Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

31 страница

300.00 ₽

Купить РД 39-1-1122-84 — 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 разработано в соответствии с РД 39-1-149-79 «Классификатор ремонтных работ в скважинах и процессов повышения нефтеотдачи пластов». Оно устанавливает порядок и последовательность операций при смене насосов скважинных нефтяных штанговых, обеспечивающих безопасное и высокопроизводительное проведение работ и позволяет увеличить межремонтный период работы скважин и улучшить показатели текущего ремонта скважин.

  Скачать PDF

Оглавление

1 Общие положения

2 Подготовительные работы

3 Смена невставного скважинного нефтяного штангового насоса

4 Смена вставного скважинного нефтяного штангового насоса

5 Требования безопасности и охраны окружающей среды

6 Список использованных источников

7 Приложение

Показать даты введения Admin

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

РУКОВОДСТВО ПО ПРИМЕНЕНИЮ ТЕХНОЛОГИИ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ

РД 39 - ОМ8070 - 303 - 85

1985 г.

МИНИСТЕРСТВО ДОВОЮЙ ПРОШШЕНШСТИ

/У /Л.?.Гг .

ЛВЕЩРГ Главным инженер

. Вершинин

РУКОВОДСТВО Ш ПРШШЕНШ ТЕХНОЛОГИИ СЕПАРАЦИИ ДОТИ ДЛЯ МЕСТОРОВДЕШЙ С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ

РД 39-0148070-303-85

НАОТЯр документ РАЗРАБОТАН:

Уев.сектором    гС- - лв. <?#.    К.ф.Кинн

Зав.сектором    iv са ,и    Н.В.Пзстрецов

Сибирски» нйучно-нселедо?ательскиы институтом нефтяной промышленности (ОибНИИНП)

Директор

Ответственные

исполнители:

СОГЛАСОВАНО;

А.Г.Гумеров

л‘- . • ■ Директор ВНИИСПрне^^'**--:g--. :-*iE

Продолжение таблицы


Вид


неисправности


Причина неисправности


Способы устранения


вать регулятор уровня на нормальный верхний уровень (0,6 диаметра сепаратора)


Зам.директора по научной работе л -г в области добычи нефти, к,т,н.,    .    U

ГЫ

^4^


с.н.с., руководитель работы


1. С.Маринин


Зав.сектором нормоконтроля


Б.И.Артемьев


Зав.отделом техники и технологии сбора и подготовки нефти, к.т.н^ с. н. с., руководитель работы     ~ГУ


Ю.Й.Савватеев


^ав.лабораторией сбора и сепарации нефти и газа, руководитель раборы

Исполнители:


Н.Б.Кириллов


Ст.науч.сотр.

Ст.науч.сотр.

Мл.науч.сотр.

Мл.науч.сотр.

.Мл.науч.сотр,




Г.Н.Соболева П.А.Годунинл Г,В.Солдатова Л.И.Зарудняя

Н.М.Щеглова


9

приложении;


МЕТОДИКА РАСЧЕТА УШ

г. иаодж дашые для расчета

Атмосферное давление Ро, МПа Давление сепарации Рс, МПа Температура воздуха То, К Температура сепарации Тс, К Газовый фактор нефти на первой ступени сепарации &о , м®/мэ Коэффициент сжимаемости £

Производительность по нефти Он, мэ/сут Производительность по воде Q.B* м3/сут Производительность по жидкости Ож, м3/сут

2. РАСЧЕТ УШ

2.1. УП) состоит из трех участков: восходящего, горизонтального и нисходящего. Конструктивная схема УШ приведена на рис.1.

Диаметр восходящего участка может быть равен диаметру подводящего трубопровода или диаметру горизонтального участка и с углом наклона к горизонту не более 45°. Длина и диаметр подводящего трубопровода определяются по п.п. 3.3. и 3.4. Руководства по проектированию сепарационных узлов нефтяных месторождений и конструированию газонефтяные сепараторов” (ВНШСГТГнефть, СибНИИНП, Уфа, 1978).

Расчет диаметра горизонтального участка УШ производится следующим образом. Предварительно определяется расходное газо-

Расчетная конструктивная схеме УН


Д-А повернуто В-5 пьЬврнут:

4 - патрубок для отбора газа из трубопровода; 7 * нисходящий трубопровод Рис Л


II

содержание газожидкостной смеси ft по формуле:

Ъ ~     —    QИ5пр.

йг

ви + а* +(1г Qh !&пр. 13н i 1

где

Q.M-

Q*-

Gap-*

производительность по газовой фазе б смеси, приведенная к рабочим условиям (Р и Т) п конечном участке трубопровода перед УШ, м3/сут;

производительность по нефти, м3/сут;

производительность по воде, м3/сут;

количество свободного газа, приходящегося? на I ч3 нефти в конечном участке (приведенное к рабочим Р и Т)

Г = 6o-PcTf^

Ъпр    Рс    То ’’

Рс.Тс-

г .

параметры нормального состояния газа { Рс «= 0,1033 МПа, Те » 293 Ю;

параметры, соответствующие состоянию газе в конечном участке трубопровода пород УШ;

коэффициент сжимаемости газа, который в диапазоне рабочих давлений в сепараторе (0,6-1,6 МПа) может быть принят равным I;

газовый фактор нефти для условий сепарации. В каждом конкретном случае Gt определяется по кривой разгаэирования или по результатам непосредственные измерений в промысловых сепараторах. Для данной технологии газовый фактор по жидкости на должен превышать 400 м3э.

2.2. Качественный отбор газа с наименьшими потерями осуществляется при плоско-раздельной структуре потока. По расчитан-ному расходному газосодержанию £ и номинальной пропускирй спо-

12

сорности У1Ю по жидкости (X по графику на рис.2 определяется диаметр горизонтального участка. На графике находится точка пересечения прямой, параллельной оси ординат, соответствующей $    ;

и прямой, параллельной оси абсцисс, соответствующей Q . Из етой точки проводится вертикаль до пересечения с ближайшей верхней кривой. Диаметр УШ принимается равным значению, указанному на етойфивой.

По графикам рис.З для рассчитинного ^ и найденному диаметру определяется максимальная пропускная способность УШ, при которой структура потока становится раздельно-волновой, но качество отбираемого газа остается удовлетворительным.

Диаметр нисходящего участка принимается таким же, как и горизонтального участка. Угол наклона должен быть в пределах 6-15° к горизонту.

Длины горизонтального и нисходящего участков УШ берутся из расчета 15 диаметров, но не менее 15 м каждый.

3. ПРИМЕР РАСЧЕТА УШ

3.1. Исходные данные для расчета

Давление сепарапии Рс * 0 ,7 МПа Температура сепарации Тс * 293 К

Газовый фактор нефти на первой ступени сепарации Go * 200 мэв Ковффициент сжимаемости газа £ » I Производите ьность по нефти Qh * 7336 м3/сут Производительность по воде Qe » 664 мэ/сут Производительность по жидкости Цж * 8000 JVcyr.

13


Выбор диаметра трубопровода в зависимости от производительности и расходного гаэосодержания при устойчивой плоско-раздельной структуре потока



Рис.В


"т!4

Tf"

--IfOo

ix'

'X

_ МО*

t


°0,90    0,95    1,00


14

Выбор диаметра трубопровода в зависимости от производительности и расходного газосодержания при раздельно-волновой структуре потока

Рис.Э



15


3.2. Расчет УГО

3.2.1, Количество свободного газа, приходящегося на I мнефти в конечном участке (приведенное к рабочим Р и Т)

Gnp

*

«=29,514 м*/м8

Рс %    0,7-293

Э.2.2, Расходное газосодержение газожидкостной смеси ___OjLliifc__-     в    0,96

(wrft-Tc-X .    200-о .1033-293-1

Q*. Gnp + а н *■ Qe 7336*29,514 + 7336 +664

3.2.3.    По графику рис.2 По веданной пропускной способности УГО ро жидкости а ж в 8000 м3/сут и полученному расходному газосодержа-нив • 0,96 диаметр УГО Д > 1400 мм.

3.2.4.    По графику рпс.З наибольшая проипводитвг-'Нооть УГО диаметром 1400 мм Чж^» 16000 м3/сут.

Остальные конструктивные параметры находятся согласно

|)ИС.1.

руководство по применению технологии сепарации нефти для месторождений о выоокш газовым фактором

В.А.Нрейтер

Объем, о, 7 п.л. Заказ № '3

РД 39-014&070-303-85

Отв. за выпуск, редактор цодпиоано в печать 18.12.85г. Формат бумаги 60 эс 90 Vl6 Тираж 130 айв.

ротапринт СибНИИШ Тшень, ул. Орджоникидзе, 35

Руководство устанавливает требования к технологическому процессу и его схеме, порядок проведения и технические средства для его осуществления.

Приведена схема реализации процесса сепарации нефти месторождений с нефтенасщеннши подгазовыми зонами, а также при газлифтном способе эксплуатации скважин. Руководство распространится на технологию сепарации нефти с газовым фактором до 400 ms/m3 на первой ступени сепарации.

Технология предназначена для повышения качества сепарации Ж сокращения потерь нефти.

Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (СибНИИНП), 1985

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РУКОВОДСТВО ПО ПРИМЕНЕНИЮ ТЕХНОЛОГИИ СЕПАРАЦИИ 1ШВТИ ДЛЯ МЕСТОЮадЕНИЙ С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ РД 39-0148070-303-85

Вводится впервые

Срок введения установлен с 01.02.86 г.

Срок действия до 01.02.89 г.

Настоящее руководство устанавливает требования к технологическому процессу, схему, порядок и технические средства е^о осуществления.,

Руководство распространяется на технологию сепарации нефти на месторождениях Западной Сибири с газовым фактором до 400 m®/m3 на первой ступени сепараций.

I. ОБЩИЕ [СЛОЖЕНИЯ

I.I. На месторождениях с нефтенасыщенными подгазовыми тонами, а тахке при газлифтном способе эксплуатации екваяин существующие технологические схемы сепарации нефти не обеспечивают необходимого качества сепарации из-за большого количества газа, поступающего с нефтью на первую ступень сепарации. При атом наблюдаются большие потери нефти в узл. х сепарации зфчет уноса капельной нефти и бензиновых фракций с газом.

Назначение технологии - повешение качества сепарации нефти с высоким гаэовш фактором на первой ступени сепарации и сокращение потерь.

г

1.2.    Сущность технологий заключается в разделении потока газожидкостной смеси на жадную и газовую фазы в подводящем трубопроводе с минимальным содержанием в газе капельной жадности, дальнейшей сепарации жидкости в сепараторе и газа в гаэо-сепарвторе (каплеуловителе)» Жадность из гаяосепаратора (каплеуловителя) направляется в нонденсатосборник*

1.3.    Область применения технологии - первая ступень сепарации нефти на месторождениях с газовым фактором от 80 до 400 м8/м^*

2. ТРЕБОВАНИЯ,    К    ТШОЛОГИЧЕСКОМУ    ПРОЦЕССУ

2Л. Газовый фактор нефти, поступающей на сеяарацюв, не должен превышать 400 м83,

£.2. Давление сепарации 0,7 МПа.

При давлениях сепарации больше или меньше С ,7 МПа газовый фактор жидкости не должен превышать значения, определяемого предельной величиной расходного газосодержания fi * 0,9828»

2.3.    Технологический процесс обеспечивает сепарацию нефти до содержания капельной нефти в газе после первой ступени не более 0,5 г/мэ.

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА, НЕ0БХ0ДШЕ ДЛЯ ОСУЦЕСШШИ ТЕИЮЛОгаЧЕСКОШ ПРОЦЕССА

ЗЛ, Отбор газа из нефти перед сепаратором осуществляется из устройства предварительного отбора газа (УГО) новой более совершенной конструкции (а*с* № 869561, 783634), УПО состоит из трех участков: восходящего, горизонтального и нисходящего. Горизонтальный и нисходящий участки имеют одинаковый диаметр и длину, равную 15 диаметрам, но Не менее 15 м.

3

Угол наклона восходящего участка к горизонту около 4о°, нисходящего - не менее 8°. В нисходящем участке устанавливаются специальные насадки, над которыми через патрубок осуществляется отбор г#ь*. Диаметр УГЮ определяется в зависимости о? допустимой скорости движения смеси, расходного газосодержания и заданной производительности. Методика расчета УШ приведена в приложении.

3.2.    Сепарация нефти осуществляется в сепараторе по проек-* ту ГП 496.00.000 ВО, ЦКБН,(г. Подольск)*

3.3.    Очистка газа, отбираемого из УШ и сепаратора, производится в аппарате-каплеуловителе конструкции СибНИИНЛ и Гипро-тюменнефтегаза.

3.4.    Измерение давления в технологических аппаратах осуществляется манометрами по ГОСТ 8626 -77 с классом точности не ниже 1,0,

3.5.    Измерение температуры осуществляется термометрами по ГОСТ 2823-73 Е с ценой деления шкалы 1°С. и диапазоном от 0°С до 60°С.

3.6.    Отбор проб на входе и выходе технологических аппаратов производится пробоотборником по ГОСТ 2617-60.

3.7.    Для контроля параметров процесса сепарации на аппаратах и трубопроводах устанавливаются зонды и задвижки в соответствии с РД 39-I-6I-76 "Методическое руководство по исследованию сепарацион-ных установок".

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХШОГИИ

4.1. На рисунке представлена схема сепарации нефти. Продукция скважин перед первой ступенью сепарации поступает в устройство предварительного отбора газа (УНО) I, где происходит расслоение потока и производится отбор газа из наклонного нисходящего участка

4

Технологическая схема сепарации нефти

I - УПО; 2 - нефтегазовый сепаратор; 3 - каплеуловитель; 4 - конденсатосборнйл, 5,6,7,8 - задвижки НО - нефтепровод; П) - газопровод

э

трубопровода. Жадкость после УН) подается в сепаратор 2. В сепараторе происходит сепарация нефти, которая направляется на дальнейшую подготовку.

Газ, отобранный из УН) и сепаратора, направляется в гаэосепаратор 3 (аппарат-каплеуловитель), а после него - на ГПЗ. Жадность из гаэосепаратора 3 сливается в конденсатосборник 4. Из ковденсатосборника жадность поступает на вход последующей ступени сепарации или на прием откачивающего насоса. Конденсатосборник может быть исключен из схемы сепарации при условии обеспечения свободного слива жидкости из каплеуловителя под уровень жидкости в сепараторе первой ступени.

4.2. Технологическая схема выполняется с соблюдением следующих требований:

к одному УГЮ подключается ье более двух параллельно работающих сепараторов; каличество нефтяных сепараторов определяется в соответствии с "Руководством по проектированию сепарациоиных узлов нефтяных месторождений и конструированию газонефтяных сепараторов" (ВНИИСПТнефть, Уфа, 1978) на осьовг.лии опытных данных и в зависимости от физико-химических свойств нефти;

нижняя образующая горизонтального участка УШ находится на высоте верхней образующей сепаратора;

на входе в сепаратор устанавливается задвижка с условным проходом, равным или большим диаметра вводного штуцера в сепаратор;

уровень жадности в сепараторе и в емкости для сбора и удаления уловленной жадности поддерживается постоянным в диапазоне 0Я4 -0,6 диаметра аппарата;

диаметр трубопровода ввода нефти в сепаратор равен диаметру вводного штуцера на сепараторе;

регулирован:!* расхода жадности на входе в сепаратор задвижкой не допускается.

6

ь. шгадок ПУСКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА СЕПАРАЦИИ ШЪ\ ДЛЯ №Ш)ГОЯЩЕ»1Й С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ

ЬЛ. Пуск в работу технологической схемы осуществляется следующим образом, Перед подачей газожидкостной смеси на вход yw задвижку b (см.рис.) необходимо установить в положение "закрыто", задвижки 6,7 и 8 в положение "открыто". При этих условиях на вход УГО с узла распределения подать газожидкостную смесь♦ постепенно увеличивая расход жидкости до значения, принятого в ®а счете (ем, приложение).

5.2.    С помощью задвижек 5,6 и 8 добиться такого режима сепарации, при котором унос капельной нефти газом после каплеуловителя 3 будет минимальным. Унос капельной нефти определить в соответствии с РД 39-3-540-БГ'Методичеекйе указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях Министерства нефтяной промышленности" .

6. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ВЛИЯНИЯ НА.

окташвдую срвду

6Д. Осугцествление разрабатываемой технологии не связано с изменением условий техники безопасности и охраны труда на промысловых объектах.

6.2,    При проведении процесса должны соблюдаться "Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности", утверзденные Госгортехнадзором СССР 31 января 1974 г (раздел 7 "Сбор и подготовка нефти и газа- к транспорту. Сбор, хранение и транспорт газового конденсата").

7

6*3. Технология сепарации нефти для месторождений с высоким газовым фактором при нормальный: режимах работы исключает попадание нефтепродуктов в о*фужахщую среду.

7. ЮЗЮЖгО ШСПРАБНОСТИ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ

Вцд неисправности

Причина неисправности

Способы устранении

Увеличился унос

I. Засорились фильтры

Очистить фильтры

капельной нефти

в каплеуловителе

пропаркой

газом

2. Образование уров

Проверить слив

ня жидкости в кап-

жидкости из капле

деуловителе

уловителя и конден-


7.1. Возможные неисправности работы оборудования и способы их устранения приведены в таблице.

сатосборкика и при необходимости прочистить трубопроводы

3. Высокий уровень жидкости в сепараторе

Очистить трубопровод отбора жидкости из сепаратора от возможных ыехпри' месек и отрегулиро-