Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способом

В пробковом  кране с конической пробкой  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.

Сложная конструкция  прямоточной плоскошиберной задвижки рассчитана также на рабочее давление 70,0 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. Пневмоприводной задвижки на рабочее давление 70 МПа с условным проходным отверстием 50 мм. Как видно, конструкции собственно задвижек отличаются лишь исполнением устройства для перемещения шпинделя и наличием приводных цилиндров, гидравлического или пневматического. 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 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. 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. 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 Н2S применяются стали с небольшим содержанием углерода (0,05— 0,22%), а нагрузки на изделие не должны приводить к большим напряжениям. 
 

Манифольд.

Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой  жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание  трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины. Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще более сложны манифольды для высокодебитных газовых скважин.

В фонтанной арматуре  за катушкой  и угловыми регулирующими штуцерами  и  обе рабочие струны и струны затрубного пространства обвязываются манифольдом с задвижками, крестовиками, тройниками, катушками, КИП, предохранительными клапанами и продувочно-задавочной линией, состоящей из линий для подключения агрегатов, сбора глинистого раствора, подключения сепаратора, штуцеров, ДИКТа и факельной линии.

Манифольд обеспечивает подачу в скважину ингибитора; глушение с помощью продувочно-задавочной линии и продувку скважины по трубному и затрубному пространствам; проведение газодинамических исследований; подключение насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбор глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении; глушение и интенсификацию притока жидкости к забою. В манифольдах фонтанной арматуры газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие скважину при понижении и повышении давления по сравнению с заданным. Арматура и манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин. 

1.2.  Подземное оборудование. 

При добыче нефти  трубы применяются для крепления  стволов скважин и для образования  каналов внутри скважин, подвески оборудования в скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла. Типы применяемых труб весьма разнообразны, но можно выделить три основные группы: 1) насосно-компрессорные трубы; 2) обсадные и бурильные трубы; 3) трубы для нефтепромысловых коммуникаций. 

1.2.1. Насосно-компрессорные  трубы. 

Из насосно-компрессорных  труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:

-   подъема  на поверхность отбираемой из  пласта жидкости, смеси жидкости  и газа или одного газа;

-   подачи  в скважину жидкости или газа (осуществления технологических  процессов, интенсификации добычи  или подземного ремонта);

-   подвески  в скважине оборудования. 

Для фонтанного и газлифтного подъемников используются так называемые насосно-компрессорные трубы (НКТ). Используются при гидроразрыве пласта или его солянокислотной обработке, при работах с внутрискважинным оборудованием, при ловильных работах, промывках песчаных пробок, для внутрипромысловых коммуникаций. Для этого типа труб характерны небольшой диаметр, обеспечивающий возможность их спуска в эксплуатационные колонны скважин; высокая прочность, позволяющая использовать их для подъемников в скважинах больших глубин при всех способах эксплуатации скважин, а также конусная резьба.

Насосно-компрессорные  трубы отличаются материалом, группами прочности, герметичностью, противокоррозионной  стойкостью, резьбой, быстротой стыковки, размерами, сопротивляемостью отложению парафина и солей. Гладкие трубы проще в изготовлении, но их концы ослаблены нарезанной на них резьбой. Трубы с высаженными наружу концами имеют одинаковую прочность по основному телу и у резьбы. Эти трубы называются равнопрочными.

Наибольшее применение к настоящему времени получили стальные цельнокатаные неравнопрочные НКТ с муфтовыми резьбовыми соединениями. Неравнопрочность НКТ определяется разницей между площадями сечений тела трубы и в зоне резьбы, где снижение несущей способности пропорционально уменьшению площади сечения.

Неравнопрочные  НКТ используются в качестве подъемных труб на скважинах малых и средних глубин. Широкое же их применение объясняется относительной простотой изготовления и меньшей стоимостью. Трубы с высаженными наружу концами. Резьба нарезана на утолщенной части, что обеспечивает равенство площадей рабочего сечения и сечения по телу гладкой части трубы. Равнопрочные НКТ позволяют примерно на 25% сократить расход металла на колонну НКТ по сравнению с неравнопрочными и значительно увеличить максимальные глубины их спуска.Новая конструкция. Равнопрочность в этом случае достигается привариванием коротких нарезанных концов труб к трубе с геометрическими размерами и формами примерно соответствующими резьбовой части неравнопрочной НКТ. В последние годы применяются так называемые безмуфтовые гибкие трубы длиной до 800, а в некоторых случаях 1200—1500 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана полной строительной длины без промежуточных соединений и сматываются в бухту. Они спускаются в скважину со специального агрегата, обычно смонтированного на большегрузной автомашине. На агрегате расположены барабан с намотанными трубами, привод барабана и выпрямляющий узел, располагаемый над скважиной. Колонна труб сматывается с барабана, где она может деформироваться по радиусу барабана, проходит через выпрямляющее устройство (в нем находится около 2 м трубы) и спускается выпрямленная в скважину. За счет сил трения в этом устройстве колонна удерживается в скважине в подвешенном состоянии.Через такую колонну труб можно подавать жидкость в скважину для промывки песчаных пробок, спускать оборудование для ремонтных и эксплуатационных работ. Естественно, что при таких безрезьбовых гибких трубах резко сокращается время спуска и подъема колонн, ликвидируются трудоемкие работы по свинчиванию и развинчиванию резьбовых соединений. К недостаткам относится громоздкость оборудования для спуска и подъема труб.  

Материал  НКТ.  

НКТ изготовляют  главным образом из углеродистых сталей разных групп прочности с  пределом текучести от 380 до 750 МПа. В  настоящее время начали применяться  НКТ из сплава на алюминиевой основе. Прочность сплава ниже минимальной прочности стали для НКТ, однако плотность сплава почти втрое меньше плотности стали, чем и определяется целесообразность применения легкосплавных труб, особенно в агрессивных средах газа или пластовой жидкости, по отношению к которым этот материал более стоек, чем сталь. Наличие больших, непрерывно увеличивающихся ресурсов алюминия и производственных мощностей для изготовления легкосплавных труб в условиях постепенного роста доли разрабатываемых месторождений нефти и газа с агрессивными средами, а также большое значение, которое имеет уменьшение веса оборудования, в частности НКТ, делают использование легкосплавных НКТ весьма перспективным.

В последнее  время делаются попытки использовать полимерные материалы и стекловолокно для изготовления НКТ. Целесообразность этого обусловливается их стойкостью по отношению к большей части агрессивных сред, особенно при высоких концентрациях в них H2S и СО2. Кроме того, НКТ из полимеров, как и легкосплавные, имеют малые массы. Однако конструирование и изготовление таких НКТ связаны с решением задачи обеспечения равнопрочности тела трубы и ее стыка, которая оказалась достаточно сложной и пока не решенной. 

Примеры условных обозначений насосно-компрессорных  труб приведены ниже:

трубы из стали  группы прочности Е с условным диаметром 60 мм, толщиной стенки 5 мм:

— 60х5-Е ГОСТ 633-80 — для гладких труб;

— В-60х5 ГОСТ 633-80 — для труб с высаженными наружу концами;

— НКМ-60х5 ГОСТ 633-80 — для высокогерметичных труб;

— НКБ-60х5 ГОСТ 633-80 — для высокогерметичных безмуфтовых  труб. 

По массе труб допускается отклонение от +6,5 до -3,5% для исполнения труб А (более точное исполнение) и от +8 до -6% для исполнения труб Б (менее точное исполнение).

Внутренний диаметр  НКТ проверяется шаблоном длиной 1250 мм с наружным диаметром на 2..2,9 мм меньше номинального внутреннего диаметра трубы (меньшее отклонение для труб небольшого диаметра). На толщину стенки установлен минусовый допуск в 12,5% от толщины. 

Трубы изготовляются из сталей следующих групп прочности: Д, К, Е, Л, М, Р:

Группа прочности  стали Предел текучести не менее, МПа

Д ………………………………………………………… 379(373)

К ……………………………………………………….... 491

Е ………………………………………………………… 552

Л ………………………………………………………… 654

М ………………………………………………………... 758

Р ………………………………………………………... 930 

Кроме того, НКТ  могут изготавливаться из алюминиевого сплава марки Д16Т. Этот сплав имеет  предел текучести около 300 МПа, предел выносливости 110 МПа. Относительная  плотность сплава 2,72. Трубы, изготовленные  из алюминиевого сплава, имеют значительно меньшую массу, чем стальные, а прочность их снижается меньше (в 1,25 раз по отношению к группе прочности стали Д, в 1,67 раз — к К и в 1,83 раза — к Е). Таким образом, колонны труб из алюминиевого сплава можно спускать глубже, или они будут иметь большой запас прочности при глубине спуска, одинаковой с глубиной спуска стальных труб.Трубы из сплава Д16Т обладают и большей коррозионной стойкостью в сероводородсодержащих средах. Особенно повышаются их коррозионная стойкость и износостойкость при толстослойном анодировании. 

Внутреннее покрытие НКТ. 

В процессе эксплуатации скважин на внутренней поверхности  НКТ откладываются парафин, смолы, соли, продукты коррозии. Парафин постепенно почти полностью закупоривает НКТ, что исключает возможность эксплуатации скважины. Для уменьшения интенсивности отложения парафина, солей, смол и защиты труб от коррозии применяются различные покрытия НКТ. Наиболее часто для этого используются стекло, эмали, эпоксидные смолы и лаки. Покрытия наносятся или сразу после изготовления труб до их поставки потребителям на заводах-изготовителях, или самими потребителями, т. е. на нефтегазодобывающих предприятиях. 

В последнее  время широко применяются НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта  стеклом, эпоксидными смолами. Менее распространено, но применяется эмалирование труб. 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. Это сказывается при больших глубинах подвески труб и при транспортировке их, когда трубы не предохранены от изгиба. Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо защищает их от отложений парафина. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при деформации труб смола не трескается. Но она имеет свои недостатки. Температура, при которой можно применять смолы, невысокая – не более 60 °С. Покрытие труб стеклом и эпоксидной смолой рассматривается как эффективное средство борьбы с отложением парафина. То или иное покрытие необходимо выбирать в зависимости от условий эксплуатации. В последние годы расширяется применение эмалированных труб. Они обладают наиболее прочным покрытием (значительно прочнее стекла), высокой температуростойкостью, морозоустойчивостью и гладкой поверхностью, на которой парафин не откладывается. Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы покрываются несколькими слоями эмали. Технология наложения эмали значительно сложнее технологии покрытия стеклом и эпоксидной смолой. Общий недостаток покрытий то, что место муфтового соединения труб остается незащищенным. 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 такие меры практикуются редко, так как они имеют крупные недостатки.