ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 132
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Таблица 4.4 Присоединительные размеры фланцев задвижки ЗД 65-35К1ХЛ
| Параметр | Рр, МПа | Dу, мм | D, мм | Dш, мм | Dк, мм | Dо, мм | h, мм | ГОСТ/РД |
| ЗД | 35 | 65 | 195 | 160 | 90 | 22 | 56 | РД26-16-40-89 |
| | 35 | 65 | 245 | 190,5 | 107,9 | 28 | 50 | ГОСТ 28919 |
Задвижка штуцерная ЗДШ 65-35К1ХЛ
Задвижка предназначена для установки на трубопроводы высокого давления или для работы в составе фонтанных или нагнетательных арматур.
Таблица 4.5 Техническая характеристика задвижки типа ЗДШ 65-35К1ХЛ
| Характеристика | ЗДШ 65-35К1ХЛ |
| Максимальное рабочее давление, МПа (кг/см2) | 35 (350) |
| Рабочая среда | Вода техническая, нефть с объемным содержанием СО2, газ содержащий жидкие углеводороды, этиленгликоль, турбинные масла, воду и механические примеси |
| Диаметры отверстии штуцеров, мм | 2,3,4,5,6,7,8,10,12 |
| Температура окружающей среды, 0С | -60….+45 |
| Температура рабочей среды, 0С | не более 110 |
| Герметичность затвора, класс, ГОСТ 9544-2005 | А |
| Рабочее положение | открыто |
| Направление подачи рабочей среды | любое |
| Положение на трубопроводе | любое |
| Габаритные размеры, мм | |
| Высота | 252 |
| Длина | 350 |
| Длина ручки | 230 |
| Масса, кг | 52 |
| Присоединение к трубопроводу | фланцевое |
| Показатели надежности | |
| Полный срок службы, лет, не менее | 15 |
| Полный средний ресурс, циклов не менее | 1800 |
| Наработка на отказ, циклов, не менее | 600 |
| Срок службы до капитального ремонта, лет, не менее | 5 |
Таблица 4.6 Присоединительные размеры фланцев задвижки штуцерной ЗДШ 65-35К1 ХЛ
| Параметр | Рр, МПа | Dу, мм | D, мм | Dш, мм | Dк, мм | Dо, мм | h, мм | n, шт. | Н, мм | ГОСТ/РД |
| ЗДШ | 35 | 65 | 195 | 160 | 90 | 22 | 40 | 8 | 270 | РД26-16-40 |
Уникальная особенность конструкции задвижки ЗД 65-35К1ХЛ и задвижки штуцерной ЗДШ 65-35К1ХЛ получило ряд преимуществ по сравнению с задвижками «классической» конструкции:
«открытие-закрытие» задвижки осуществляется рукояткой;
свободные внутренние объемы минимальны (т.к. шибер вращается вокруг своей оси), что позволяет исключить замерзание рабочей среды в полостях при низких температурах;
Детали задвижки, работающие в контакте с агрессивной средой, изготовлены из высоколегированной хромистой стали;
Задвижки сохраняют работоспособность при температуре окружающего воздуха до -60°С и не требует разогрева при выполнении операции «открыть - закрыть»;
Благодаря своей конструкции имеет низкое гидравлическое сопротивление;
Из перечисленных выше преимущества, были выявлены по ходу работы также и недостатки:
Рукоятки задвижек легко снимаются без применения ключей, поэтому после очередного ремонта скважины (КРС), постоянно утериваются;
При высоком содержании газа в жидкости, нарушается герметичность задвижек, что осложняет работу по открытию задвижек, а так же замена штуцера на ЗДШ;
При низкой температуры окружающего воздуха (-35; -40), задвижки
требуют разогрева при выполнении операции «открыть-закрыть»;
В ходе эксплуатации выявлено не герметичность клапана масленки, что приводит подтеки масла, а также нефти из масленки.
При частой смене штуцера, происходит износ резиновых прокладок
, как на самих штуцерах, так и на съемных резьбовых пробках (на схеме и рисунке не указано), нарушается герметичность при открытии ЗДШ;
Не обходимо повышенное внимание при смене штуцера, чтобы не допустить перекоса его вовремя установки, а также закручивание пробок, чтобы не сорвать резьбу;
При обвязке фонтанной арматуры, в отличие от задвижек «классической» конструкции, рабочий персонал часто путается в порядке установки задвижек данной конструкции, так как они устанавливаются в любом положении, что приводит к неудобству производить операции «открыть - закрыть» во время проведения технологических операций.
Конструкция скважины оборудованная ЭЦН
На сегодняшний день, механизированная добыча с помощью погружных электроцентробежных насосов, занимает ведущее место на российских нефтедобывающих промыслах. Поскольку имеют разные производительности, габариты, что особенно важно как для высокодебитных скважин с низким газовым фактором, так и для малодебитных. Их наземное оборудование отличается простотой и не требует больших металла затрат для строительства сооружений и фундамента. Поэтому внедрение погружных центробежных насосов на новых скважинах может осуществляться в короткий срок и в любое время года. Поскольку центробежный насос и его привод-электродвигатель
Установка погружного электроцентробежного насоса включает в себя
погружное и наземное оборудование. На Северо-Останинском нефтяном месторождении, погружной электроцентробежной насосной установкой типа ЭЦН5А-50-2300, оснащена скважина №3.
В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, спущенный на глубину 2690 м при помощи колонны насосно-компрессорных труб (НКТ73). Электронасосный агрегат состоит: из погружного электро - двигателя серии ПЭД (табл. 4.6), гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов (выпуск 2007 г., производитель «АЛНАС».
Таблица 4.7 Техническая характеристика электродвигателя серии ПЭД
| Тип двигателя | Мощность, кВт | Габаритный размер, мм | Линейное напряжение, В | Ток, А | | costp | КПД, % | Температура окружающей среды,0С, не более |
| ПЭД45-117КВ5 | 45 | 117 | 1400 | 25,5 | 5 | 0,86 | 84 | 60 |
К наземному оборудованию относится: устьевое оборудование (колонная головка, устьевая арматура типа АФК2-65х35К1ХЛ изготовитель ЗАО «Технология», г. Воткинск). Электрооборудование включает в себя: станцию управления «Электон 05» с номинальным напряжением в сети 404 В (производства Электон ЗАО, г. Владимир, рис. 4.8), трехфазный маслянистый трансформатор ТМПН-400/3-УХЛ1 (мощность 400 кВА, ВН 2,12 кВ, НН 0,38 кВ, рис. 4.9, производитель Уральский завод трансформаторных технологий), трансформаторная подстанция (КТППН). Электроэнергия от трансформатора к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клейменой коробки, которая устанавливается на расстоянии 3-5 метров от устья скважины.
4.3 Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации добывающих скважин
При эксплуатации скважин на Северо-Останинском месторождении возникают осложнения, которые вызваны следующими причинами:
отложения АСПВ в оборудовании, в лифтовых колоннах и выкидных линиях;
отложения солей;
коррозионный износ подземного и наземного оборудования
механические примеси;
Борьба с отложениями АСПВ
В процессе нефтедобычи на данном месторождении возникают осложнения связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций, увеличению вязкости скважинной продукции и, соответственно, увеличению потерь давления за счет трения, к высоким значениям придела текучести при повторном запуске скважины. Процесс отложения парафина включает в себя 3 стадии: отделение парафина, рост кристаллов парафина и отложение парафина.
Среди основных факторов влияющие на образование парафина, можно выделить следующие:
снижение температуры нефти;
потеря летучих компонентов, которые действуют как растворители;
постороннее вещество, вызывающие отложение парафинов;
поверхностные условия оборудования;
скорость потока жидкости.
Для удаления АСПО из эксплуатационных скважин Северо-Останинского месторождения используют следующие методы:
Тепловые (обработка скважин горячей нефтью или паром);
Механические (применение скребков);
- Тепловые методы. Самыми распространенными способами в промысловой практике являются промывка скважины горячей нефтью при помощи агрегата АДПМ и прогрев паром от ППУ. Но для скважин, оборудованных УЭЦН, такой способ опасен тем, что нарушается полимерная изоляция питающего электрокабеля, поэтому температура теплоносителя не должна быть более 70 ОС. Соответственно, с учетом тепловых потерь до требуемой температуры удается прогреть только 220-280 м НКТ. Но температура насыщения парафином может быть достигнута и на большей глубине, где удаление АСПО будет неполным. Поэтому на Северо-Останинском месторождении используется промывка горячей нефтью выкидные линии до и после АГЗУ при помощи агрегата АДПМ (рис. 4.10) и жестокой линии, которая присоединяется с помощью быстро соединяющего резьбового соединения (БРС) к пропарочнику выкидной линии скважины. Обработка паром устья скважин и выкидных линий агрегатом ППУА 1600/100М (рис. 4.11).