нефти и газа, для закачки воды и газа в пласт. Значительная часть этих запорных устройств применяется в оборудовании для первичной переработки нефти и газа и их транспортировки.
Широкое применение запорных устройств в разных отраслях промышленности и транспорта, строительства, коммунального хозяйства сделало их одним из наиболее массовых изделий машиностроения и объектов эксплуатации. Надежность, металлоемкость, ремонтоспособность запорного устройства каждого типа, принятого к производству, являются особо важными показателями.
Наиболее сложные условия эксплуатации запорных устройств наблюдаются при их использовании именно в фонтанной арматуре фонтанирующих скважин. Как и остальное оборудование, контактирующее с пластовой жидкостью, газом или конденсатом, запорные устройства фонтанной арматуры находятся под воздействием высокого давления (до 70–100 МПа), пропускают через себя до нескольких тысяч тонн пластовой жидкости или миллионов кубометров газа, часто содержащих агрессивные среды (H2S и СО2), абразив, сильно минерализованную воду. Иногда температура пластовой жидкости достигает 200–250 °С, а температура окружающей среды на севере, например, опускается ниже –50 °С. Нередки случаи, когда перечисленные условия характерны для одного месторождения. В подобных же условиях работают средства регулирования, т.е. штуцеры. Аналогичны и условия эксплуатации запорных устройств в манифольде фонтанной арматуры.
Эти особо сложные условия эксплуатации запорных устройств определяют и требования, предъявляемые к их конструкции и изготовлению: способность выдерживать необходимое давление и обеспечивать при этом герметичность запора, пропускать поток жидкости или газа с минимальной потерей напора, сохранять работоспособность при наличии агрессивных сред и абразива, при высоких и низких температурах, быть оперативными в управлении, иметь минимальную металлоемкость.
Широкий диапазон дебитов и давлений, химического состава жидкости или газа, температур наряду с массовым характером производства запорных устройств сделали целесообразным и их выпуск не в универсальном, а в специализированном исполнении прежде всего для различных давлений, расходов, химического состава и температур. Параметры и исполнения запорных устройств регламентируются стандартами.
Однако в особо сложных условиях эксплуатации, несмотря на относительно высокую надежность, долговечность запорных устройств недостаточна для длительной эксплуатации фонтанной скважины без их замены. Поэтому не только запорные устройства, но и фонтанная арматура изготавливаются с учетом их возможных отказов и сохранения при этом работоспособности арматуры в целом, например, путем резервирования или сменой запорного устройства под давлением, т.е. на работающей скважине.
Принципиальные схемы основных запорных и регулировочных устройств отличаются способом уплотнения. Эффект уплотнения клиновой задвижки обеспечивается за счет распорного усилия клина – шибера, прижимаемого к гнездам каналов задвижки. Однако задвижкам этого типа свойственен ряд серьезных недостатков: непрямоточность потока жидкости или газа, возникновение завихрений, омывание шибера в открытом положении жидкостью. Поэтому задвижки с клиновым шибером создают большие гидравлические сопротивления, а долговечность омываемого потоком жидкости или газа в открытом положении шибера и гнезда мала. Недостаток задвижек – сложность обеспечения герметичности контакта поверхностей клин – гнездо как при изготовлении, так и при ремонте, вследствие чего их производство резко сократилось, однако парк их до сих пор весьма большой.
Более совершенна плоскошиберная задвижка, в которой уплотнение контакта шибер – гнездо достигается различными способами, но во всех случаях конструкция их исключает омывание герметизирующих поверхностей шибера в открытом положении
39
жидкостью или газом. Пропускаемый поток жидкости или газа сохраняет направление при проходе через шибер, поэтому задвижки этого типа называются также прямоточными. Такой принцип устройства позволил значительно повысить долговечность задвижки и резко сократить в ней гидравлические потери. Плоская форма шибера способствует упрощению ее изготовления и ремонта. Задвижки этого типа – основные среди выпускаемых.
Кроме задвижек, в качестве запорных устройств используются краны с различными по форме пробками: цилиндрической, шаровой, конической. Кран обеспечивает прямоточность потока жидкости или газа.
В качестве регулирующих устройств применяются вентили и втулочные сменные штуцеры. Использование вентилей, называемых часто регулируемыми штуцерами, в фонтанной арматуре позволило плавно менять площадь сечения канала и обеспечить бесступенчатое регулирование. Втулочные сменные штуцеры рассчитаны на ступенчатое регулирование за счет использования набора деталей, представляющих собой дроссели с каналами разных диаметров.
Прямоточная плоскошиберная задвижка с диаметром условного проходного отверстия 65 мм рассчитана на рабочее давление 21,0 МПа (рис. 3.9). Основные детали задвижки: стальной корпус 1 с крышкой 4, шибер 13, сёдла 2 и 12. На сёдлах 2 и выходе 12 установлены подпирающие тарельчатые пружины 11.
Рис. 3.9. Прямоточная плоскошиберная задвижка:
1 – корпус; 2 – седло на входе; 3 – шпиндель; 4 – крышка; 5 – нагнетательный клапан; 6 – маховик; 7 – регулировочный винт; 8 – ходовая гайка; 9 – крышка подшипников; 10 – манжеты; 11 – тарельчатая пружина; 12 – седло на выходе; 13 – шибер
Такая конструкция наиболее типична для задвижек, рассчитанных на небольшие расходы и давления. Масса задвижек – 80–100 кг. Герметичность запора достигается за счет подвижности сёдел 2 и 12 с кольцевыми уплотнениями и высокого класса
40
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.
Рис. 3.11. Пневмоприводная задвижка |
Рис. 3.12. Пробковый кран |
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