книги / Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин

трубопроводы к проезжим дорогам, обеспечить преодоление минимума естественных и искусственных препятствий.

Таким образом, проектирование системы трубопроводов месторождения сводится

крешению следующих взаимосвязанных задач:

–выбор рациональных длин и диаметров трубопроводов с учетом расходов на их строительство и эксплуатацию;

–гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов;

–выбор трассы трубопровода с учетом рельефа местности.

Основные этапы расчета трубопроводов.

Гидравлический расчет трубопровода при движении по ним однофазной жидкости сводится обычно к определению либо диаметра D, либо начального давления р, либо пропускной способности Q.

Потеря давления может быть определена по формуле

где l – длина трубопровода; D – его диаметр; ρ – плотность перекачиваемой жидкости; υ – средняя скорость течения жидкости; Q – расход жидкости; g – ускорение свободного падения; λ – коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от числа Рейнольдса и относительной шероховатости. При ламинарном течении (Re < 2300)

λ Re64 .

При турбулентном (Re > 2300)

λ 0,Re31640,25 .

Рис. 9.11. Профиль трубопровода, совмещенный с линией гидравлического уклона

Для определения давления в трубопроводе с учетом рельефа местности, что необходимо для расчета его на прочность, определяют изменение полного напора по длине трубопровода.

Определение полного напора проводят, совмещая построенные в одном масштабе рельеф местности и линию гидравлического уклона трубопровода (рис. 9.11). Для этого совмещают начальную точку трубопровода А с осью ординат, на которой откладывают давление, развиваемое насосом. Конечная точка Н характеризует давление

171

на приеме аппарата или резервуара, куда поступает жидкость. Величины давлений откладываются в метрах столба перекачиваемой жидкости.

Общий напор Н, который должен развивать насос, определяется по формуле

H = hвс + hтр + Σ(hв – hн),

где hвс – потери напора во всасывающем трубопроводе; hв – hн – разность геодезических отметок начала и конца трубопровода; hтр – потери напора в трубопроводе, определяемые по формуле.

Прямая BD (см. рис. 9.11) характеризует гидравлический уклон трубопровода. Определение абсолютного давления жидкости в трубопроводе сводится к измерению расстояния между линией гидравлического уклона и ординатой профиля трубопровода. Определив максимальное расстояние между этими линиями (в вертикальном направлении) и умножив его на вертикальный масштаб, можно получить значение максимального абсолютного давления, действующего на трубопровод.

При расчете потери напора в трубопроводе необходимо учитывать местные сопротивления – резкие закругления оси трубы, отводы, краны, задвижки и т.п. Потерю напора в местном сопротивлении обычно представляют в виде эквивалентной длины, т.е. такой длины прямого трубопровода, на котором потеря напора равна потере напора, обусловленной данным сопротивлением

lэкв λξ D ,

где ξ – коэффициент местного сопротивления.

Поскольку нефтепроводы очень часто работают с неполным заполнением поперечного сечения трубы, т.е. часть его занята газом, то трубопровод должен рассчитываться с учетом этого.

В зависимости от количества газа в смеси структура газожидкостного потока может представлять собой: поток с мелкими пузырьками газа в верхней части площади поперечного сечения; поток с крупными пузырьками, отделенными друг от друга тонкими перемычками жидкости; поток, разделенный на две фазы – сверху газ, внизу жидкость (в потоке этого типа на поверхности жидкости могут быть небольшие волны); поток с периодически чередующимися участками жидкости и газа (газовыми пробками); поток эмульсии; пленочный поток, когда центральную часть поперечного сечения занимает газ, а по периферии движется кольцевой поток жидкости.

Для определения потерь давления ∆р на длине l трубопровода, работающего с неполным заполнением поперечного сечения жидкостью, можно использовать формулу

где hв, hн – высоты отдельных восходящих и нисходящих участков трубопровода; λсм – коэффициент гидравлического сопротивления смеси; ρ↑, ρ↓ – истинная плотность смеси на восходящих и нисходящих участках трубопровода, определенная с учетом истинного газосодержания,

ρ ρж (1 φ ) φ ρг ;

ρ ρж (1 φ ) φ ρг ,

в свою очередь,

φ 1 1β/ см ;

172

φ 1 1 11/βсм ,

где β – расходное газосодержание двухфазного потока, определяемое по формуле

β Vг VгVж ,

где Vг, Vж – объемный расход газа и жидкости при средних давлениях и температурах в трубопроводе; υсм – средняя скорость газожидкостной смеси,

см Vг Vж .

F

В ряде нефтедобывающих районов, например п-ва Мангышлак, приходится перекачивать продукцию скважин, содержащую компоненты (например, парафин), приводящие к застыванию жидкости при температурах порядка 20 °С. Для обеспечения их перекачки по трубопроводу, т.е. для поддержания их вязкости на требуемом уровне, продукцию скважин приходится периодически подогревать.

Расчет трубопровода, в котором плотность и вязкость жидкости переменны по длине, – задача более сложная, чем рассмотренные. При расчете подобных трубопроводов необходимо учитывать также сезонное и суточное изменение температуры воздуха, возможность аварии нагревателя смеси, остановку трубопровода при подземном ремонте скважин и т.п.

Все эти факторы трудно поддаются учету при разработке проекта обустройства, в силу чего проектирование ведется с принятием значительных запасов по производительности трубопровода и по прочности его труб.

При перекачивании нагретой жидкости по трубопроводу ее температура вследствие теплообмена с окружающей средой изменяется в соответствии с зависимостью

tк to e αl , tн to

где tн, tк – начальная и конечная температуры жидкости; tо – температура окружающей трубопровод среды; е – основание натуральных логарифмов; l – длина трубопровода; α – коэффициент Шухова,

α πDk ,

GρжС

где D – наружный диаметр трубы; k – полный коэффициент теплопередачи от жидкости

вокружающую среду; G – объемный расход жидкости; ρж – плотность пластовой жидкости; С – теплоемкость жидкости.

Суменьшением температуры жидкости вязкость ее увеличивается и в общем случае в одном трубопроводе могут существовать два режима течения: турбулентный –

вначале, ламинарный – в конце. Длину первого участка определяют по формуле

где tкр – температура, соответствующая изменению режима течения от турбулентного к ламинарному.

Таким образом, расчет трубопровода при неизотермическом движении жидкостей должен учитывать изменение ее физических свойств в процессе перекачивания [7].

173

9.9. Оборудование для хранения нефти

Для хранения продукции скважин в течение непродолжительного времени с целью накопления, учета или проведения каких-либо технологических процессов используются резервуары.

По конструкции резервуары делятся на металлические и бетонные, наземные, полузаглубленные и заглубленные. Вместимость резервуаров изменяется в пределах от

100 до 10 000 м3.

Резервуар представляет собой цилиндрическую оболочку, сваренную из листов стали. Для приема, хранения и отпуска продукции он оборудован специальной аппаратурой, которая позволяет наполнить и опорожнить резервуар; замерить уровень жидкости; отобрать пробы жидкости; зачистить и отремонтировать резервуары; отстояться нефти и удалить воду.

На резервуаре предусмотрены люк-лаз для проникновения туда людей при его очистке или ремонте; замерный люк для измерения уровня нефти и отстоявшейся воды. Через этот же люк отбирают пробы; световой люк для освещения и проветривания резервуара перед зачисткой или ремонтом; приемно-раздаточные патрубки для присоединения приемных и раздаточных трубопроводов. Приемный патрубок снабжается обратным клапаном, который может быть открыт или закрыт с помощью лебедки. Для выравнивания давления по обе стороны от клапана имеется перепускное устройство; подъемная труба для отбора нефти с требуемого уровня; дыхательный клапан для сообщения внутреннего пространства резервуара с атмосферой при увеличении или уменьшении давления во внутренней полости выше или ниже определенного уровня.

При хранении нефти в резервуаре легкие фракции ее испаряются и через дыхательные клапаны резервуара уходят в атмосферу. «Дыхание» резервуаров обусловлено как суточными изменениями температуры, так и изменением объема, занимаемого парами, при опорожнении и наполнении резервуара.

Для снижения потерь нефти в результате «дыхания» используют следующие методы: уменьшают и предотвращают испарение нефти в резервуаре, а также собирают продукты испарения.

Наиболее эффективным средством является сведение до минимума газового пространства в резервуаре и обеспечение постоянства его объема независимо от степени наполнения резервуара. Для достижения этого условия используют плавающие крыши. Для герметизации зазора между крышей и стенками резервуара применяют различного рода уплотнения, гофры и т.д. Особенно эффективны резервуары с плавающей крышей при частом наполнении – опорожнении.

Помимо плавающих крыш, которые относительно дороги, для уменьшения «дыхания» резервуары окрашивают в светлый цвет, что уменьшает их нагрев солнечными лучами. В резервуарных парках с большим числом резервуаров используется газоуравнительная система. Принцип ее работы заключается в том, что газовые пространства всех резервуаров соединяются трубопроводом с резервуаромкомпенсатором, в качестве которого обычно используется резервуар с плавающей крышей. Все перечисленные меры позволяют значительно уменьшить потери легких фракций нефти при ее хранении [7].

10. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Современная техника разработки нефтегазовых месторождений и эксплуатации скважин не обеспечивает долговечности собственно скважины и спущенного в нее оборудования в течение всего срока «жизни» месторождения. За время эксплуатации как сама скважина, так и ее эксплуатационное оборудование неоднократно, хотя и с

174

различной частотой, отказывают. Поэтому разработка нефтегазового месторождения постоянно сопровождается целым рядом операций, поддерживающих в работоспособном состоянии весь эксплуатационный фонд скважин, т.е. функционирование каждой из скважин для добычи нефти или газа, а также для нагнетания, или скважин для технологических процессов.

Для этого на подавляющей части нефтяных или газовых промыслов необходимо по мере «старения» промысла с нарастающей частотой выполнять работы, обычно называемыми подземным ремонтом скважин, для восстановления изношенного или поврежденного ствола скважины, ее фильтра, а иногда и устьевой части, т.е. колонной головки. Все эти работы принято называть капитальным ремонтом скважин. К этому процессу относятся также работы по изоляции подошвенных вод пласта и его прифильтровой зоны, работы, связанные с переходом на эксплуатацию нового горизонта, по забуриванию новых стволов и т.д. Капитальный ремонт скважин выполняется специальной службой, в которую входит бригада капитального ремонта скважин с соответствующими машинами, оборудованием, установками и инструментами.

Обеспечение работоспособности оборудования, спущенного в скважину для ее эксплуатации, т.е. оборудования для подъема пластовой жидкости или газа, относится к текущему ремонту скважин. Это, прежде всего, работы по смене изношенных штанговых насосов, а иногда по чистке песчаных скважинных пробок, депарафинизации и удалению смол, солей. Текущий ремонт выполняется специальной службой, в состав которой входят бригады текущего ремонта скважин, оснащенные специальным оборудованием.

После капитального ремонта, а часто после окончания бурения скважины становится необходимым ее освоение. Освоение выполняется службами освоения или капитального или текущего ремонта скважины с помощью специального или универсального оборудования. В ряде случаев освоение скважин выполняется буровыми организациями с помощью оборудования, которым бурилась скважина.

Текущий ремонт скважин – самый массовый и в то же время самый тяжелый и трудоемкий из всех процессов нефтегазодобывающей промышленности. Сложность механизации, а тем более автоматизации этого процесса, особенно в условиях Севера и заболоченных территорий, является главной причиной высокой его трудоемкости и наличия большого числа весьма тяжелых ручных операций.

Капитальный ремонт скважин, хотя и не столь массовый, как текущий, отличается от текущего значительной продолжительностью. Интенсивность ручного труда при капремонте примерно так же велика, как и при текущем ремонте.

Во время текущего и капитального ремонтов или освоения скважины ремонтируемая или осваиваемая скважина простаивает. Недобор нефти из-за простоя таких скважин весьма велик. В подавляющих случаях ремонт скважин начинается или после полного прекращения подачи нефти, или после значительного снижения дебита. Как показывают исследования, ускорение выполнения ремонтов скважин, а главное, его своевременное выполнение, без запаздываний, позволило бы значительно увеличить добычу нефти.

Более раннее начало выполнения ремонтов скважин при сохранении удельных затрат труда и времени возможно лишь при увеличении численности бригад текущего и капремонта, а сокращение затрат времени на каждый из ремонтов при сохранении существующей технической оснащенности бригад возможно лишь за счет интенсификации труда. Социальный фактор в условиях нашей страны полностью исключает ускорение выполнения ремонтов за счет интенсификации и без того тяжелого труда бригад текущего и капитального ремонтов.

Поэтому, кроме организационных факторов, постоянно сохраняющих свое значение для дальнейшего роста производительности труда в таких

175

многооперационных, сложных процессах, решающее значение для эффективности их выполнения, интенсивности и производительности труда имеют эффективность и обеспеченность применяемых и создаваемых машин, оборудования, агрегатов, сооружений, инструмента и средств механизации и автоматизации.

Применяемый в настоящее время комплекс технических средств для этих процессов весьма велик по номенклатуре, типажу и назначениям и отличается исключительным многообразием типов, типоразмеров параметров и характеристик машин, оборудования, агрегатов, сооружений, инструмента и средств механизации. В основном это объясняется разнообразием операций, составляющих процессы. Это объясняется и тем, что часты случаи, когда даже для выполнения одних и тех же операций разными заводами, фирмами выпускаются совершенно разные по схеме, а тем более по конструкции машины, оборудование и инструмент и особенно средства механизации, что часто объясняется производственными и конструкторскими традициями, возможностями, уровнем развития, масштабами производства, а иногда и патентными соображениями.

Поэтому для изучения комплекса технических средств, применяемых для выполнения ремонтов и освоения скважин, весьма важны классификация и систематизация как самих технических средств, так и операций, для выполнения которых они предназначаются.

Ремонтные работы на скважине можно разделить на три группы: 1) работы по обустройству площадки у скважины, в частности по подготовке площадки к ремонтным работам; 2) подземный ремонт скважин; 3) работы по ремонту поверхностного оборудования.

Работы по обустройству площадки у скважины проводятся при помощи специальных агрегатов и типового оборудования. Наиболее трудоемкие работы выполняются при подземном ремонте скважин, отчасти это связано с необходимостью проведения спуско-подъемных работ и тяжелыми работами при капитальном ремонте скважин.

Классификация работ при подземном ремонте выглядит следующим образом. Все работы при подземном ремонте можно разделить на работы при текущем I и капитальном II ремонтах.

1.Работы при текущем ремонте.

1.1.Предупредительный ремонт:

– смена газлифтных клапанов;

– смена скважинных насосов при отработке ими планового срока или снижении

подачи;

–чистка скважин от песчаных пробок;

–очистка труб и штанг от парафина;

–устранение утечек в НКТ.

1.2.Работы по ликвидации аварий или при отказе оборудования:

–ликвидация обрывов или отворотов штанг;

–замена вышедших из строя скважинных насосов, кабеля, двигателя, пакера и прочего оборудования.

1.3.Технологические работы:

–замена скважинного насоса другим типоразмером или изменение глубины его подвески;

–спуск или смена защитных приспособлений штангового насоса;

–замена НКТ другим размером или изменение глубины их подвески,

–переход на другой способ эксплуатации скважины;

–работы по спуску и подъему скважинного оборудования при воздействии на

пласт.

2. Работы при капитальном ремонте.

176

2.1. Работы по ликвидации аварий или при отказе оборудования:

–ликвидация аварий с обсадными колоннами;

–извлечение скважинного оборудования при обрыве или отвороте НКТ, падении в скважину оборудования, прихвате оборудования.

2.2.Технологические работы – переход на другой продуктивный горизонт.

При этих работах используется следующее общее для них оборудование: транспортные средства для доставки ремонтного оборудования на скважину и оборудование для спуско-подъемных работ на скважине. Для транспортировки применяются тракторы и автомашины. Спуско-подъемное оборудование включает вышку или мачту, талевую систему, лебедку, инструмент и средства механизации при захвате колонны НКТ и свинчивании и развинчивании резьб труб.

Кроме того, при некоторых работах требуется следующее дополнительное оборудование:

–насос для промывки или желонка, или насос и специальный струйный аппарат для очистки скважин от песчаных пробок;

–передвижная парогенераторная установка или установка для промывки скважин горячей нефтью;

–печати для определения формы нарушения, инструмент для исправления нарушения или подготовки места нарушения к исправлению, пакер или оборудование для цементирования места нарушения и разбуривания цементной пробки;

–печати для определения положения оборудования, инструмент для подготовки оборудования к захвату (например фрезы) и ловильный инструмент;

–оборудование для герметизации старого вскрытого горизонта (пакеры, оборудование для герметизации цементированием), оборудование для вскрытия нового горизонта, или углубления скважин до нового горизонта, или зарезки из ствола скважины нового ствола, параллельного старому.

Работы по ремонту поверхностного оборудования на скважине заключаются в замене частей фонтанной арматуры, ремонте станков-качалок, очистке от парафина труб, поднятых на поверхность, и прочие работы с оборудованием, установленным у скважины.

Все работы, проводимые на открытом воздухе, усложняются суровыми климатическими условиями, присущими большинству наших промыслов [7, 15].

10.1. Обустройство площадки у скважины при спуско-подъемных работах

Размещение оборудования у скважины обусловлено удобством проведения ремонтных работ, достаточным обзором места работы, условиями охраны труда и окружающей среды. Радиус спланированной у скважины площадки (рис. 10.1) рекомендуется иметь не менее 30 м. На площадке установлены стационарные (или передвижные) мостки 2 со стеллажами для труб 3 и штанг 4. На рис. 10.1 показаны место станка-качалки 5 и агрегата подземного ремонта 9.

Зона у скважины радиусом 20 м считается зоной повышенной взрыво- и пожароопасности. За кругом радиусом 25 м устанавливается передвижное распределительное устройство 6 с прожекторами. От него идут электролинии к электродвигателям, установленным на автомате для свинчивания и развинчивания труб и на кабельном барабане (при ремонте скважин с ЭЦН), а также к светильникам на скважине. За этим же радиусом устанавливают кабельный барабан 8 с электроприводом. Закрепление оттяжек 1 мачт и вышек располагается в радиусе 25–40 м. Культбудка 7 устанавливается за радиусом крепления оттяжек. Скребковая будка 10 устанавливается за радиусом 25 м.

Агрегат подземного ремонта, установленный у скважины, показан на рис. 10.2. Мачта агрегата устанавливается так, чтобы талевая система и крюк, подвешенный на ней, размещались над скважиной.

177

Рис. 10.1. План размещения оборудования у скважины при подземном ремонте

Для подготовки площадки применяют агрегаты 2ПАРС и АЗА-3. Агрегат 2ПАРС служит для планировки площадки под установку агрегата подземного ремонта, нарезания щелей в грунте для установки якорей оттяжек, для подготовки подъездных путей и для погрузочно-разгрузочных работ. На тракторе этого агрегата смонтированы бульдозерный отвал, бар для нарезания щелей в грунте и гидравлический кран. Глубина прорезаемой щели 1,6 м, ширина ее 0,14 м Кран имеет грузоподъемность 0,5 т, наибольший вылет стрелы крана 3,6 м и высоту подъема крюка 6,5 м. Угол поворота стрелы крана 200°.

Агрегат АЗА-3 при подготовке площадок скважин к ремонту служит для механизированной установки якорей оттяжек. Он имеет для этого ротор-вращатель для забуривания в грунте отверстий под якоря или для установки винтовых якорей. Глубина погружения винтовых якорей 3 м при их диаметре 350–500 мм [15].

10.2. Агрегаты для текущего ремонта скважин

Текущие ремонты скважин и внутрискважинные работы в настоящее время выполняются с помощью специализированных агрегатов.

Агрегаты для текущего ремонта скважин можно разбить на две группы: агрегаты для ремонта при открытом устье скважин, т.е. скважин, фонтанирование которых во время ремонта невозможно из-за истощенности энергии пласта или из-за наличия клапанов-отсекателей, и агрегаты для ремонта скважин под давлением, когда устье скважины герметизировано из-за возможности фонтанирования.

Аналогично и агрегаты для внутрискважинных работ также составляют две группы оборудования, к первой относятся рассчитанные на обычные условия, а ко второй – для работ под давлением.

178

Рис. 10.2. Схема агрегата для подземного ремонта скважины:

1 – установочная оттяжка; 2 – оттяжка мачты агрегата; 3 – винтовой опорный домкрат; 4 – талевая система и крюк; 5 – вспомогательный подъемный кран; 6 – гидравлический домкрат мачты; 7 – пост управления; 8 – лебедка; 9 – коробка перемены передач

Текущий ремонт скважин, связанный со сменой спущенного в скважину оборудования, т.е. фонтанных и газлифтных подъемников, насосов штанговых или бесштанговых, с работами по удалению парафина, состоит, прежде всего, из спускоподъемных операций. Именно этим объясняется то, что агрегаты для подземного ремонта скважин представляют собой по существу агрегаты для подъема и спуска колонн труб, штанг, токонесущего кабеля. Именно эти агрегаты составляют основу парка агрегатов для подземного ремонта.

Чистка пробок, депарафинизация, как правило, выполняются другими специализированными агрегатами.

Самым массовым по частоте применения является спуско-подъемный агрегат для работы с открытым устьем скважин.

179

Спуско-подъемные операции под давлением выполняются реже, поэтому и агрегатов такого назначения меньше. Однако это объясняется и тем, что из-за сложности выполнения этих операций под давлением скважины глушатся и ремонтируются как обычные. При наличии же агрегатов, позволяющих выполнять спуско-подъемные операции под давлением, сложного и с нежелательными последствиями процесса глушения можно избежать. Этим и объясняются необходимость в выполнении работ под давлением и потребность в соответствующих спуско-подъемных агрегатах.

Спуско-подъемные агрегаты для текущего ремонта скважин при открытом устье. Этот вид оборудования представляет собой комплекс из агрегатированных на транспортной базе подъемника, вышки, устройств для аккумулирования труб, штанг, кабеля, средств механизации спуско-подъемных операций и инструмента. Такой комплекс, как правило самоходный, в отечественной промышленности получил название «агрегат для текущего ремонта скважин».

Спуско-подъемные агрегаты отличаются друг от друга в зависимости от типа труб и штанг, для подъема и спуска которых они предназначены. Агрегаты для спуска и подъема колонны сплошных труб и штанг принципиально отличаются от обычных.

Для спуска-подъема обычных труб и штанг используются агрегаты с подъемниками двух типов: лебедочные и безлебедочные. Последние вместо лебедки имеют подъемный цилиндр, соединенный с подъемным крюком.

Производительность труда бригад, выполняющих подземный ремонт скважин, коэффициент использования агрегатов, простои скважин в ожидании ремонта, как уже указывалось, находятся в прямой зависимости от соответствия степени транспортабельности агрегатов дорожно-климатическим условиям района их эксплуатации.

На рис. 10.3, а показан агрегат для подземного ремонта глубоких скважин. На рис. 10.3, б представлен агрегат, транспортабельность которого значительно выше, что объясняется много меньшей массой агрегатированного оборудования и размещением его на транспортной базе более высокой проходимости. Но и в этом случае масса агрегатированного оборудования слишком велика для того, чтобы ее можно было разместить на транспортерах особо высокой проходимости для переброски агрегата в более тяжелых условиях, в частности при отсутствии дорог, например вертолетом или машинами на воздушной подушке. Несмотря на это агрегаты такого типа и весовых характеристик наиболее часто применяют на отечественных промыслах.

Для обеспечения большей транспортной маневренности и улучшения транспортабельности агрегаты иногда монтируются на гусеничных тракторах общего назначения (рис. 10.3, в). Однако проходимость таких агрегатов, несмотря на гусеничную базу, мало чем отличается от проходимости агрегатов на колесном ходу, а иногда и хуже их, так как гусеничный трактор используемого типа сохраняет хорошую проходимость, лишь когда несет на себе небольшую нагрузку, значительно меньшую массы агрегатированного на нем оборудования.

Масса же оборудования для текущего ремонта скважин в агрегатах средних грузоподъемностей составляет от 10 до 15 т, что исключает их высокую транспортабельность в условиях бездорожья даже в средней полосе нашей страны, особенно в периоды осенней и весенней распутицы, при глубине снежного покрова более 0,5–0,6 м.

Колесные стандартные автомобили грузоподъемностью более 7 т также не обладают достаточной для подобных условий проходимостью.

180