что такое кшд в нефтяной
Кран дискретный (штуцерный) КШД2
Кран штуцерный дискретный КШД2 65х21, изготовленного по ТУ 3665-004-62435659-2015, предназначен в качестве регулирующего устройства на проходных каналах устьевого оборудования нефтяных и газовых скважин для установления требуемого режима работы скважины; для проведения замеров для определения содержания газа в жидкости нефтяной скважины (газового фактора).
ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Продукция нефтяных и газовых скважин
Диаметр проходного сечения штуцерных втулок, мм
Направление движения среды
Возможные исполнения в зависимости от условий эксплуатации по ГОСТ Р 51365–99
некорозионная, К1, К2
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150–69
Рабочий диапазон температур окружающей среды, С
Температура рабочей среды, не более
* Комплектация крана (присоединительные фланцы, вентиля для замера давления, манометры) оговаривается при заказе.
| Обозначение | Условный проход, Dу, мм | Рабочее давление, МПа, (psi) | Присоединительные размеры, мм |
| КШД2 65×21 | 65 | 21 (3000) | D 195 ГОСТ 28919–91 |
| КШД2 65×21 | 65 | D 245 ГОСТ 28919–91 | |
| КШД2 65×35 | 65 | 35 (5000) | D 195 ГОСТ 28919-91 |
| КШД2 65×35 | 65 | D 245 ГОСТ 28919–91 | |
| КШД 80×21 | 80 | 21 (3000) | D 242 ГОСТ 28919–91 |
443028, г. Самара, Московское шоссе, 20 км, строение 75
Что такое кшд в нефтяной
Кран шаровый, предназначен для использования в качестве запорного и (или) запорно-регулирующего (дискретно) устройства на трубопроводах с температурой транспортируемой среды не более плюс 110°С.
Транспортируемая среда: вода техническая; нефть с объемным содержанием СО2 и Н2S до 6%; природный газ, содержащий жидкие углеводороды, этиленгликоль, метанол (СНЗОН), турбинные масла, воду и механические примеси.
Вид климатического исполнения УХЛ(ХЛ) поГОСТ 15150-69.
Уровень технических требований по ГОСТ Р 51365-99 УТТ-2 (РSL-2).
Краны изготавливаются двух типов:
«Т»-КШ (КШм) полнопроходные
«Т»-КШд — краны шаровые с встроенными в шаровый затвор штуцерами (быстросменными или неменяемыми одно (или многоштуцерными) для ступенчатого регулирования расхода среды.
Краны не предназначены для плавного регулирования расхода среды.
Условное обозначение кранов шаровых
Исполнение по типу присоединения:
Исполнение затвора:
Условный проход:
Эффективный проход:
Вариант исполнения фланцев:
Исполнение по коррозионной стойкости:
Технические характеристики
Диаметры отверстий штуцеров в шаровом затворе, * мм
Масса **, кг, не более
Примечание:
Шаровые краны КШ в Казани от ООО Динамика
Краны шаровые КШ стальные в Казани
Продукция изготовлена из отечественного сталепроката отвечает всем требованиям ГОСТ и технических регламентов, разрешена к применению в странах Таможенного Союза и обеспечивается двухлетними гарантиями производителя. Краны шаровые отечественного производства высокого качества, представляют альтернативную замену на трубопроводах задвижек клиновых, вентилей запорных диаметра до 200 миллиметров, а также составляют альтернативу клапанам высокого давления с условным прохода до 50 миллиметров.
Виды шаровых кранов КШ
Виды шаровых кранов по присоединениям.
Краны шаровые с изготавливаются для присоединений к трубопроводам различным типом соединений, основные из-них: резьбовой (муфтовый или штуцерный), фланцевый, приварной (присоединительные патрубки под приварку), штуцерно-ниппельный (штуцерные патрубки с зажимной гайкой ниппеля под приварку к трубопроводу).
У нас вы можете купить краны шаровые фланцевые с комплектацией КОФ и метизами, подготовленные к монтажу на трубопроводы с давлением сред от 1,6 до 16 МПа, условного прохода от 15 мм до 200 мм. Исполнение ответных фланцев (КОФ) в различных типах уплотнительных поверхностей согласуется по чертежу.
Краны шаровые под приварку (КШ П) заводского обозначения КШД.П. с присоединительными патрубками под приварку оборудованию и трубопроводам различного назначения, в исполнении разборные или цельносварные, стальные и нержавеющие. 
Краны шароые под приварку на продажу:
Мы предлагаем краны шаровые приварные после выходного контроля гидроиспытаниями, готовые к монтажу на трубопроводы с давлением сред от 1,6 до 16 МПа, условного прохода от 15 мм до 200 мм.
Все виды кранов шаровых прошли выходной контроль, с подтверждением класса герметичности на аттестованном оборудовании испытаний запорной арматуры.
Классификатор обозначений кранов шаровых «Динамика» ТУ 3742-006-27844275-2014
Общие характеристики шаровых кранов
Подробные характеристики для определённого шарового крана Вы найдёте на странице продукции (товара), где по чертежу указана конструкция с размером и весом, материалы исполнения деталей, имеется быстрая форма заказа изделия.
Краны трубопроводные являются авангардной запорной арматурой с характеристиками, совпадающими по параметрам под замену вентилей, клапанов, задвижек. Нужна замена вашей запорной арматуры? Оперативно поможем подобрать качественный шаровой кран, оформим оперативно всю документацию, отправим любым транспортом в любой регион РФ и в страны Таможенного Союза.
Сокращения наименований в нефтяной промышленности
АБР — аэрированный буровой раствор.
АВПД — аномально высокое пластовое давление.
АНПД — аномально низкое пластовое давление.
АКЦ — акустический цементомер.
АТЦ — автотранспортный цех.
БГС — быстрогустеющая смесь.
БКЗ — боковое каротажное зондирование.
БКПС — блочные кустовые насосные станции.
БСВ — буровые сточные воды.
БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)
БУ — буровая установка.
ВГК — водогазовый контакт.
ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.
ВЗД — винтовой забойный двигатель.
ВКР — высококальциевый раствор.
ВКГ — внутренний контур газоносности.
ВНКГ — внешний контур газоносности.
ВКН — внутренний контур нефтеносности.
ВНКН — внешний контур нефтеносности.
ВМЦ — вышкомонтажный цех.
ВНК — водонефтяной контакт.
ВПВ — влияние пневмовзрыва.
ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.
ВРП — водораспределительный пункт.
ГГК — гамма-гамма-каротаж.
ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.
ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.
ГЖС — газожидкостная смесь.
ГИВ — гидравлический индикатор веса.
ГИС — геофизическое исследование скважин.
ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.
ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.
ГК — гамма-каротаж.
ГКО — глинокислотная обработка.
ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).
ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.
ГПП — гидропескоструйная перфорация.
ГПЖ — газопромывочная жидкость.
ГПЗ — газоперерабатывающий завод.
ГПС — головная перекачивающая станция.
ГРП — гидравлический разрыв пласта.
ГСМ — горюче-смазочные материалы.
ГСП — групповой сборный пункт.
ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.
ГТН — геолого-технологический наряд.
ГТУ — геолого-технологические условия.
ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.
ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).
ДУ — допустимый уровень.
ЕСГ — единая система газоснабжения.
ЖБР — железобетонный резервуар.
ЗСО — зона санитарной охраны.
ЗЦН — забойный центробежный насос.
КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.
КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.
КИН — коэффициент извлечения нефти.
КИП — контрольно-измерительные приборы.
КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.
КНС — кустовая насосная станция.
К — капитальный ремонт.
КО — кислотная обработка.
КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.
КРС — капитальный ремонт скважины. Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.
КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.
КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.
ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.
ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.
ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.
МГР — малоглинистые растворы.
ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.
МНП — магистральный нефтепровод.
МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.
МРП — межремонтный период.
МРС — механизм расстановки свечей.
МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.
НБ — насос буровой.
НБТ — насос буровой трехпоршневой.
НГДУ — нефтегазодобывающее управление.
НГК — нейтронный гамма-каротаж.
НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.
НПП — нефтепродуктопровод.
НПС — нефтеперекачивающая станция.
ОА — очистительные агенты.
ОБР — обработанный буровой раствор.
ОГМ — отдел главного механика.
ОГЭ — отдел главного энергетика.
ООС — охрана окружающей среды.
ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.
ОТ — обработка призабойной зоны.
ОТБ — отдел техники безопасности.
ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).
ОПС — отстойник предварительного сброса.
ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).
ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.
ПАВ — поверхностно-активное вещество.
ПАА — полиакриламид.
ПАВ — поверхностно-активные вещества.
ПБР — полимер-бентонитовые растворы.
ПДВ — предельно-допустимый выброс.
ПДК — предельно-допустимая концентрация.
ПДС — предельно-допустимый сброс.
ПЖ — промывочная жидкость.
ПЗП — призабойная зона пласта.
ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.
ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.
ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.
ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.
ППС — промежуточная перекачивающая станция.
ППУ — паропередвижная установка.
ПРИ — породоразрушающий инструмент.
ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.
ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.
ПСД — проектно-сметная документация.
РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.
РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.
РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.
РИР — ремонтно-изоляционные работы.
РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.
РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.
РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.
РТБ — реактивно-турбинное бурение.
РЦ — ремонтный цикл.
СБТ — стальные бурильные трубы.
СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.
СГ — смесь гудронов.
СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.
Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.
СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.
СНС — статическое напряжение сдвига.
СПГ — сжиженный природный газ.
СПО — спуско-подъемные операции.
ССБ — сульфит-спиртовая барда.
Т — текущий ремонт.
ТБО — твердые бытовые отходы.
ТГХВ — термогазохимическое воздействие.
ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.
ТК — тампонажная композиция.
ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.
ТО — техническое обслуживание.
ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН).
ТП — технологический процесс.
ТРС — текущий ремонт скважины.
ТЭП — технико-экономические показатели.
ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.
УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.
УБР — управление буровых работ.
УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.
УКБ — установка колонкового бурения.
УКПН — установка комплексной подготовки нефти.
УСП — участковый сборный пункт.
УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.
УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.
УЩР — углещелочной реагент.
УПГ — установка подготовки газа.
УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.
УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.
УТТ — управление технологического транспорта.
УШГН — установка штангового глубинного насоса.
УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.
ХКР — хлоркальциевый раствор.
ЦА — цементировочный агрегат.
ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.
ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.
ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.
ЦКС — цех крепления скважин.
ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.
ЦППД — цех поддержания пластового давления.
ЦС — циркуляционная система.
ЦСП — центральный сборный пункт.
ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.
ШПМ — шинно-пневматическая муфта.
ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.
ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.
ЭХЗ — электрохимическая защита.
ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.
Кратковременная эксплуатация скважин для добычи вязкой нефти с помощью УЭЦН
Характерной особенностью современной нефтедобывающей отрасли промышленности является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ).
Рис. 1. Распределение ресурсов вязкой нефти по административным регионам России
Из экономически эффективных способов добычи вязкой нефти можно отметить механизированную добычу с помощью винтовых насосных установок с поверхностным приводом. В России данный вид оборудования распространен слабо. Во-первых, потому, что винтовые насосные установки представлены на отечественном рынке в основном импортными образцами, имеющими высокую стоимость. Во-вторых, для Российских условий более предпочтительны погружные винтовые насосные установки (УЭВН). Но предлагаемые на рынке УЭВН как отечественные, так и импортные, обладают низкой надежностью, в первую очередь, из-за отсутствия погружного тихоходного высокомоментного привода.
При использовании УЭЦН проблемы начинают проявлять себя при добыче средневязкой нефти. Один пример из опыта работы нашей компании. Вязкость нефти на Тананыкском месторождении ОАО «Оренбургнефть» составляет 24,7 мПа-с. Казалось бы, вязкость небольшая. Но образование вязких водо-нефтяных эмульсий (ВНЭ), усугублявшееся значительной концентрацией взвешенных частиц (КВЧ), приводило к существенному сокращению межремонтного периода (МРП), ограничению отборов нефти, повышенному расходу электроэнергии и, как следствие, увеличению себестоимости добычи нефти. Значительная часть скважин данного месторождения имела средний МРП менее 100 суток и относилась к часто ремонтируемому фонду (ЧРФ). Как правило, не был реализован потенциал скважин.
Приведенные примеры показывают наличие значительного потенциала как по увеличению объемов добычи, так и по снижению ее себестоимости. Для достижения означенных целей необходимо решить несколько задач организационно-технологического плана. Основными технологическими задачами, как видно из приведенных выше примеров, являются решение проблем образования вязких ВНЭ и выноса песка. Эти задачи решаются применением кратковременной эксплуатации скважин (КЭС) при форсированных отборах (ФОЖ).
Впервые метод ФОЖ был внедрен в Самарском регионе более 60 лет назад, но как основная технология стал широко использоваться только в конце 1990-х гг. В 2000-2005 гг. В ходе опытно-промысловых работ (ОПР) был лучен опыт применения ФОЖ, выявлена его эффективность, в том числе и для месторождений вязких нефтей. Появление метода ФОЖ на месторождениях с вязкими нефтями основано на технологии «холодной добычи» (ТХД), появившемся в Канаде в 80-х годах прошлого века.
Холодная добыча представляет собой нетрадиционный способ первичной добычи, при котором песок извлекают вместе с нефтью, водой и газом. Он реализуется в вертикальных, наклонных или наклонно-направленных скважинах с применением винтовых насосных установок с поверхностным приводом. Темп добычи существенно увеличивается по сравнению с традиционным.
Упомянутый выше метод ФОЖ в части разработки и эксплуатации месторождений вязкой нефти был основан на ТХД. Однако самарские и канадские месторождения имеют ряд существенных отличий (табл. 2). Наиболее существенные отличия: большая глубина залегания, разная степень сцементированности коллекторов, меньшая вязкость нефти. Сходные горно-геологические условия имеют месторождения Ульяновской области, а также южных районов Татарстана, в основном Нурлатского района. Следствием указанных отличий явилось предпочтение УЭЦН для добычи нефти на данных месторождениях.
Таблица 2
Сравнение геолого-физических параметров самарских и канадских месторождений