Применение гидравлического привода при добыче и транспортировке углеводородов

XXI Международный конкурс научно-исследовательских и творческих работ учащихся
Старт в науке

Применение гидравлического привода при добыче и транспортировке углеводородов

Кочекаев Э.Р. 1
1ГБПОУ АО "АГПК"
Кочетов В.В. 1
1ГБПОУ АО "АГПК"
Автор работы награжден дипломом победителя III степени
Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF

Введение

В современной промышленности нет области, где не было расчетов гидравлических процессов, устройств и механизмов. Особое место гидравлика занимает в нефтяной и газовой промышленности, так как все ее процессы, начиная от бурения разведочных скважин и заканчивая транспортировкой готовой продукции потребителю, связаны с перемещением и хранением жидкости.

В нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности широко применяются системы, которые обеспечивают перекачивание больших объёмов сырой и переработанной нефти, а также нефтепродуктов. Их отличия – это повышенная устойчивость к коррозии, способность противостоять значительным перепадам температур, высокая степень защиты от взрыва.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, подземных хранилищ газа возможны аварийные разливы нефти и химических реагентов из–за некорректно рассчитанных резервуаров. Присутствие ошибок в гидравлических расчетах при закачке газа в газохранилища или при гидроразрыве продуктивных пластов могут послужить причиной разрушения целостности скважин с последующим перетоком газа и нефти в водоносные горизонты или на дневную поверхность, причем иногда вдали от места аварии.

Гидравлика очень важна и в экологии. Современные предприятия выбрасывают в окружающую среду миллионы тонн веществ и соединений, которые оказывают негативное влияние. Идет активное, плохо контролируемое наступление на среду обитания всего живого на Земле. В нарушение экологического равновесия нефтегазовая промышленность оказывает весомый «удар». Разрушение и загрязнение почвы и водных источников при бурении скважин и обустройстве промыслов, аварии, приводящие к выбросам из скважин и трубопроводов газа, нефти и нефтепродуктов, которые сопровождаются зачастую пожарами и взрывами, – вот основные виды экологических потрясений, сопровождающие работу отрасли.

  1. Использование гидропривода на скважинах периодического фонда, малодебитных, глубоких и искривленных скважинах

Гидравлический привод насосного оборудования (ГПШСН) применяется при эксплуатации нефтяных скважин в качестве альтернативы стандартным установкам штанговых скважинных (УШГН) и электроцентробежных (УЭЦН) насосов, позволяя сократить затраты на подъем нефти и обслуживание оборудования.

Замена гидроприводом станка–качалки (СК), работающего в периодическом режиме, или ЭЦН, работающего в режиме автоматического повторного включения (АПВ), позволяет снизить засоренность и увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.

Стандартная комплектация гидропривода включает мачту–опору, гидроцилиндр, блок–бокс, гидростанцию и электронную систему управления (ЭСУ) (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 – Состав ГПШСН

Подача рабочей жидкости в гидравлический цилиндр приводит к возвратно–поступательным движениям штока гидроцилиндра и полированного штока колонны штанг.

Применение гидропривода позволяет повысить интеллектуализацию процесса добычи за счет оптимизации производительности (дебита) скважины и снижения затрат на электроэнергию и обслуживание.

Кроме этого, увеличивается наработка подземного оборудования на отказ, а благодаря наличию электронных систем дистанционного мониторинга и управления сокращается время на перенастройку режимов работы оборудования.

К другим преимуществам гидропривода ШСН можно отнести возможность независимого регулирования скоростей подъема/опускания и ускорений штока, создания паузы (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 – Изменение скорости штока ГПШСН

Например, за счет увеличения длины хода штанг обеспечивается сокращение числа циклов нагружения штанговой системы и клапанов скважинного насоса.

ГПШСН достаточно прост в транспортировке, монтаже, демонтаже и отладке. Монтаж не требует фундамента: блок–бокс и мачта–опора монтируются на дорожные плиты. Весь процесс монтажа занимает от трех до шести часов. Таким образом, снижаются капитальные затраты на обустройство приустьевой площадки.

  1. Решение проблемы образования асфальто–смолистых парафиновых отложений и механических примесей

Гидропривод может использоваться для решения проблемы асфальто–смолистых парафиновых отложений АСПО (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 – Решение проблемы образования АСПО в скважинах

При возникновении клина вследствие образования парафиновых отложений ГПШСН настраивается на специальный режим, цель которого – плавно возобновить работу насоса путем расхаживания колонны штанг. Дополнительно есть возможность применения скребков совместно со штанговращателем.

Как известно, эксплуатация ШСН в скважинах с пластовой жидкостью, содержащей механические примеси (песок и пр.), приводит к повышенному износу оборудования и увеличению утечек через клапаны. Для решения данной проблемы в ГПШСН «Гейзер» был реализован специальный алгоритм, который переводит гидропривод в режим ускоренной прокачки пластовой жидкости через ШСН. При этом уменьшается длина хода и одновременно увеличивается число двойных ходов на определенный период (15–20 мин).

  1. Исправление дефектов в колонне с использованием гидропривода

К дефектам, которые можно исправить, относятся смятие и слом обсадной колонны.

Величина смятия колонны может быть различной и оценивается по изменению внутреннего диаметра колонны. Если смятый участок колонны по длине равен одному − двум наружным ее диаметрам, а внутренний диаметр сузился до 0,85 его номинального значения, смятия считаются незначительными. Смятия считаются значительными, если длина смятого участка составляет три − двадцать диаметров колонны, а внутренний диаметр сузился до 0,8 его номинального значения. В зависимости от характера и длины смятой части применяют оправочные долота, грушевидные и колонные конусные фрезеры.

Обычно работы начинают инструментом, диаметр которого на 4−5 мм больше минимального диаметра в смятой части колонны. После спуска инструмента до необходимой глубины начинают вращать его с помощью ротора при частоте его вращения 40−80 об/мин. Осевую нагрузку поддерживают согласно данным таблицы 6.1.

Таблица 6.1 Осевая нагрузка на оправочный инструмент

Диаметр обсадной колонны, мм

114

127−146

168

219−273

Диаметр бурильных труб, мм

60

73

89

114

Осевая нагрузка на оправочный инструмент, тс

0,5−1,0

1,0−2,0

2,0−4,0

3,0−5,0

По мере расширения места смятия используют одно за другим оправочные долота с последовательным увеличением диаметра на 5 мм. Если при использовании оправочных долот не получают положительных результатов и место смятия протирается, то участок смятия офрезеровывают грушевидными или колонными фрезерами.

Грушевидный фрезер спускают поочередно и поразмерно так, чтобы образовался свободный проход для пропуска шаблона под номинальный диаметр обсадной колонны. Выправленный участок изолируют от возможного проникновения посторонних вод и осыпания породы. Это достигается двумя способами:

  • нагнетанием под давлением через дефект в колонне цементного раствора;

  • установкой металлических пластырей с помощью устройства Дорн.

Устройство Дорн предназначено для установки металлических пластырей в местах нарушений герметичности эксплуатационных колонн в скважинах диаметром 146 и 168 мм, образовавшихся в результате трещин, коррозии, протираний, нарушений резьбовых соединений, селективной изоляции пластов в зоне перфорации и т. д.

ВНИНКРнефть разработал устройства:

  • без опоры на обсадную колонну (рисунок 6.1);

  • с опорой на обсадную колонну.

 

Рисунок 6.1. Последовательность работы устройства тина Дорн без опоры на колонну: а − спуск устройства в скважину; б − положение пластыря относительно поврежденного участка колонны; в − положение дорнирующей головки после окончания работы силовых цилиндров, обеспечивающих сцепление пластыря с обсадной колонной; гпроцесс дотирования (расширения) протягиванием устройства талевой системой; д − подъем устройства па поверхность талевой системой.

  1. Ремонт переходов газопровода под железными и автомобильными дорогами

Капитальный ремонт переходов газопроводов, проложенных под железными и автомобильными дорогами, производится с целью устранения дефектов и неисправностей различными методами. Ремонт перехода, как правило, осуществляется с сохранением существующего футляра.

Ремонт участка газопровода внутри защитного футляра производится путем замены данного участка. Замена рабочего газопровода включает следующие основные операции:

  • подготовку подъездных дорог и ремонтно-строительной полосы для выполнения работ;

  • подготовку рабочей плети газопровода по длине, превосходящей длину защитного футляра не менее чем на 1,0 м, согласно требованиям СНиП 2.05.06-85;

  • футеровку плети;

  • отключение участка газопровода и освобождение его от газа;

  • демонтаж участка газопровода из защитного футляра;

  • протаскивание подготовленной плети в защитный футляр и приварку к основной нитке газопровода гарантийными стыками;

  • испытание перехода газопровода и примыкающих участков.

Капитальный ремонт перехода может производиться как с заменой, так и без замены рабочего газопровода.

Капитальный ремонт с заменой перехода производится с отключением участка газопровода и полным освобождением его от газа.

Способы капитального ремонта с заменой перехода:

  • вырезка и демонтаж трубы из защитного футляра, не повреждая полотна дороги;

  • вырезка и демонтаж всего участка газопровода, включая защитный футляр.

Капитальный ремонт с вырезкой и демонтажем участка газопровода внутри имеющегося защитного футляра производится без повреждения полотна дороги и включает следующие основные операции:

  • подготовку подъездных дорог и ремонтно-строительной полосы для размещения новой рабочей плети и демонтируемого участка рабочей плети;

  • монтаж на строительной полосе новой рабочей плети длиной больше длины защитного футляра не менее чем на 1,0 м;

  • установку футеровки на новую рабочую плеть газопровода;

  • вскрытие газопровода у концов защитного футляра с обеих сторон дороги, обеспечивающее выполнение ремонтных работ;

  • вырезку демонтируемого участка от основной нитки газопровода, удаление уплотняющих манжет на концах защитного футляра;

  • извлечение вырезанного участка из защитного футляра;

  • протаскивание новой рабочей плети газопровода внутри защитного футляра;

  • испытания новой рабочей плети;

  • приварку новой рабочей плети к основной нитке газопровода гарантийными стыками;

  • герметизацию межтрубного пространства уплотняющими манжетами;

  • монтаж вытяжной свечи;

  • изоляцию гарантийных стыков труб и засыпку отремонтированного участка;

  • испытание отремонтированного участка проходным давлением.

Часто ж/д или автомобильный переход имеет стратегическое значение, поэтому необходимо проводить ремонт без повреждения полотна дороги.

В данной работе предлагается использовать технологию описанную в пункте 3 с применением комплекса КП-1721.

Комплекс КП-1721 (АОЗТ «СКМ - Гейзер») предназначен для прокладки методом продавливания защитных кожухов в грунтах I - IV категорий нормальной и повышенной влажности с механизированной разработкой грунта в кожухе (рисунок. 4.1).

Рисунок 4.1 – Общий вид комплекса КП-1721

Характеристики комплекса КП-1721 представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 – Технические характеристики комплекса КП-1721

Наименование

Показатели

Максимальная длина прокладываемого кожуха, м

до 60

Средняя скорость проходки, м/ч

1,0

Ход штоков гидродомкратов, мм

1000

Максимальное усилие подачи, кН

3920

Общая установленная мощность двигателей, кВт

35

Общая масса установки, т

33

На конце комплекса устанавливается пустотелая болванка конусообразной формы.

Ремонт в таком случае сократится до следующих основных операций:

  • вскрытие газопровода у концов защитного футляра с обеих сторон дороги, обеспечивающее выполнение ремонтных работ;

  • очистка внутренней поверхности участка газопровода с помощью очистных скребков или поршней-очистителей;

  • подготовка пластыря на поверхности;

  • протаскивание пластыря внутри газопровода;

  • герметизацию межтрубного пространства уплотняющими манжетами;

  • изоляцию гарантийных стыков труб и засыпку отремонтированного участка;

  • испытание отремонтированного участка проходным давлением.

Пластырь, предназначенный для восстановления герметичности трубы, выбирают по длине и диаметру в зависимости от размера дефекта и внутреннего диаметра трубы.

Длину пластыря определяют по формуле

 

(4.1)

где – длина подземного перехода, м.

Наиболее пригодна для изготовления пластырей сталь Х18Н10Т. Наряду с хорошей пластичностью этот материал обладает достаточной прочностью, незначительно уступающей прочности материалов обсадных труб. Сталь Х18Н10Т, кроме того, обладает высокой коррозионной стойкостью.

Для решения поставленной задачи необходимы продольно-гофрированные тонкостенные стальные трубы, обладающие требуемыми конфигурацией, размером поперечного сечения, механическими и прочностными свойствами.

Для изготовления таких труб в качестве заготовки можно использовать тонкостенные цилиндрические стальные трубы, выпускаемые промышленностью по ГОСТ 8732-78.

Для качественного восстановления герметичности скважин при ремонте обсадных колонн важно правильно выбрать оптимальную форму, периметр поперечного сечения и материал пластыря. Он должен свободно проходить в трубе с зазором 6 – 8 мм с последующим плотным прижатием без механического нарушения к внутренней поверхности ремонтируемого участка трубы.

Для этого поперечному сечению пластыря придают вид фигуры, состоящей из сопряженных участков выступов и впадин (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2. Поперечный профиль пластыря:

1 – труба газопровода; 2 – гофрированный пластырь

Необходимый периметр пластыря после его установки

 

(4.2)

где – толщина слоя полимерный состав, мм.

Периметр пластырей может быть рассчитан по методике, применяемой для звездообразных труб. Для пластырей с гофрами длину периметра определяют по формуле:

 

(4.3)

где – количество гофр; – радиус выступов и впадин, мм; – толщина пластыря, мм; – коэффициент, учитывающий положение нейтрального слоя при изгибе; – угол между соседними выступами, градус; – угол, определяющий длину дуги впадины, градус.

При расчете геометрии поперечного сечения пластыря, количество гофр определяется по формуле:

 

(4.4)

Угол между соседними выступами

 

(4.5)

Радиус нейтральной поверхности RН в мм (рисунок 4.3) определяется по формуле

Рисунок 4.3. Определение нейтральной поверхности

 

(4.6)

где – радиус гибки (радиус выступов и впадин), мм; – толщина пластыря, мм; – коэффициент, величина которого зависит от отношения RВ/s (таблица 4.2).

Таблица 4.2 Оптимальное соотношение RВ/s и

 

2

3

4

5

6

7

8

9

более 10

 

0,445

0,463

0,469

0,477

0,480

0,485

0,490

0,495

0,500

С целью повышения качества герметизации пластырь покрывают пластичным герметизирующим материалом.

Для герметизирующего покрытия применяют следующие материалы:

  • полимерный состав на основе эпоксидной смолы ЭД-5, ЭД-б;

  • гуммировочный состав на основе наирита НТ (ТУ 38-10518-77).

Полимеры на основе эпоксидных смол более прочны и надежны для герметизации при заполнении раковин и пустот между пластырем и обсадной колонной, но менее удобны при приготовлении и нанесении на поверхность пластыря, так как быстро схватываются (твердеют).

Для обеспечения сохранности равномерно нанесенного на поверхность пластыря герметизирующего покрытия, обладающего свойствами текучести, в процессе транспортирования к месту работ пластырь обертывают предохранительным материалом (например, марлей, стеклотканью).

Список использованных источников

  1. Штеренлихт Д.В. Гидравлика: учебник для вузов.– М.: Энергоавтоиздат, 1984. – 640 с., ил.

  2. https://rogtecmagazine.com/wp–content/uploads/2014/09/10_Lukoil_Geyser_Hydraulic_Rod_Pump.pdf

  3. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: Учебник для вузов. – 3–е изд., стереотипное. Перепечатка со второго издания 1979 г. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 319 с. ISBN 5–98535–013–4

  4. Мительман Б.И. Гидравлика в бурении: Сборник подготовлен лабораторией забойной гидравлики ВНИИБТ. – М.: «Недра», 1965. – 160 с.

  5. Муфазалов Р.Ш. Гидромеханика добычи нефти: Учеб. пособие. – Т.1. – М.: Издательство: Горная книга, 2008. – 328 с. 5

  6. Хаснудинов, Р. Р. Усовершенствование насоса на основе гидропривода для добычи нефти из малодебитных скважин за счёт установки в рабочей камере устройства для прогрева масла / Р. Р. Хаснудинов, Г. В. Миловзоров. – Текст : непосредственный // Молодой ученый. – 2020. – № 26 (316). – С. 52–54. – URL: https://moluch.ru/archive/316/72106/ (дата обращения: 08.11.2023).

  7. Мерданов Ш. Х., Конев В. В., Бородин Д. М., Половников Е. В. Система прогрева элементов гидропривода / Патент России № 2569862.

  8. Рылякин, Е. Г. Обеспечение эффективной функциональности гидропривода мобильных машин / Е. Г. Рылякин, В. И. Костина. – Текст: непосредственный // Молодой ученый. – 2015. – № 6 (86). – С. 200–202.

  9. Егоров А. Л. Обоснование рабочих параметров снегоуборочной машины с уплотняющим рабочим органом: дис.... канд. техн. наук: 05.05.04 / ТюмГНГУ. – Тюмень, 2004. – 157 с.

  10. Мерданов Ш. М., Егоров А. Л., Костырченко В. А., Мадьяров Т. М. Подогрев гидропривода при помощи СВЧ нагревателя // Фундаментальные исследования. – 2016. – № 2–3. – С. 498–502; URL: http://www.fundamental–research.ru/ru/article/view?id=39963 (дата обращения: 23.06.2020)

Просмотров работы: 14