Диаметр - выкидная линия
Cтраница 2
Можно утверждать, что при данных условиях до диаметра штуцера dm - 7 мм изменение диаметра выкидной линии не влияет на дебит, так как в этих случаях истечение в штуцере является критическим. При больших диаметрах штуцера дебит скважины зависит и от диаметра выкидной линии. [16]
При фонтанной закрытой эксплуатации нефтяных скважин струя нефти и газа, выходящая из скважины под большим давлением, поступает в особые установки, называемые трапами. В трапе скорость движения нефти резко снижается, так как диаметр его намного больше диаметра выкидной линии. Жидкость стекает вниз, а газ поднимается вверх. [17]
 |
Схема забойного штуцера. [18] |
Продукция фонтанной скважины по выкидной линии направляется в газовый сепаратор или трап, где газ отделяется от нефти. В газосепараторе скорость газонефтяной струи резко снижается, так как диаметр его в несколько раз больше диаметра выкидной линии. Жидкость, как более тяжелая, стекает вниз, а газ поднимается вверх. Газ через регулятор давления отводится в газовую магистраль, а нефть - в сборную нефтяную установку или в сборный нефтяной коллектор. [19]
Смесь нефти и газа через фонтанную елку и выкидную линию направляется в трап. В трапе скорость движения жидкости резко снижается, так как диаметр трапа в несколько раз больше диаметра выкидной линии. [20]
В данной работе приводятся основные рабочие схемы обвязки устья и расположения наземного оборудования, которые широко используются буровыми предприятиями страны. В схемах указаны типы фонтанных арматур, диаметры задвижек, вентилей, их рабочее давление, быстросменные соединения, сепараторы, диаметры выкидных линий и типы штуцеров. [21]
Подъем продукции скважин на дневную поверхность занимает некоторое промежуточное положение между процессами, происходящими в разрабатываемой залежи и достаточно громоздкой системой сбора и подготовки нефти, газа и воды. В этой цепочке конечные рабочие характеристики скважины, такие как дебит, состав продукции, устьевое давление и температура, являются начальными условиями работы наземных инженерных сооружений. Здесь большое значение приобретают величины устьевых давлений и обусловливающие их длины и диаметры выкидных линий и других трубопроводов. Дело в том, что высокие давления на устьях скважин как бы перекладывают работу по внутри-промысловому транспорту добываемой жидкости с наземных насосов на подземное оборудование. При насосных способах добычи нефти это приводит к снижению надежности работы оборудования, а при газлифтных - к резкому уменьшению КПД подъемника. [22]
Загрузка нефтепроводов неравномерная, что в основном зависит от степени запарафинивания нефтепроводов. Один радиальный нефтепровод закупорен парафином полностью. Одной из причин запарафинивания трубопроводов системы нефтесбора на Коробковском промысле следует считать завышение диаметра выкидных линий и радиальных нефтепроводов. Для выкидных линий, как правило, используют 101 6-лш трубы вне зависимости от их загрузки. Такая практика, помимо увеличения металлоемкости нефтесборных систем, в действительности часто не сокращает, а увеличивает объем работ по борьбе с отложениями парафина. [23]
 |
Взаимодействие скважины.| Характер изменения добычи нефти, газового фактора, коэффициента продуктивности и пластового давления. [24] |
В пересечении кривых / / и IV, а получаем ожидаемое давление на устье скважины ру. Диаметр выкидной линии увеличивается в направлении стрелки. Чем больше диаметр горизонтальной выкидной линии, тем меньшее давление на устье скважины и больший дебит могут быть реализованы в данной конструкции. [25]
Следовательно, с точки зрения предотвращения отложений парафина в трубопроводах желательно увеличивать скорости потока, что может быть достигнуто путем некоторого уменьшения диаметра выкидных линий. Увеличение скорости приведет к улучшению температурного режима трубопроводов в связи с тем, что, во-первых, при охлаждении потока ( режим турбулентного движения) интенсивность теплоотдачи потока ниже, чем при нагревании потока, во-вторых, теплоотдача зависит еще и от температурного напора, а, следовательно, и от тепловой нагрузки поверхности нагрева - с увеличением температурного напора теплоотдача при нагревании жидкости возрастает, а при охлаждении - убывает. Все эти доводы указывают на то, что выгоднее применять выкидные линии меньшего диаметра. Однако уменьшение диаметра выкидных линий может привести к увеличению гидравлических сопротивлений и увеличению интенсивности отложений парафина. [26]
Повороты выкидных линий яревенторной обвязки допускаются с применением массивных кованых угольников с резьбой или тройников с. В местах поворотов устанавливаются дополнительные опоры крепления. Результаты опрессовок оформляются актами. Концы выкидных линий оборудуются предохранителями. Диаметр выкидных линий на участках от устья до блока, задвижек должен быть не более сечения крестовины превенторной установки. Этот участок линии спрессовывается на максимальное давление, ожидаемое на устье скважины. Допускается за блоком задвижек применение труб большего диаметра. [27]
В пересечении кривых / / и IV, а получаем ожидаемое давление на устье скважины ру. Диаметр выкидной линии увеличивается в направлении стрелки. Чем больше диаметр горизонтальной выкидной линии, тем меньшее давление на устье скважины и больший дебит могут быть реализованы в данной конструкции. [28]
На фонтанных нефтяных с аномально высоким пластовым давлением и на всех газовых скважинах устье оборудуется превенторами. Плашки пре-вентора должны соответствовать диаметру применяемых лифтовых труб. В случае применения комбинированной колонны плашки превентора должны соответствовать большому диаметру труб. В этом случае на приемных мостках необходимо иметь спрессованную трубу большого диаметра с навинченным обратным клапаном и переводником по типоразмеру спускаемых или поднимаемых в данный момент труб. Против плашек превентора должна располагаться незамковая часть трубы. Диаметр выкидной линии на участке от скважины до крестовины должен соответствовать диаметру сечения крестовины фонтанной арматуры. Допускается з а крестовиной ( см. рис. 1.10) применение труб большего диаметра. [29]
Толщина стенки трубы шлейфа определяется из расчета на прочность при давлении, равном начальному статическому давлению на устье скважины до начала эксплуатации залежи или на давление, равное 16 МПа при / 7Ст - г16 МПа. Внутренний диаметр шлейфа определяется из расчета на максимальный дебит скважины таким образом, чтобы потери давления были не больше 0 50 - 1 0 кгс / см2 на 1 км длины шлейфа. При обосновании диаметра шлейфа также учитываются термодинамические условия. Шлейф может играть роль холодильника газа, выходящего из скважины с температурой, большей температуры грунта на уровне укладки шлейфа, или подогревателя, если температура газа, выходящего из скважины, меньше температуры грунта. Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен 102, 125 или 150 мм. ПГ) диаметр выкидной линии равен 200 или 325 мм. [30]
Страницы: 1 2