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

изготовления их торцевых поверхностей и контактирующих с ними поверхностей шибера. Для улучшения герметичности и повышения коррозионной стойкости корпус задвижки заполнен маслом.

Рис. 3.10. Плоскошиберная задвижка с принудительной смазкой запорного устройства: 1 – корпус; 2 – щека; 3 – шпиндель; 4 – обратный клапан; 5 – втулка; 6 – маховик; 7 – винт; 8 – гайка; 9 – корпус подшипника; 10 – масленка;

11 – подшипник; 12 – уплотнение; 13 – крышка; 14 – поршенек; 15 – канавка; 16 – втулка; 17 – контршпиндель

Более сложная конструкция прямоточной плоскошиберной задвижки (рис. 3.10) рассчитана также на рабочее давление 70 МПа, но отличается иной системой уплотнения. В корпусе задвижки установлены две направляющие щеки с емкостями для специальной смазки и каналами для ее подачи к уплотняемым поверхностям. Шибер состоит из двух плашек, распираемых несколькими пружинами. Плашки имеют пазы, в которых размещены головки шпинделя и контршпинделя. Смазка подается к уплотняемым поверхностям под давлением рабочей среды, что улучшает герметичность затвора. Запас смазки пополняется через обратные клапаны.

Для обеспечения управления задвижками, а также для обеспечения возможного телеуправления они снабжаются гидроприводом или пневмоприводом. На рис. 3.11 показана схема пневмоприводной задвижки на рабочее давление 70 МПа с условным проходным отверстием 50 мм. Как видно, конструкции собственно задвижек

41

отличаются лишь исполнением устройства для перемещения шпинделя и наличием приводных цилиндров, гидравлического или пневматического.

В пробковом кране с конической пробкой (рис. 3.12) герметичность уплотнения обеспечивается точностью изготовления корпуса и пробки, размером зазора между ними, а также специальной смазкой, заполняющей корпус крана. Кран рассчитан на рабочее давление 14,0 МПа и имеет проходное отверстие 65 мм. Краны аналогичной конструктивной схемы выпускаются на давления до 100– 120 МПа.

Для установки, включения-отключения манометров и для снижения давления используются вентили. Вентили, применяемые на фонтанных арматурах, рассчитаны на рабочее давление до 70,0 МПа, имеют проходное отверстие 5 мм и массу 3–4 кг.

Регулируемые штуцеры аналогичны по конструкции вентилю. Они позволяют бесступенчато регулировать давление на выкиде фонтанной скважины за счет осевого перемещения шпинделя штуцера с насадкой, входящей в гнездо. Из-за переменного профиля насадки площадь кольцевого отверстия между гнездом и насадкой при перемещении шпинделя меняется в пределах от 3 до 35 мм, что и позволяет регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление до 70,0 МПа. Масса штуцера около 80 кг.

Для облегчения управления штуцерами и для возможности телеуправления они оснащаются приводом.

При агрессивных средах и больших расходах жидкости или газа насадка шпинделя и гнездо штуцера быстро изнашиваются. Для повышения износостойкости этих деталей они изготовляются из специальных композитных материалов. Однако и это не исключает необходимости в частых сменах регулируемого штуцера. Поэтому в подобных условиях применяются сменные, втулочные штуцеры с разными диаметрами

42

отверстий, которые при износе поверхности отверстия снимаются с фонтанной арматуры и заменяются новыми.

Смена обычного втулочного штуцера трудоемка и длительна. Для облегчения и ускорения этой операции применяются быстросменные штуцеры (рис. 3.13). За счет использования сменных втулок с отверстиями диаметром 5, 8, 10, 15, 20, 25, 30 мм и возможности их быстрой смены можно ступенчато регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление 70 МПа.

Рис. 3.13. Быстросменный штуцер:

1 – обойма; 2, 9 – уплотнительные кольца; 3 – пружина; 4 – дроссель; 5 – уплотнение дросселя; 6 – винт; 7 – проточка; 8 – корпус; 10 – кольцо

Массовое применение запорных устройств и фонтанной арматуры и специфика их конструкции, заключающаяся в создании большого числа типоразмеров из относительно небольшого количества элементов, разные сочетания которых позволяют создать большое разнообразие конструктивных вариантов, сделали особо важным стандартизацию этих элементов. Стандартизация позволяет расширить область применения каждого из элементов оборудования и обеспечить необходимую унификацию их, что, в свою очередь, способствует увеличению серийности изготовления узлов и деталей, а значит, и снижению их стоимости и повышению качества.

Стандарты регламентируют главные параметры арматуры и запорных устройств: рабочее давление и давление испытаний, диаметр проходного отверстия. Кроме того, регламентируются присоединительные размеры, габариты, масса и исполнение.

Большая часть узлов и деталей фонтанной арматуры и запорных устройств соединяются с помощью фланцев, стандартизация размеров которых имеет особо важное значение для обеспечения сборки и комплектования соответствующих

43

типоразмеров арматуры и манифольда. Поэтому размеры фланцевого соединения (рис. 3.14) также регламентируются стандартами.

Большое значение для производства фонтанной арматуры и запорных устройств имеет упорядочение и сведение к минимуму числа марок сталей, используемых для их изготовления, при одновременном обеспечении необходимой надежности изделия.

Рис. 3.14. Размеры элементов стандартного фланцевого соединения: 1 – фланцы; 2 – уплотнения; 3 – шпилька; 4 – гайка

В связи с этим стандарты регламентируют химический состав, механические свойства и марки используемых сталей в зависимости от размеров, давлений и особенностей среды.

При изготовлении корпусных деталей обычно из сварных заготовок литой основной части корпуса и приваренных фланцев применяются для литой части углеродистые стали с содержанием углерода 0,3–0,4 %, а для работы при больших давлениях с целью обеспечения большей прочности – легированные стали с присадкой хрома, молибдена, марганца, реже никеля. Фланцы, как правило, штампованные, изготовляются в первом случае также из обычных углеродистых сталей, а во втором – из стали 40Х. Шиберы, шпиндели, крепеж и мелкие детали изготавливаются из стали марок Сталь 30, Сталь 35, Сталь 40, прокладки из 08КП или Сталь 20.

Для эксплуатации при низких температурах окружающей среды, от –40 до –60 °С, стандартами предусмотрено применение арматуры и запорных устройств, в которых все материалы, как металлические, так и неметаллические, а также соединения деталей и узлов сохраняют свою прочность и износостойкость при низкой температуре. Для этого корпусные детали отливаются из сталей с меньшим содержанием углерода, сварка выполняется специальными электродами, детали отжигаются и термообрабатываются на меньшую твердость. Уплотнители изготовляются из полимерных материалов, сохраняющих эластичность при низких температурах. Геометрическая форма деталей, узлов и изделий в целом остается аналогичной оборудованию в нормальном исполнении.

Исполнения для эксплуатации в агрессивных средах стандартами делятся на несколько групп в зависимости от химического состава агрессивных сред и содержания.

Наиболее интенсивное разрушение деталей фронтальной арматуры, манифольда и запорных устройств возникает при сероводородной коррозии, приводящей к сульфидному растрескиванию стали из-за водородного охрупчивания.

С увеличением прочности и твердости металла, с ростом действующих в сечении напряжений, особенно переменных, скорость коррозии увеличивается. Стали с высоким содержанием углерода корродируют быстрей, чем стали с низким. Поэтому для изготовления в антикоррозионном исполнении по отношению к H2S применяются стали с небольшим содержанием углерода (0,05–0,22%), а нагрузки на изделие не должны

44

приводить к большим напряжениям. Особый эффект дает легирование стали никелем, хромом, молибденом; количество лигатуры определяется содержанием H2S. В настоящее время начато освоение месторождений с содержанием в газе H2S и СО2 до 20–27 %. В этих условиях высокой противокоррозионной стойкостью обладают только высоколегированные стали.

Интенсивную коррозию металла вызывает СО2, с которым добывается все большее количество нефти и газа. Наилучший эффект по предупреждению и уменьшению углекислотной коррозии дает легирование сталей хромом, молибденом, никелем, замена сталей алюминиевыми сплавами типа Д16Т, никелирование и покрытие стеклом. Широкое применение получили стали Х8, Х9М – для корпусных деталей, сталь 40Х с никелировкой – для шиберов. Конструкция оборудования, рассчитанного на среды с СО2, в основном аналогична оборудованию в обычном исполнении и отличается лишь материалами или наличием специальных покрытий.

Интенсивность сероводородной и углекислотной коррозии резко возрастает с увеличением влажности. В отсутствие влаги коррозия вообще прекращается. Поэтому важнейшим средством предотвращения коррозии являются ингибиторы – вещества, создающие на поверхности металла прочную пленку, исключающую контакт агрессивной среды и влаги с металлом. В случаях разработки месторождений с высоким содержанием и сероводорода и углекислого газа даже высоколегированные стали подвергаются коррозии, и лишь ингибирование может устранить корродирующее влияние среды [6].

Скорость коррозии возрастает с увеличением давления, влажности, температуры, скорости движения среды и действующих напряжений в металле. Поэтому в экстремальных случаях конструкция оборудования и режим его эксплуатации должны иметь такие параметры и характеристики, которые позволяли бы уменьшить значения этих величин [7].

3.5. Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом

Смысл газлифтного способа эксплуатации заключается в обеспечении фонтанирования скважины путем подачи к низу колонны НКТ необходимого количества сжатого газа. Поэтому работа выведенного на устойчивый режим газлифтного подъемника аналогична работе фонтанного. В связи с этим и схема газлифтного подъемника в значительной степени аналогична фонтанному.

При компрессорном газлифте, в отличие от фонтанного способа эксплуатации подачи сжатого газа в скважину, необходимо иметь не только источник сжатого газа, но и систему коммуникаций для транспортировки его к устью скважины, специальное оборудование устья и самой скважины для подачи газа. Кроме того, необходимо отделение газа от добытой газожидкостной смеси для его компримирования и повторного нагнетания, вследствие чего его подвергают специальной подготовке. Как и фонтанный, газлифтный подъемник состоит из колонны насосно-компрессорных труб, диаметр которой рассчитывают по специальной методике. Поскольку силы, действующие на НКТ газлифтного и фонтанного подъемников, аналогичны, то и их прочностные расчеты подобны.

В прошлом подача сжатого газа к низу газлифтного подъемника осуществлялась по второму ряду труб, и подъемник в этом случае назывался двухрядным. Трубы размещались в скважине, как правило, концентрично. При этом диаметр внутренних НКТ 48 или 60 мм, реже 73 мм. Диаметр наружных НКТ – 102 или 114 мм, редко 89 мм. В двухрядном подъемнике газ обычно нагнетается по межтрубному пространству.

Двухрядная конструкция требует большого расхода металла. Поэтому в последнее время она заменена однородной с использованием специальных газлифтных клапанов.

Для сокращения пульсации газожидкостной смеси и колебаний динамического уровня жидкости в скважине применяют концевые клапаны, монтируемые в нижней

45

части колонны НКТ, что обусловливает увеличение КПД подъемника. Для пуска газлифтной скважины пусковое давление должно намного превышать рабочее. В прошлом для этого применяли специальные пусковые компрессоры высокого давления, что усложняло и снижало эффективность эксплуатации скважин этим способом. Для уменьшения пускового давления были созданы пусковые клапаны, применение которых резко упростило операции пуска и устранило необходимость в пусковых компрессорах. Эти же клапаны используются при освоении скважин.

Для оптимизации режима работы газлифтной скважины как непрерывного, так и периодического действия применяют рабочие клапаны.

В настоящее время известны десятки конструктивных вариантов газлифтных клапанов. Общим для них является весьма малый поперечный размер. В большинстве случаев клапаны дифференциального действия. В качестве упругого элемента в них используют сильфон или пружину, реже их комбинацию. Корпус клапана размещается снаружи НКТ, что необходимо для свободного прохода потока жидкости по подъемнику.

Важнейшее требование, предъявляемое к клапанам: обеспечение стабильности их характеристик и надежности в течение длительного срока эксплуатации. Выполнение этих требований из-за малых габаритов и агрессивности окружающей среды делает задачу создания газлифтных клапанов весьма сложной. Несмотря на конструктивную и технологическую отработанность клапанов, отказы их относительно часты. Для смены клапанов обычной конструкции необходим подъем, а затем спуск всей колонны НКТ, что сложно, трудоемко, дорого и связано с необходимостью прекращения эксплуатации скважины.

Для устранения этого были предложены новые конструкции клапанов и комплекс специального оборудования для их смены без подъема колонн НКТ с использованием проволоки и специальной лебедки для подъема и спуска клапанов внутри НКТ. При этом обеспечивалась возможность съема клапана с посадочного гнезда или посадки в него при размещении устройства в эксцентрично смещенной относительно оси колонны НКТ клапанной камере.

Эксцентричные камеры с карманом для ввода в них клапанов размещаются по длине подъемника на расстояниях, определяемых в каждом отдельном случае расчетным путем.

Захват клапана осуществляется экстрактором, подвешенным на стальной проволоке, пропущенной через лубрикатор устьевой арматуры. При глубинах спускаподъема клапанов на 4000–4500 м используются проволока диаметром 2,5 мм и специальная гидроприводная лебедка.

Расчет и конструирование газлифтных клапанов выполняются по методикам, служащим для проектирования клапанных устройств и учитывающим особенности эксплуатации газлифтных клапанов. Одним из важных требований, предъявляемых к пусковым клапанам, является обеспечение большого закрывающего перепада давлений, поскольку клапан должен закрываться лишь после того, как уровень жидкости, оттесняемой газом, достигнет следующего клапана и будет обеспечен пропуск газа через этот клапан. Выполнение этого требования делает необходимым высокоточные расчет и изготовление упругих элементов клапанов и последующую их тарировку. Встраивание в колонну НКТ эксцентричных камер приводит в зонах их размещения к дополнительному растягивающему колонну усилию, приложенному несимметрично. Поэтому для обеспечения равнопрочности колонны сечения стенок несимметричной камеры в зонах переходов от концентричных к эксцентричным увеличиваются, а материал камер подбирается с прочностными свойствами, соответствующими необходимой несущей способности.

Сжатый газ от газопровода или компрессорной станции (КС) подается в газораспределительные пункты (ГРП), каждый из которых направляет его в группу

46

газлифтных скважин. Газ распределяется с помощью газораспределительных батарей (ГРБ), число которых на каждом ГРП может быть разным в зависимости от числа скважин, приходящихся на газораспределительный пункт и на батарею. В последнее время батареи выполняются блочными и комплектно поставляются промыслам заводами-изготовителями. Батарея представляет собой сочетание напорных линий с регулирующими устройствами, обычно игольчатыми дросселями, позволяющими распределять газ по скважинам в соответствии с заданными параметрами. Контроль распределения и параметры регистрируются приборами, размещенными в шкафу КИП.

Конструирование ГРБ выполняется по методикам и нормам, относящимся к обвязкам и трубопроводам высокого давления.

Вся оснащенность ГРП должна выполняться во взрывобезопасном исполнении с обеспечением вентиляции [7].

4.ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НАСОСАМИ

СМЕХАНИЧЕСКИМ ПРИВОДОМ

Воснову рассматриваемого способа эксплуатации скважин положено использование объемного насоса, спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены посредством механической связи. Весь этот комплекс оборудования называют штанговой скважинной насосной установкой (ШСНУ).

Основные параметры, характеризующие ШСНУ, следующие:

– подача, определяемая количеством пластовой жидкости, поднимаемой в единицу времени (м3/сут). Так как пластовая жидкость состоит из смеси нефти, воды, газа, песка, солей и ряда других примесей, то в характеристике ШСНУ обычно указывают подачи всей жидкости и нефти;

– развиваемое давление, обусловленное рядом факторов: глубиной подвески скважинного насоса с учетом подпора на его приеме. В свою очередь, величина подпора при работе в установившемся режиме обусловлена прежде всего динамическим уровнем пластовой жидкости. Помимо этого давление зависит от плотности жидкости, гидравлического сопротивления труб, противодавления на устье скважины и т.д.;

– ШСНУ, определяемый отношением работы приводного двигателя к полезной работе по подъему пластовой жидкости установкой. Учет КПД установки достаточно сложен и в значительной степени зависит от особенностей каждой скважины. Так, например, использование энергии газа, растворенного в жидкости, может резко увеличить КПД установки, а увеличение вязкости пластовой жидкости – снизить его;

– надежность установки, характеризуемая долговечностью, ремонтоспособностью

ибезотказностью;

–масса установки, включающей ее подземную и надземную части. Увеличение массы установок удорожает установку, усложняет обслуживание и ремонт. Кроме того, большая масса приводит к необходимости сооружения дорогостоящего и трудоемкого в

изготовлении фундамента.

Рациональная область применения ШСНУ ограничена подачей до 100–120 м3/сут и глубинами подвесок 1500–1800 м. В отдельных случаях ШСНУ могут использовать с

подвесками насосов до 3500 м, а в неглубоких скважинах – с дебитами до 200– 300 м3/сут. Большинство установок имеет подачу до 30, реже 50 м3/сут при глубинах подвески 1200–1500 м.

Широкое распространение ШСНУ обусловлено, прежде всего, применением скважинного насоса объемного типа, что обеспечивает:

–отбор пластовой жидкости в объеме от долей до сотен кубических метров в сутки при приемлемых энергетических затратах;

–простоту обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

47

– малое влияние (по сравнению с другими способами) на работу установки физико-химических свойств жидкости [7, 16].

4.1. Штанговые скважинные насосные установки и их основные элементы

Штанговая скважинная установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования (рис. 4.1). В редких отдельных случаях какой-либо из перечисленных элементов может отсутствовать, тогда его функцию выполняют другие элементы ШСНУ.

Рис. 4.1. Блок-схема скважинной насосной установки

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно.

Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных друг с другом резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию от привода к скважинному насосу.

Скважинный насос (как правило, плунжерный) преобразует механическую энергию движущихся штанг в механическую энергию откачиваемой пластовой жидкости.

Колонна насосно-компрессорных труб служит каналом для подъема откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание на весу цилиндра скважинного насоса.

Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость колонны НКТ, ее соединения с нефтепромысловым коллектором, а также фиксирует верх колонны НКТ.

48

Вспомогательное подземное оборудование устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины. В комплект могут входить: якорь, фиксирующий низ колонны НКТ относительно эксплуатационной колонны, газовые и песочные якоря для отделения из пластовой жидкости, поступающей на прием скважинного насоса, газа и песка, иногда клапаны-отсекатели пласта.

В отдельных случаях колонна штанг может быть полой, и ее внутренняя полость используется в качестве канала для подъема пластовой жидкости. При этом колонна НКТ может отсутствовать, а цилиндр скважинного насоса фиксируется специальным якорем.

Рассмотрим отдельные элементы установки на примере ШСНУ с балансирным станком-качалкой (рис. 4.2).

Штанговая скважинная насосная установка включает в себя привод, располагаемый в непосредственной близости от устья скважины. Известно большое число различных конструкций приводов. Привод ШСНУ обеспечивает вертикальное возвратно-поступательное перемещение верхней точки колонны штанг. Последняя собирается из отдельных штанг длиной 8 м, диаметром 16–25 мм, соединяемых друг с другом посредством резьбовых муфт.

Первая, верхняя, штанга (устьевой шток) имеет, как правило, несколько больший диаметр (до 38 мм) и пропущена через устьевой сальник, обеспечивающий герметизацию внутренней полости НКТ.

Колонна насосно-компрессорных труб соединяет скважинный насос (его цилиндр) с устьевым оборудованием и образует канал для движения вверх пластовой жидкости, откачиваемой скважинным насосом. Колонна собирается из отдельных труб 17 длиной 8–11 м и диаметром 38–102 мм с помощью муфт.

Устьевое оборудование I имеет корпус, в котором расположен устьевой сальник, боковой отвод для соединения внутренней полости НКТ с промысловым коллектором, а также боковой отвод, сообщающийся с затрубным пространством. Устьевой сальник снабжен механизмом для регулировки его затяжки и фиксации уплотненного элемента.

Штанговый скважинный насос III (см. рис. 4.2) представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, соединенного с колонной НКТ, плунжера 25, соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 – в нижней части цилиндра.

Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песчаный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и эксплуатационной 16 колоннами (на фрагментах I–IV рисунка эксплуатационная колонна не показана), а песок осаждается в корпусе якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир с головкой в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратнопоступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, которая по колонне насоснокомпрессорных труб движется вверх – происходит ее откачивание. В это время впускной всасывающий клапан открыт, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается, и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.

49

50