- •Введение
- •Глава 1. Оборудование ствола скважины
- •1.1.Конструкция скважины
- •1.2. Обсадные трубы
- •Размеры резьбовых соединений обсадных труб по гост 632
- •Механические свойства труб и муфт
- •1.3. Обсадные трубы, применяемые в мире
- •1.4 Расчет обсадных колонн
- •1.5. Насосно-компрессорные трубы
- •Механические свойства труб и муфт
- •Насосно-компрессорные трубы по гост 633
- •Размеры и масса безмуфтовых труб нкб1
- •1.6 Насосно-компрессорные трубы, применяемые в мире
- •Механические характеристики материалов для нкт по api Spec 5в, 5вc, 5вx
- •1.7 Расчет насосно-компрессорных труб
- •Глава 2. Оборудование устья скважин
- •2.1 Колонные головки
- •2.2 Фонтанная арматура, ее схемы и назначение
- •2.3 Основные типы и конструкции фонтанной арматуры
- •2.4 Запорные устройства фонтанной арматуры.
- •2.5. Фланцевые соединения фонтанной арматуры.
- •Глава 3. Комплекс специального подземного скважинного оборудования.
- •3.1 Скважинные уплотнители – пакеры.
- •3.2. Якори
- •3.3. Разъединитель колонны
- •3.4. Телескопическое соединение
- •3.5. Канатный инструмент и оборудование для проведения работ
- •3.6. Скважинные клапаны
- •Глава 4. Оборудование для освоения скважины
- •4.1 Методы освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин
- •4.2 Оборудование для освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин
- •Глава 5. Оборудование для обработки призабойной зоны скважины
- •5.1. Оборудование для поддержания пластового давления и вытеснения продукции скважин водой и газом.
- •5.2 Оборудование для термического воздействия на пласт
- •5.3 Оборудование для химического воздействия на пласт
- •5.4 Оборудование для гидравлического разрыва пласта
- •5.4 Новые виды воздействия на призабойную зону пласта
- •Глава 6.Оборудование для проведения ремонтных работ на скважинах
- •6.1 Грузоподъемное оборудование
- •6.2 Инструмент для выполнения спускоподъёмных операций
- •6.3 Средства механизации для спускоподъёмных операций
- •6.4 Наземное технологическое оборудование
- •6.5 Оборудование для ликвидации аварий и инструмент для ловильных работ
- •Глава 7. Оборудование для сбора, подготовки и транспортировки добываемого газа.
- •7.1. Система сбора и подготовки газа и конденсата
- •7.2. Оборудование для сбора и подготовки газа и конденсата
- •Сепараторы.
- •Теплообменное оборудование.
- •Абсорбционно-десорбционное оборудование.
- •Оборудование, установки и устройства для получения холода
- •7.3. Расчет сосудов для сбора и подготовки газа и конденсата
- •Запасы прочности и допускаемые напряжения.
- •Расчетные формулы для определения толщины стенки сосуда.
- •Определение толщины стенки днищ и крышек сосудов.
- •Проверочный расчет сосудов под давлением.
- •Расчет цилиндрических горизонтальных сосудов.
- •Учет ослабления сосудов вырезами.
- •Условие укрепления шва.
- •Учет ветровых и сейсмических нагрузок на сосуды и аппараты.
- •Особенности расчета и проверки теплообменных аппаратов.
- •7.4. Нефтепромысловые трубы и запорная арматура, применяемая на газовых промыслах
- •Механические характеристики трубных сталей
- •7.5. Насосные и компрессорные станции системы сбора и подготовки продукции добывающих скважин.
- •Типоразмеры модульных многофазных станций
- •Компрессорная установка 5вкг-10/6
- •Компрессорные установки 7вкг-30/7 и 7вкг-50/7
- •Компрессорные установки 7вкг-30/7 и 7вкг-50/7
- •Компрессорная установка 6гв-18/6-7
- •7.6. Оборудование для защиты от коррозии системы сбора и подготовки продукции добывающих скважин.
- •Установки для приготовления и дозировки реагентов
- •Оборудование и приборы для защиты от коррозии.
- •Список литературы
Механические характеристики трубных сталей
ГОСТ на трубы
|
Марка стали
|
R1н;. МПа |
R2н;, МПа |
8731-74
|
10 20 10Г2 10 10Г2
|
353 412 471
|
216 245 265
|
8733-74
|
10 20 10Г2 |
350 412 421 |
206 245 245 |
10705-80 (в термооб-работанном состоянии)
|
10 ВСтЗсп 20
|
333 372 412
|
206 225 245 |
10705-80 (без термообработки) |
10 ВСтЗсп 15, 20 |
333 392 172 |
Согласно сертификату или результатам испытаний |
550-75
|
20 10Г2 15Х5 15Х5М 15Х5ВФ 15Х5МУ 12Х8ВФ 08Х18Н10Т 12Х18Н10Т 10Х17Н13М2Т |
431 470 392 392 392 588 392 520 529 529 |
255 260 216 216 216 412 167 Согласно сертификату или результатам испытаний |
9941-81
|
08Х18Н10Т 12Х18Н10Т 10Х17Н13М2Т |
549 549 529 |
Тоже
|
ТУ 14-3-460-75
|
12Х1МФ
|
441
|
260
|
при
при
где δ тр — минимальная толщина стенки трубы или детали трубопровода, м; Р — рабочее давление в трубопроводе, Па; Дн — наружный диаметр трубы или детали трубопровода, м; n — коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, равный 1,2; R1 — расчетное сопротивление материала труб и деталей технологических трубопроводов Па, определяемое по формуле: R1 =
α— коэффициент несущей способности; α=1 для труб, конических переходов, выпуклых заглушек эллиптической формы; для отводов гладких и сварных α=1,3 при отношении радиуса изгиба трубы R к наружному диаметру Дн=1; α=1,15 при ; α=1,0 при ; и более; — нормативное сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие виды труб, Па (табл. 2.1.8); — нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие виды труб, Па (табл. 7.1.)
m 1 - коэффициент условий работы материала труб при разрыве, равный 0,8;
m 2 - коэффициент условий работы трубопровода, величина которого принимается в зависимости от транспортируемой среды, для токсичных, горючих, взрывоопасных и сжиженных газов –0,6; для инертных газов (азот, воздух и т.п.) или токсичных, горючих и взрывоопасных жидкостей 0,75; для инертных жидкостей - 0,9;
m 3 - коэффициент условий работы материала труб при повышенных температурах, для условий работы промысловых трубопроводов принимается равным 1;
k 1 - коэффициент однородности материала труб: для бесшовных труб из углеродистой и для сварных труб из низколегированной ненормализованной стали
k 1 =0,8;
для сварных труб из углеродистой и из нормализованной низколегированной стали
k 1 =0,85.
Учитывая сложные условия эксплуатации труб для нефтепромысловых коммуникаций, заводы при их изготовлении используют хладо и коррозионностойкие материалы. Кроме того, используются трубы с различными видами покрытий аналогично трубам НКТ.
Запорные устройства промысловых газопроводов в основном бывают двух видов: задвижки и шаровые поворотные краны.
Задвижки газопроводов рассчитывают по тем же формулам, что и задвижки фонтанной арматуры, только запас прочности деталей задвижек применяют
В последнее время большое распространение получили шаровые поворотные краны, применяемые в промысловых и магистральных газопроводах. Для открытия и закрытия крана необходимо его шар повернуть на 90º.Для поворота может быть использована энергия жидкости или сжатого газа, направляемого в специальные цилиндры привода. Краны выпускают с пробкой в опорах (рис. 7.22,а) и с плавающей пробкой (рис. 7.22,б).
В кране с пробкой в опорах пробка опирается через цапфы на бронзовые втулки подшипников скольжения. Уплотнение происходит за счет прижатия втулок (из полимера). Со стороны уплотняющего давления втулка прижимается давлением к шару. Втулки в корпусе уплотняются кольцами.
а б
Рис. 7.22. Схема шаровых поворотных кранов:
а) с пробкой в опорах; б) с плавающей пробкой
В кране с плавающей пробкой пробка вращается на уплотняющих бронзовых втулках, установленных в корпусе. Уплотнительные кольца герметизируют полость крана. Этот кран значительно проще в изготовлении, но требует больших моментов для закрытия.
Момент для поворота пробки на опорах:
,
где Мп – момент трения в подшипниках (опорах); Мк – момент трения кольца о шар.
,
Здесь Qп – нагрузка на подшипники; Rп – радиус цапфы подшипника,
,
п – коэффициент трения подшипника, при полусухом трении бронзы о сталь п0,1.
,
(Dн – наружный диаметр кольца, Ру – условное давление в трубопроводе).
В кране ; . Подставляя значение Dн в Qп получаем:
.
По условиям нормальной работы подшипники с бронзовой втулкой:
(Ру в МПа).
Подставим в Мп значения Qп и Rп, получим:
,
,
где - среднизй диаметр уплотнения; к – коэффициент трения пластмассового кольца о пробку; Qк-усилие, прижимающее кольцо к шару.
,
Тогда
,
После подставления преобразованных величин получим:
,
(Dy в м, Ру в Мпа)
Для крана с пробкой в опорах: ; .
Момент для поворота плавающей пробки:
,
где - соответственно моменты трения правого и левого бронзового кольца.
,
.
Подставляя в Мкр2 и М’к и , с учетом трения в уплотнениях получим:
,
где - коэффициент трения бронзового кольца о пробку.
Сравнение величин Мкр1 и Мкр2 показывает, что во втором случае момент почти в 2 раза больше, чем в первом.