- •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
Насосно-компрессорные трубы по гост 633
Условный диаметр трубы, мм |
Наружный диаметр, мм |
Толщина стенки трубы, мм |
Внутренний диаметр трубы, мм |
Масса (теоретическая) трубы с муфтой, кг/м |
|||
гладкой части трубы |
муфты |
||||||
гладких труб |
труб типа В |
гладких труб |
труб типа В |
||||
27 |
26,7 |
|
42,2 |
3,0 |
20,7 |
|
1,85 |
33 |
33,4 |
42,2 |
48,3 |
3,5 |
26,4 |
2,65 |
2,66 |
42 |
42,2 |
52,2 |
55,9 |
3,5 |
35,2 |
3,38 |
3,46 |
48 |
48,3 |
55,9 |
63,5 |
4,0 |
40,3 |
4,46 |
4,54 |
60 |
60,3 |
73,0 |
77,8 |
5,0 |
50,3 |
7,01 |
7,12 |
73 |
73,0 |
88,9 |
93,2 |
5,5 |
62,0 |
9,50 |
9,55 |
73 |
73,0 |
88,9 |
93,2 |
7,0 |
59,0 |
11,70 |
11,87 |
89 |
88,9 |
108,0 |
114,3 |
6,5 |
75,9 |
13,68 |
13,72 |
89 |
88,9 |
– |
114,3 |
8,0 |
79,0 |
– |
16,69 |
102 |
101,6 |
120,6 |
127,0 |
6,5 |
88,6 |
15,80 |
16,05 |
114 |
114,3 |
132,1 |
141,3 |
7,0 |
100,3 |
19,13 |
19,49 |
Примечание. Длина труб первой группы – 10 м; второй группы – 5,5…8,5 м.
У НКТ гладких и с высаженными концами резьба (рис. 1.13. [2]) имеет конусность 1:16, закругленная, с углом профиля 60°. У труб НКМ и НКБ резьба также коническая, но с трапецеидальным профилем. Резьбовая часть труб с НКМ и НКБ имеет конический гладкий конец, входящий в конус муфтовой части резьбового соединения и создающий дополнительное уплотнение соединения (рис. 1.14. и 1.15.). Размеры и масса труб НКБ1 приведены в (таблице 1.8.).
Рис. 1.14. Рис. 1.15.
Таблица 1.8.
Размеры и масса безмуфтовых труб нкб1
Условный диаметр трубы, мм |
Наружный диаметр, мм |
Толщина стенки, мм |
Внутренний диаметр, мм |
Масса 1 м гладкой трубы, кг |
Увеличение массы одной трубы за счет высадки концов, кг |
Диаметр высаженной части, мм |
Длина высадки, мм |
60 |
60,3 |
5,0 |
50,3 |
6,84 |
1,8 |
71 |
120 |
73 |
73,0 |
5,5 |
62,0 |
9,16 |
2,2 |
84 |
125 |
73 |
73,0 |
7,0 |
59,0 |
11,39 |
2,6 |
86 |
|
89 |
88,9 |
6,5 |
759 |
13,22 |
3,2 |
102 |
125 |
89 |
88,9 |
8,0 |
72,9 |
15,98 |
3,7 |
104 |
|
102 |
101,6 |
6,5 |
88,6 |
15,22 |
4,0 |
116 |
125 |
114 |
114,3 |
7,0 |
100,3 |
18,47 |
4,8 |
130 |
125 |
Муфтовое соединение гладких труб НКМ обеспечивает герметичность соединений при давлении газа до 50 МПа (500 кгс/см2). Прочность соединений составляет 85...90 % прочности по телу трубы, что на 25…35 % превышает прочность соединений гладких насосно-компрес-сорных труб по ГОСТ 633.
Конструкция конических уплотнительных поверхностей и профиль резьбы аналогичны применяемым в соединениях труб НКБ1.
При докреплении соединений происходит контакт по внутренним упорным торцам.
В последние годы получили применение так называемые непрерывные наматываемые (безмуфтовые или гибкие) трубы дли-ной до 2500 м, а в некоторых случаях – до 5500 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана полной строительной длины (или отдельными бухтами длиной от 300 до 650 м, которые соединяются между собой с помощью стыковой сварки) без промежуточных резьбовых соединений и сматываются в бухту. Они спускаются в скважину со специального агрегата, обычно смонтированного на большегрузной автомашине.
Достаточно широко на нефтяных промыслах применялись НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом, эпоксидными смолами. Менее распространены эмалированные трубы. Такие покрытия применяются для защиты от отложения парафина на трубах и защиты от коррозии внутренней поверхности труб. Кроме того, они снижают на 20…30 % гидравлические сопротивления потоку.
Покрытие стеклом обладает высокой теплостойкостью и достаточно прочно при небольших деформациях труб. На поверхности стекла не откладывается парафин. Однако покрытие стеклом имеет ряд недостатков. Один из них – образование микротрещин в стекле при покрытии им трубы. В результате образуются очаги коррозии металла и местного отложения парафина у трещин. В настоящее время отрабатывается технология покрытия, уменьшающая трещинообразование. Второй недостаток – разрушение стекла при деформации труб. Причиной этого служат различные модули упругости металла (0,21·106 МПа) и стекла (0,057·106 МПа). Вследствие этого при растяжении металла труб тонкому слою стекла передаются большие усилия, нарушающие его целостность.
Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо защищает их от отложений парафина. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при деформации труб смола не растрескивается. Но она имеет свои недостатки. Температура, при которой можно применять смолы, обычно невысокая – не более 60…80 °С.
Общий недостаток покрытий в том, что внутренняя поверхность муфтового соединения труб остается незащищенной. В этом месте можно устанавливать эластичные проставки, перекрывающие незащищенное место, или протекторные кольца, потенциал материала которых таков, что кольца корродируют сами, защищая от коррозии близко расположенные участки трубы. Однако применение таких мер создает дополнительные трудности.