Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

37 страниц

319.00 ₽

Купить 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

Документом следует руководствоваться при эксплуатации искривленных и наклонно направленных скважин штанговой насосной установкой с дифференциальным плунжером.

Оглавление

1 Общие положения

2 Технические средства, необходимые для осуществления технологического процесса

3 Выбор скважины для осуществления процесса

4 Схемы, необходимые для осуществления монтажа и эксплуатации оборудования

5 Технологический процесс

6 Требования безопасности

7 Возможные отклонения от нормальной работы технологической схемы и способы их устранения

Список использованных источников

Приложение 1 (обязательное). Схемы штанговых скважинных насосных установок

Приложение 2 (рекомендуемое). Методика расчета параметров УСШН с дифференциальным плунжером

Приложение 2а (справочное). Пример расчета

Приложение 3 (обязательное). Комплект конструкторской документации на УШСН с дифференциальным плунжером

Показать даты введения Admin

Страница 1

ГТЮ

Змннстерстм нефтяной 1гроыыиленност1

Производственное ордена Ленина и ордена Трудового Красного Знаиени объединение депнефть БаякарскиА государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности

ТЕХНОЛОГИЯ ДОБУЧИ Н2йТИ ЯЗ ГШОШ ИСКРЯВЛЕШШ СКВАХИН Е? АНТОВОЙ НАСХИОЙ ТСТАНОВКОЙ С ДИ»*Е?ЕВ1ДШ:ШМ CUHXKPCM (7СШН)

П 39-I-I049-8A

усра-юач

Страница 2

Министерство Нефтяной прошдем. turn

СОПАСоЬАЫО

Заместитель начальника у п ре в л см и я по ре а вити о техники, технологии я организации до<5 нефти и газа у

   авадян

m&HUuuo

(Начадьник Тв*н*чесл#ге управления %янефтепроыа

.Eiiuhii

'KV

7^4±

РУКОВОАШИ ДоКУМЬНТ

твхнодопю лоьчи нв*тм из шаш

ИСКНВДШШ СКВАкИН 1ТАНГ0В0Й НАСОСНОЙ УСТАНОВКОЙ С ДШЕРКНЦШЫШМ ЛУКаЬРОМ РД 39~/-/ОУ9~*У

Л.Д.1 J—I г

ндсхошм документ разраютан

Башкирским научно-исследовательским и преектмым мм от» ту тем нефтяной npoi^Si^j^m ( Беамилимефть)

у/и -•    *Л

I, ( «Д^.мхн» IboW*1

Директор, I

Ответственны# йбИОлнЬ^ели: от.икиенер, руководи

Инженер Инженер

/InAyS*

На*«Кегермеиев

•Уреаакев

Р З Ахывдмии

Се'исполнитель г Нач. 1ШГ У 3 НГДУ Уфаиефть

Г, Х.Кмнвииве»

Страница 3

Продолжение титульного листа РД 39-

ССШШЫШ): i»|«nTop ВНИИ

' » J *

Нячаллняк проюоодстинЛого отдана добыча и»4 т» я Тала ОбкОДИИОНЯЯ оняиофть

Пролоодатадь областного комятота пЖсооа рабочял иочтчл"» я гяаояоЯ промыяаяниоотя

*.Г.А*)ГН01

Страница 4

УДК 622.276.53

Технология добычи нефти атангопои установкой о 4и!фвранци#дь-ним плункером разработана впервые на оонове результатов нсоладова-ний, проведенных в Ваанипинефти оовместно о НГДУ Уфонвфтв.

Технология применяется при эксплуатации глубоких наклонно направленных окваяин.

Авторы : К.Р.Ураэаков. Э.З.Минликаев. H i Акма«1Н«1( (.Баюниринефть)

Р.Х.Кинзикеев (Н1ДУ Уфаивфтв).

Страница 5

ШНОиГИЯ ДОГАМ HW1M из глубоких

МСЛГМЫШНЬа СКВАкИН ИАНГОЬОл HACOCHOii УСТАНОЕКОИ С ДИНоШМАДШЬМ МУНкБРОМ (УОТ)

F1 Э9 иУ-/ДО~8У

Вводится впврые

Прага лом производственного ордена Ленина и ордена Трудового Красного знамени объединения Бдее^тъ

ет B2.u5.b4._ »    225_

срок введения в деяствие установлен о U С7.Ь4._

Нестоящим документом следует руководствоваться при ORoatyarauBM иокрмвденных и наклонно направленных сквадин «танговоЯ насосной установкоВ о димерен икал ьным плейером.

Документ обязателен для предприятий объединения Важность и может быть рекомендован к применение но других месторождениях оо окважине>е1 осложненного профиля.

I. О&ИЬ ПЫОкЖИЯ

1*1.В наклонно направленных и искривленных скважина* теней тоста искривления стволе скважины более 2,5° на 1C м), эксплуатируемых глубинны»* етангчиыми насосными установками, г результате увеличения оичы тгеиия в паре "атанга-насосиая ггу^е" ?начитая».,«о увеличивается нагрузка на головку бачянси-

Страница 6

A

ре станка-качалки, что сникает эффективность добычи нефти.

При этой снижается надежность работы установки в целом, увеличивается износ штанговой колон-ы, уманьваатоя ыекремоит-ный период работы скважины (в дальнейшем МЛ).

1.2. «Для уменьшении осложнений при эксплуатации скважин с сильноискривлснным пропилам ствола по данной технологии, столб откачиваемой жидкооти, расположенный между уотьам скважины и перед участком набора кривизны отвода скважины, при ходе штанговой кол ниы вверх отсекаетон и поднимается отдельно; том самым достигается снижение эйлеровой силы треимя, вызываемой натяжением штангогой колонны под действием веса at-качиваемой продукции,

Б качестве отсекателя применяется ди^ереиииальиа* плунжерная пара, состоящая из дифференциального цилиндра смонтированного на насосных трубах, состоящего из двух ступеней меньшего и большего диаметра.Дифференциальный плунжер снабжен обратным клапапои..Ди4фер*нииальная плунжерися пара устанавливается перед участком набора кривизны сква*. мы.Обратный клапан при ходе балансира вверх отсекает отолб жидкооти.

1.3. Для упрощения спуско-монтажных работ малая oiyntHb дифференциальной плукжертой пары может быть выполнена в вяде колонны полых штанг о обратным клапаном, связывавшим внутренний канал большей дифференциальной отупени плунж*|а о уотьем скважины, а колонна НКТ снабжается обратным клапаном, расположенным непосредственно нал дифференциальной плунжерной парой выше верхней мертвой точки ходи плунжер*.

1.4. Глубина опуока насоса - не более I0U) м.

ремонтный период работы уотжноекм иредпояогаатся равным 160 оут.

Страница 7

5

2.    ТЪлНИЧЬШЬ CIUCTbA, HEO&GJWXuE Ш

осльстъаышп телнодоП’.чбского процесса

2.1. Ь кечеотве повода установки используется отамок-ка-•<1Ш по ГОСТ 5666-76,

2.2. *идкеоть откачивается штанговым насосом по ГОСТ f %*»Ч -78.

2.3. Ктангоаая колонна состоит из итаиг tH 19, 2Н 25 по ГССТ 13877-60.

2,4#Болаа<; ступень ди{<о;еиииальноЛ плунжерюй пары компонуется о и с голь jo ван кем жтамгового насоса КГИ-55.

ГОСТ б^а-78,

2.5. Малая отупань дн4<еренцвально.1 глумгерноя пары выполнена в виде колонны полых итанг ЕШ-А2хЗ,5, (выпускаемых заведом им,Сар1арова Азербайджанской ACCT).

2.6. Аля работы о полню* втангаю* применяете* элеватор •пи* ЭШЛ2,5 и кдлч типа КТЛ-56,

2.7,Обвязка устьевой арматуры при использовании полил етенг производится с использованием комплекта оборудования по    •,    ТТ    26-16-110-6*, Г\£Т 6286-73, ТУ 26-16-6-76.

з. вьвот скьышь ль оотрселняя процесса

3.1.Для осуществления пропссоа добычи не$ти выбирагтоя * *веянии проиэводвтел!моотьо от 0,5 до 6С м^/сут, с обводнан-•'опгп добывагмоЯ жидкости в пределах 0 • 30 /, 75- 90 2.

3, ?# В мараете* vvPBxfHii, отлвчаивиеск сложное-»-® профиля птепка, по им*, килограммам к дмнамог]гаммам работы насосов.

Страница 8

6

н. схем*. шыимш ш осуиесшшй

МОНТАЖА И ЭКСПШТАЛИ ОБОРУДОВАНИЯ

4.1. Технологическая схема глубинионасоомой установки о применением дифференциального плунжера представлена в обяаа* тельном приложении I.

4.2 .Компоновка дифференциальной плунжерной пары еоуаестадя-ется согласно чертежам, утвержденным в установленном порядка, приведенным в приложении 3,

5. ТБлКоАоГМЧБСКИм ПИН&СС

5.1. Подъем жидкости на вертикальном участке отвода скважины ооупостеляется при понови дифференциального плунжера, а на искривленном участке - при помоги плунжера ооновиога иаао-оа.Для итого перед участком набора кривизны ствола скважины а нжсооно-комлрессормых трубах устанавливаем* дифференциальный полый цилиндр и входлкий в него дифференциальный плунжер о обратным клапаном, установленный в штангоъои колонна, л.рмчам плунжер мелого диаметра соединяется о головкой баланомре, а большего диаметра - с глубинным плунжерным насооем.

5.2. Для осуаествлеиия технологии предлагается две охеыы компоновки насосного оборудования:

5.2.1. Первый вариант - о применением полых штанг;

5.2.2, Второй вариант - без применения полых штанг.

5.3.На технологической схеме, приведенно! на рис.1 обязательного приложения I изображен обший вид уотановхи (1 вариант'). Установка содержит станок-качалку о головкой 6а канон ре I, малую ступень дифференциальной плунжерной пары 2, оне^еиную обратным клапаном 3, выполненную в виде колонны полых штанг и

Страница 9

7

овязывасиуд боднув ступень ди^ер спинального плунжере *» о устьем скгажнмы, которая при помочи ятеиговоя колонны 5 соединен* о основным штанговым насосом 6,Колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 7 снабяена обратным клапаном б, соедмняввим полость НКТ о зетр.'бным пространством 9,

■таиговая глубвмно-иасосимя устаногка работает сдедуввим образом.При ходе головки балансира X вгерх происходит проиесо всасывания основным плунжерным иасосом 6, при этом в ди^ерен-ииа 1Ьном плунжере ** закрывается клапан 3, отсекается часть столба жидкости, расположенная выве ди4чеР*нииального плунжера я результата чего снижается сила, прижииаюкея станги к наоооным трубам и уменьшается сила трения на участке набора кривизны в паре ■танговея колонная - насосная труба 7.При этом уровень жидкости в затрубном пространстве 9 снижается.Обратныя клапан 3 позволяет перапуотнть часть жидкости, эеполнявяей калонну НКТ в момент запуска скважины, в затрубное пространство 9, за счет чего уменьшается давление на ди44еренииальныя плунжер

Затем головка балансира 1 согерсает ход вниз, происходит проиесо нагнетания,При этом клапан 3 ди^ерсниивльного плунжера * открывается, пропуская откачиваемую жидкость, которая отбирается через колонну полых «танг 2.

Использование конструкции с полыми стангами (см, приложение!) позволяет облегчить проведение спуско-подьеюых операция.Установка обратного клагян* 8 на насосно-компрегсориых трубах предупреждает попадание свободного газе в колонну НКТ, и тем ':ямым, отпадает иеоСходимость устеноеки уплотнительных элементов не устье скважины меяву колоннами НКТ и гтенг,

Вгхедстввя гнн*гнич нагрузим не головку балансира и уменьшения силы трения мряду НКТ г втамгамв на искривленном участ-

Страница 10

8

щ скважины повышается KIU установки, увеличивается мяжрямом* ныг. оврмод роботы скведын.

Во« это повволяят повысить надежность роботы сквяжиимяй ияоооной уотановхи » искривленных и наклонно направленных окве-нянях*

5.4.Ьовможнме варианты компоновки УСШН о дифференциальным плунжером покованы но рмо.2, 3 приложения I:

вярмаит 2я)*дифференциальный няооо выгюдням в видя двух плунжеров о обрятным клдпяиом и о их цилиндрам^

вярмянт 2б)-ди44врениняльный нясоо выполняй в вядо двук плунжеров о вх цилиндрам* бяв обратного клапана;

вяркянт Зя)-вярхнял плуннярнял пяря ДМфф 9рЯНЦИЯ1ЬНЯГЯ яя» сося выполнено в виде колонны полых втомг о обрятным кляпяием; вяриянт Зб)-верхняя плунжерная пяря дифференциальыягя мясо од выполнено в видя колонны полых ятонг бяв ябрятнягя клапА-ия.

Наиболее ряимоняльным является приненення кяыпяиявов Зя и Зб.

Компоновки 2б и Зб слелуот применять в том олучая, ооли глубже расположения искривленного участия на превышает максимально возможную глубину опуокя дифференциально™ плунжера.При испольвовании данных компоновок отолб жидкести ие етоекяется, но во счет дейотвмя выталкивающей силы не дифференциальный плунжер сила, прижимающая ятанги к трубам на участке мокриц лени* синжаетоя.

Эффективность использования схем 2* и Зд определяется давлением наоыяеиия газа > откачиваемой продукции. Пр« высоком значение давления наоыяеиия разгрузка итанг ниже дифференциального плунжера будет незначительной вследствие резкам иоэреотанмч коэффи?1ие1'те сжимаемости еткечиваемой прел у к ним п| в*

Страница 11

9

ом«мим Д1и1им ПОД ди^ереицмаддиим плунжером МИХ§ ДДЫДНМД иаоимиия.

б. трь&БАКиа азопдсяосту

Проведение работ на глубинно-насосной уотвмовке с дн^е-ронниадьннм плунж^ом доданы овутвсттлаться в соответствии о разделах* I, 5 "Правил безопасности в не^тегеэодобиваваеЯ промы*л«ниоспГв утвержденных Гоогортехнадэором СССР 31.01.7%.

7. ВСЭКЖНЫБ ОХШШШ ОТ НоРШЬНОЙ FAEOTb ШНОЮГиЧЬСКОа СлЬНа И СПОСОБ* ИХ УСГРАНЬНИй

При изменении давления хилкости на приема насоса производится парераомат параметров ди^аракииадьного плунжере по методика, привадмнной в рекомендуемом прилохенми 2 (пример расчета приведен в справочном приложении 2а).При очередном подземом р*-. монте параметры изменяете* в соответствии с перерасчетом.

Страница 12

10

СПИСОК riCnCt! ЬЗОЗАННУл источников

I. Николаев Г.И.. Уразаков К.Р. Р., Валеев N. I. ^оверввнствоеа-ние эксплуатации наклонных и обводнимыхся окввяим. « Нефтяное хозяйство. N.. I960, й I, о. 32-35.

3. Новое в развитии техники и технологии иехеки|ировеиних способов добычи нефти. - Обзор зарубежной lHTepeTypn. Серия добыче. М.; ЗНИИОЭНГ, 1974, - *2 с.

3.    Николаев Г.И., Уразаков К.Р. Оптимизация профиля наклонной скважины для «тамгового глубиннонасооного споооба добычи нефти. - РНТС^НИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело. 1962, .06,

с.19-22.

4.    А.о. ■* 914806 1СССР) Скважинная наоооная уотановка/Башнипи-нефть; Авт.иэобр. К.Р./разакоа, С.С.Закиров, М.Ф.Вахитов, Зй*м. 22.06.60. * 1976495; Олубл. в Б.И. 1962, й И.

5.    Разработка технологических мероприятий для повышения еффак-тивмости эксплуатации скважин производственного объединения Ьишиефть: отчат/Балнипинефть; Рук.темы 0.Г.Гафуров. 2578,

и*ъ й Б7I7167, Уфа. 1976. - 151 о*.

6.    Адомин А.Н. Лобыча нефти ятанговыми наоооами. - М.; Недра, 197*. - 213 о.

Страница 13

Пряхошпг» 1

rvo.l

Страница 14

r°«J

Z‘°|4

(ft    (o    •    Is    (°

кипах о

ствяхиИти unepjtrj «I ифйи юлроу »rr «икмогМоро х*аоноии»х нпхо «повмиогонхсх

I »км*«е>ш1о •MHtnoVodQ

Страница 15

ПРИДООДБ 2 рекомендуемо#

МЕТОДИКА РАСЧЕТА flAFAKETIbB УСИН С ДММЕРВШШЫШМ ШУЛЕРОМ

Алл определения интервала до* можно Я установки лифферен-шит дм о го плунжера (рноЛ) в расчета вагруэок на головку ба-лаиояра отанка-качалкн необходимы походные данные:

I. Глубина подвески основного касооа , n ;

2.    Диаметр основного насоса, ajm м;

3.    Диаметр среднего насоса, d • *; Диаметр верхнего насоса или вн утрем-кия диаметр полых стамг. d[• ы;

5,    Долм и таи г о диаметрам! 0.016;

0,019; 0,022; 0,С25 м колонне итанг ниже дифференциального плунжера соответственно: Cl6H*^IfiH*

^гн- *гя;

6,    Вес погонного метре штанг в воздухе о диаметрам! 0,016; 0,019; 0,С22 0,025 м и полых итамг соответствен-

«в, Гi6«#i9> ^Ггг* Угь.Уп.Нуб;

7,    В#о погонного метра атанг в жиддоо-тв о диаметром 0,016; 0,019; 0,С22 0,025 и соответствен нс Умь»

У 19l* ^2 2k* 2^23f    Н/**

в. Модуль упругоот» материала атаиг,

К. Па;

А

Л

о

IP.

о/-*

Рио.1

Страница 16

л

9,    Площади сечения тел штанг о диаметрам 0,01б; 0,019 0,022; 0,025 м и полых штанг иоотватст»енно /\^ f jj,

/22• /25» у/п • м

10,    Внутренний диаметр наомоио*KOMfifeucupMb* труб,^?# Ui

11,    Илоаадь сечения тела насоеио-комп|ас‘.огных ti>o.

Л» ^

П. Число качаний станка-качалки, Я , о~ ;

14.    давление в система сбора жидкости, Рл , (lap

15. Давление в эатрубном проотранотее, Ру , Па;

16. Плотность откачиваемой жидкости, jdpc »    *r/i?;

Г7 .Коэффициент сжимаемости откачиваемой жидкости,

Па"1;

16.Давление насывения жмдкооти, А» , Па;

19.Коэффициент запаса, Л ;

2С. Расстояние от устья скважины до нижнего конца первого искривленного учаотка,    и    (рио.2)

21,Расстояние от устья скважины до нижнего конца второго искривленного участка, У. иг»    и (рмо.2)

I.Интервал возможной уотановки дифференциального наоооа (ЛИ) лежит между устьем скважины и основным насосом.Максимальная (минимальная) глубина уотановки ЛН епредеяяетоя раииовеои-ем силы, способствующей движению плунжера ЛН вниз и я;<лявщей-ся функцией расстояния от устья окважины ( А-/ПЛ). и силы, препятотвуювей движению плунжера ЛИ вниз, также являюиейоя функцией ^асотояния (А=/сЛ>. с учетом коэффициенте запаса X ,

Расстояние от уотья окважины, на котором Рс • Рп оцредодяется по формула О), м :

/= a?85(J'-cl№-p>25000(dtop-t,    <ц

Страница 17

Рж),8

Страница 18

Y6

где /ж* определяется по формуле (2), Н/м

Ужы ~ Уг5ж &%*«* Хл*рSum+УпжЬт + )«л5ц *    (2)

Возможны четыре варианте сотмлмам* сил Рс и Рп при it *0, С/?<> иД#), определявшего интервал возможней установки

ЛИ:

•>&>&. L>o ; интервалов возможней уотаневки ]0jA[ (если ^%>Ci9 то ] 0,^f(pHC.3a);

б) РсокЯ.ч^>0 ; ]tt ,£[ Свели 4>/5 , то ЛИ установить невозможно), (рис.Зб);

») Рсо>Р*°, f,<0 ; Jo, S3 [ (рио.Зв);

г) РС0<Рп.. ?,<0i да установить невозможно (рио.Зг) СилуРсо определяем по формуле О), Hj

ГсГМш    (3)

Силу Ряф - по формуле (О. Н s

Pn.=«[(Pt'P№-<O+25000(ds О]    (4)

При использовании формул (I) и (О необходимо принимать Pf Па при замене верхнего плунжера полыми штангами.

2#При применении ЛН с установленными в его плунжере обратным клапаном происходит разгрузке итанг и головки балансир станка-качалки.

Разгрузка втанг ниже ЛИ происходит вследствие снижения давления пол плунжером ЛН от Pt до Р, из-за освобождегия им большего об>еме, чем обь*м жидкое^, подаваемый основным насосом.

Лавяение пол плунжером ЛН в начале ходе вверх, Пя :

<5)

Страница 19

- интервал    ytmmtt+f**

fug. 3

Страница 20

iS

Давление в bonus ход* вверх, По :

р-р _ Ы.'-dQ' S.__(б>

‘ * (£гО (0‘

Необходимо отметит*, что коо^иииеит оиимаеыооти жидкости значительно меньше, чем гав ожидкоотноя смеои, поп тому еушеотвлм ко понизит* давление под ЛН нижеРт невоамуж* о.

Следовательно, веди в результате реочет* по формуле (6) имеем РЛ<РШ % то для упровения дальнейших ресчет*! лрмиимеем *J) Формула для определения величины ревгруеви штемг в Н ниже

ЛН

<7)

Величине разгрузки штенг и головки беленомре выше ЛН определяется вытелкижевшей силой, действуем* не плунжер ЛН, Н t

Формуле (в) пригодна также для реочете величины разгруз-ки стемг выве ЛН н головки беленси ре отенка-кечелки, если в плунжере ЛН не установлен обратный клепан.В атом олучае

3.Максимальная нагрузка на головку балансира отанка-ка-челкн определяется по упрошенной формуле Вир.евокеге, Н :

А„ • ojseffcn?* fis.    j»o>

Где/^-мо столба жидкости, Н

an

Р" -мо колонны штанг в жидкости, Н

А    *

(И)