТОЯЩИМ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН


^■кироким иаучно-мосдеяомигмьоким и преемник инотгугек нефтяной Прв|<|б^^^д^ (ЕиИ11ПИ11«фп)


^рвкп>р4к^'д»тхй.'м^фг^    Л^~

Ответетвенян# ЛаййШВмлн :    у    „ _ _

ет.яяженер, руквво^тиртеми .    К.Р.Ураеакев

Инженер    ■    и&л    В.й.йминяав»

У." р.З. Ахмадмии


Н.Ф.Каге рмемеа


Инженер


Споппиитш 1 Нач. 1ШГ У 3 НГДУ Уфанафта


Г.Х.Кннеикеае


9

снижении давления гюд дмЗДереиикадвным плунжером ниже давления наомиммя»

6, ТРЬ&БАНИЙ ВЙОПАСНОСШ

Проведение ребот ие глубинно-насосной установке с диЭДе-ренмиальным плунжером должны оеувествляться в соответствии о разделами I, Ч$ 5 "Правил безопасности в не^тегазодобмааваеЗ проммаленности'1, утвержденных Госгортехнадзором СССР 31.01*7*.

7. ВОЭМШНШ ОЖЛОНЬНИЙ ОТ НОРМАЛЬНОЙ РАБОТУ ТЬШДОГКЧЬСШ СлЬКз И CnOCwBbi ИХ УСТРАНИМ я

При изменении давления жидкости на приеме насоса производив ся перерасчет параметров дж^ереиинального плунжера по методике» приведенной в рекомендуемом приложении 2 (пример расчета при* веден в справочном приложении 2а).При очередном подземном ремонте параметры из мен я в тс л в соответствии с перерасчетом.

IP

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1.    Николаев Г.И.* Уразаков К.Р*Р*» Валеев M.I. <-о верее нет нова-нив эксплуатации наклонных и обводни ми хс я охважин. - Нефтяное хозяйство. М., I960, В I, о-5?-35,

2.    Новое в развитии техники и технологии меха ни в и ровен них способов добычи нефти. - Обзор зарубежкой литературы* Серии добыча, М.; 8НИИ0ЭНГ, 1974, - 42 с.

3.    Николаев Г.И., Уразаков К.Р. Оптимизация профиля никл о иной скважины для штангового глубиннонасосного способа добычи нефти. - РНТС/ВНИИОЗНГ, Нефтепромысловое дело, 1962, В6,

сЛ9-22.

4.    А.с. # 914606 (СССР) Скважинная наоооная уотаноака/Важнитн нефть; Авт.нзобр* К.р.Уразакоа, С*С.Закиров, М*Ф.Вахитов, За^Ал. 22*06.60. А 1976495; Опубл. в В.И. 1962. й П.

5.    Разработка технологических мероприятий для повышения эффективности эксплуатации скважин производственного объединения Ьаижефть: отчет/Бвшнипинвфт*»; Рук.темы О.ГЧГафуро», 2578, ммг»$ Б717167, Уфа, 1976, - 151 о»,

6.    Адонин А.Н. Добыча нефти йтанговыми наоооами. - М.; Недра, 1979, - 213 о.

Пр»г*ожчвж* 1

Pwj.t

л

Продолами* приходами* I


Технологически* ох «мы кокаонодок о<5орудоткия ддд добыча нефти я* глубоких мокридлешанх окмш




Рио. 2


Рио.З


f3

ПРИ1ССШЕ 2 рекомендуемо*

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ УСВН С ДНМБРаШШЬНЫМ ШУЛЕРОМ

Дм епредедекяя интервале возможной установки лнфферен-шшмого акушера (рио.1) и расчета нагрузок на гокоаку <5а* каяоира отаика-качадки необходимы иоходные данные:

I. Глубина подвески основного иасооа

£ • " *

2.    Диаметр основного насоса, Ctjm м;

3,    Диаметр среднего насоса, d, м; Диаметр верхнего насоса или внутреи-иай диаметр полых атанг,

5,    Доли атанг о диаметрам! 0,016;

0,019; 0,022; 0,С25 и колонне ■тамг ниже дифференциального пхун-жара соответственно: £ш*

ЧгЛ' *25Н»'

6,    Вео погонного метра штанг в воздухе о диаметрами 0,016; 0,019; 0,С22 0,025 м и полых атанг соответствен-не. ^*16.^19' ^22» ^25,^*»^^

7,    Вео погонного метра атанг в кидкоо-ти о диаметром 0,016; 0,019; 0,022 0,025 м соответствен нс

^22Ь*    Н/м;

В* Модуль упругости м» терм ала атанг,

*е Па?

9. Площади сечений тел а тан г с диаметрами 0»01бр 0,019 0»022;    0,025    м    и    полых    втаиг    соо таете тленно /f j^»

/гг* Jгь> /п « *

Ю. Внутренний диаметр иаоовие»кемц$*иоо1мьх труб,Юш *р XX, Площадь сечения тела насоено-комщесоорных труо»

х. »2<

13, Число качаний станка~качадки, П , о р Р*, Давление в системе обор* жидкости, РА » flap

15,    Давление в за труби ом пространства, Д , Пар

16, Плотность откачивавши жидкости, jQpc * кг/м^р П.КоэЭДициент сжимаемости откачиваемой жидкости»

уЗжг/п«Л{

16.давление насыщения жидкости,/* , Па;

19, Коз44иимент запаса, К ;

20,    Расстояние от устья скважины до нижнего конца первого искривленного участка, &ut* * (рио.2)

21, Расстояние от устья скважины до нижнего конца вторе*» го искривленного участка, /гиг* м (рио.2)

1.Интервал возможной установки диф»!еренциальиого насоса (ЛИ) лежит между устьем скважины и основным насосом,Максимальная (минимальная) глубина уотаноьки ЛИ определяется равновесие ем силы, способствующей движению плунжера АН вниз и яаляющей-ся функцией расстояния от устья окважины (    и    силы»

препятствующей движению плунжера ЛИ вниз» также являетейоя функцией расстояния сА=/<й>. с учетом коэффициента вапе* оа к ,

Jfe

X

Расстояние от устья окважины» на котором Д * Рп определяется по формуле (1)» м :

-------Д

t- &?85(d?~d*)(Pa -R)+25000(dt dXf.

Рио .8

46

гд* У'жм определяется по формул* (2), Н/м

"Уж* ~ '%2-5*е    lffS#e8/S0    *    (2)

Возможны четыре вериент» стптн* сил Рс ы Рл пры itu0, iPco иДЛ определявшего интервал возможней установки

ЛН:

^Ло>Ло •    £>>0    S интервалов возможная установки

Jo.^f Сосли/»?^ , то J 0,/л^(рис.За);

в) РсО^Р»* W :]t. М (вели ^гь , то ДН уо~ тан о вить невозможно) # (рис.Зб);

в)    РсМо ,pt<Ot jo, £/" (рис.Зв) j

г) ' Рсо'Рпо*    0 ; ДН установить невозможно (рио.Эг)

Силу/U определяем по формуле СЗ), Hs

Vco^ ifмж    (3)

Силу Рпо - по формуле (<0, Н «

Р,.*к[(Р*-РЖ-'0+2ММ«+‘(31    (*)

При использовании формул (I) и (4) необходимо принимать 10^ Па при замене верхнего плунжера полыми штангами*

2*При применении ДН с установленными в его плунжере обрат* ним клапаном происходит разгрузка штанг и головки балансира станка-качалки»

Разгрузка штанг ниже ДН происходит вследствие снижения давления под плунжером ДН от Pf до Pt из-за освобождения им большего объема, чем объем жидкости, подаваемый основным насосом.

Давление под плунжером ДН т начале хода вверх, П« :

р1>^Л * Л    о)


Pi

уу^

Pc&s

V/s/s/^ r .

s

<> *




(<{ШШ, * интор&ал /аумеменом    //

fue.3


if

Давление в коние лох* вверх, Пе :

р-р _ (d.'-d!)' S._    (6)

* ' ({,-е,)

Необходимо отметить* что коо^фиинент сжимаемости жидкости значительно меньше, чем гаэожидкоетной смеси* поп тому существен но понизить давление под ДН ниже Рт навозит! о«

Следовательно, если * результате раочета по формуле (6) имеем » то для /прошения дальнейших расчетов принимаем Рй*Р Формула для определения величины раэгрувки штанг а Н нише

*    «/:.=/й-4)&‘ч')    (7)

Величина разгрузки штанг и головки баланонре выше ДН определяется выталкивающей силой, действующей на плунжер ДН, Н г

Формула (в) пригодна также для раочета величины разгрузки штанг выше ДН и головки балансира станка-качалки, если в плунжере М не установлен обратный клапан.В атом случае

Э,Максимальная нагрузка на головку балансира отанка-ка-челки определяется по упрошенной формуле Внриевокеге, Н :

Л,**О.бв^пР* )/iS. -,Л

где ^-воо столба жидкости, Н

<п>

(»)


PJ -вео колонны штанг в жидкости, Н

COi'JACOB ДНО;

Продолжение титульного л йота РД 39"

Директор ШКИ

' г ?*

Начальник лроизтстеенДоео отдыха добыч* нефти м Гцъ* объединения «««нефть

Ф,Г,Ахумев

Председатель областного комитете пго4союяа рабочих ие4т*я*я и гаеоооЯ премиохемнооти

49

P~ “lt0 ***оинм штанг в воздухе, Н t

с(, -яиямвтр втадг, n;


Л-Ч S'-

сно

р“    *YaS*»+¥«C)<№

Д.=


У» -пяотадя овчяния тела штвиг, Для ступенчятвй квлон-ин яма ото Д, подопмяом

Крон* того, в формуле (3) для ступенчатой колонны штанг необходим» вместо лС подставить tfl 9» • м

<i7)

Формулу (5) можно испольвоветь как для расчета максимальней

иагруакм на голому балансира станка-качалки при применении данной технологии, так для ранее суаествушшсйДсдн дифференциальный плунжер не применен, то в формулах (12), (13) и (15) необходим» принимать f% *0f в формуле (Ю) лГшл тоже будет рама .

УДК 632.276.53

Технология добычи нефти штанговой установкой а 4м|ференциадь~ ним плугаером разработана впервые на оонове результатов исследований, проведенных в £ашнипинефти совместно о НГДУ Уфииофтв*

Технология применяется при эксплуатации глубоких наклонно направленных окваяин.

Авторы : К.Р.Ураэаков, Э.З.Минликае», Р.З А>мадга«<# (Башнипинефть)

Р.Х.Кинзикеев (НГДУ Уфанефт ь).

тошш* док/мьнт

ТШОЮШ ДОГМ Н£Ф1М из шкжих ИСШВИИНЬа СКВАкИИ ШТАНГОЬОи насосной установкой с mi&mwuuihk ляунвером <уоен) и 19-J~ tow* W

Вводится впервые

Приказом производственного ордена Ленина и ордена Трудового Красного знамени объединения Бзянефть

ОТ 22»U5<fe4._ *    225_

орел введения в действие установлен с 1«С7.Ь4,_

Настояаим документом следует руководствоваться при зкопдуаташш покривленных н наклонно направленных скважин «танговой насосной установкой о дифференциальным плунжером.

Документ обязателен для предприятий объединения Башнефть и может битв рекомендован к применение на других месторождениям оо скважинаw осложненного профиля.

I, СЕйЬ ЛС10ДШКЯ

1*1.В наклонно направленных и искривленных скважинах теней ей о ста искривления ствола скважины более 2,5° на Ю м), з копя уа тируемых глубинными ютанго!ыми насосными установками, г результате увеличения силы трения в паре "ятанга-насосная тру*ви значительно увели читается нагрузка на головку баланс»-

A

f* стенка-качалки, что снижает 944активность добычи нефти*

При стон снижается надежность работы установки в целом, увеличивается износ ©танговой колонны, уменьшается межремонт-ныя период работы скзшшны (в дальнейшем М*Л),

1.2    Для уменьшения осложнений при эксплуатации скважин с сильнсискривлснмым профилем ствола по данной технологии, столб откачиваемой жидкости, расположенный между устьем скважины и перед участком набора кривизны ствола скважины, при ходе штанговой колонны вверх отсекается и поднимается отдельно; том самым достигается снижение эйлеровой силы трения, вызываемой натяжением штанговой колонны под действием веса откачиваемой продукции*

В качестве отсекателя применяется дифференциальная плунжерная пара, состоящая из дифференциального цилиндра смонтированного на насосных трубах, состоящего из двух ступеней меньшего и большего диаметра*Дифференциальный плунжер снабжен обратным к лапан ом* Дифференциальная плунжерная пара устанавливается перед участком набора кривизны окваяи ны,Обратный клапан при ходе балансира вверх отсекает отолб жидкости.

1.3    Для упрощения спуско-монтажных работ малая ступень дифференциальной плунжерной пары может быть выполнена в виде колонны полых штанг с обратным клапаном, связывающим внутренний канал большей дифференциальной ступени плунжер о устьем скважины, а колонна НКТ снабжается обратным клапаном, расположенным непосредственно над дифференциальной плунжерной парой выше верхней мертвой точки хода плунжера,

1*4,Глубина опуока насоса - не более 1600 м,

1,1>вМйжремонтный период работы установки предка мгается равным 160 оут.

5

2.    ШНИЧЬШЕ СШСШ, НЫЕХОДИМиЕ Д|Н

Qmwmmn тшологкчвашго пьцвсса

2 ,1*Ь качеств привода установки используется о тан о к-качалка по ГОСТ 5666-76»

2.2 > ид кость откачивается втанговкм насосом по ГОСТ 6*14*1.78.

З.З.Штангова* колонна состоит из ятаиг ЕН 19, Ш 25 по ГОСТ 13877*80.

2.4»£ольвая ступень дифференциальной плунжерной пари компонуется о использованном атамгового насоса НГЙ-55.

ГОСТ 6400*78.

2.5, Малая ступень дифференциально*) плунжерной гари выполнена в виде колонны полых а тан г ЕШ-*2х3.5, (выпускаемых

эй иолом им«Сардарова Азербайджанской АССР).

2.6. Для работы с полыми в тая гаю* применяется элеватор гит ЗТДРЛ2,5 и ключ типа КТД-56,

2,7.Обвязка устьевой арматуры при использовании полых атаиг производится с использованием комплекта оборудования по    *    ,    ТУ    26-16-110-81, Рост 6266-73, ТУ 26-16-6-76.

з, вumi сквшшы ддн осикклнкя процесса

3.1 .Для осуществления пропссоа добычи нефти выбираются < *в««ипи производительность* от 0,5 до 60 м^/сут, с обводнен-fpnrn добываемой жидкости в пределах 0 - 30    90    S.

3. ?»6мбвра*тс* *х1яж1*иы, отличающиеся сложность» профиля стцоке, по ин1гли11огртмм1ем м динамо граммам роботы насосов.

6

н. схш, тошттъ ия (юушесшашй ттк И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОШШОБШЯ

^.Технологическая схема глубиной*сосной установки о применением дифференциального плунжера представлена в обяаа-тельном приложении I»

**.2.Компоновка дифференциальной плунжерной парк осуяесгаля ется согласно чертежам» утвержденном в установленном порядка, приведенным в приложении 3,

5. ТБаКОЮГИЧККИм ПРОЦЕСС

5.1, Подъем жидкости на вертикальном участке отвала скважины осуществляется при помощи дифференциального плунжера, а на искриьяенном участке - при помоги плунжера основного на**» оа.Для этого перед участком набора кривизны ствола скважины в насооно-комлрессорных трубах устанавливается дифференциальный полый цилиндр и входящий в него дифференциальный плунжер о обратным клапаном, установленный в штангавой колонне» причем плунжер малого диаметра соединяется о головкой балансира, а большего диаметра - с глубинным плунжерным насосом*

5.2,    Ад я осуществления технологии предлагается две схемы компоновки насосного оборудования:

5.2.1. Первый вариант - о применением полых штанг;

5.2.2. Второй вариант - без применения полых штанг*

5.3.На техно л огиче окой схеме» приведенной на риоЛ обязательного приложения I изображен общий вид установки (1 вариант). Установка содержит станок-качалку о головкой балансира I, малую ступень дифференциальной плунжерной пары 2, снабженную обратным клапаном 3, выполненную » виде колонны полых штанг и

7

овязывеюиу* большую ступень ди44е*енииального плунжере 4 о устьем скважины, которая при помаши ятей готой колонны 5 соединено о основным штанговым насосом 6,Колонне иесосно-конпрессор-ныл труб (НКТ) 7 снабжена обратным клепаном б, соединявшим полость НКТ о эатрубным простремотвом 9.

втамгоаая глубкино-иасосивея установка работает следующим образом,При ходе головки балансира I вверх происходит процесс всасывания основным плунжерным насосом б, при стом в дис^е ренина ином плунжере * закрывается клапан 3, отсекается часть столба жидкости» расположенная выве ди^еренинального плунжера я, я результата чего снижается сила» прижимавшая штанги к насосным трубам и уменьшается сила трения на участке набора кривизны в паре штанговая колонная - насосная труба 7,При этом урван» жидкости в эатрубном пространстве 9 снижается.Обратный клапан 3 позволяет парвпуотнть часть жидкости» заполнявшей колонну НКТ в момент запуска скважины» в затрубное пространство 9» за счет чего уменьшается давление на ди^ереникольный плунжер

Затем головка балансира 1 соверепет ход вниз, происходит npouaco нагнетания. При этом клапан 3 дм${ерснииельного плунжера Ч открывается, пропуская откачиваемую жидкость, которая отбирается через колонну полых штанг 2.

Использование конструкции о полыми штангами (см. приложение!) позволяет облегчить проведение спуско-подъемных oneраций.Установке обратного клапана б на насосно-компрессорных трубах предупреждает попадание свободного газа в колонну НКТ, и тем самым, отпадает необходимость установки уплотните*ьных элементов на устье скважичн между колонками НКТ г штенг.

Вследствие снижения нагрузки нс головку балансира и уменьшения сияы трения «ряду НКТ г втангами на искривленном участ-

8

ка скважины повышается КПД установки* увеличивается мешремонв* ный период работы скважин.

Вов ото позволяет повысить надежность работы окважиимей неоосной установки » ж скривленных и наклонно непременных охва-хинах,

5#4*Ьо»моаине еериентн компоновки УСВН о дифференциальным плунжером пока вены не рно.2, 3 при ложен мл I;

вариант 2а)-дифференциальный насос выполнен > виде двух плунжеров с обрети им клепаном н о мх цилиндрами;

вариант 2б),дифференциальный насоо выполнен в виде двух плунжеров о кх цилиндрам* без обратного клепана;

вариант Эе)-верхи*я плунжерная пере дифференциального не*» coca выполнена в виде колонны полых в тан г о обратным клапанам;

вариант Эб)-верхняя плунжерная пара дифференциального на* coca выполнена в вида колонны полых штанг боа обратного хлапА-но.

Наиболее рациональный является применение коыпоновок Зо и Зб*

Компоновки 2б и Зб следует применять в том олучао» аоли глубина расположения искривленного участка на правыааат мак* синельно возможную глубину спуска дифференциального плунжере*При использовании донных компоновок столб жидкости ио отсекается» но за счет дейотвия выталкивающей силы но дифференциальный плунжер сило, прижимающая штанги к трубам но участке искривления снижается»

Эффективность использования схем 2а и За определяется давлением насыщения газа в откачиваемой щодукиии.Прн высоком значении давления иеоыщения разгрузка штанг if иже дифференциального плунжере будет незначительной вследствие резкого возрастание коэффициент» сжимаемости откачиваемой продукции при