УДК 621.77.07
Импортозамещение изделий и технологий для нефтяной и газовой промышленностей
М. В. ПЕСИН – к.т.н., доцент ПНИПУ, первый заместитель директора по нефтепромысловому оборудованию ООО «ПКНМ», г. Пермь
Показан опыт российского предприятия в повышении надежности нефтегазодобывающего оборудования. Рассмотрены перспективные научные разработки в технологии изготовления цилиндров и плунжеров скважинных штанговых насосов.
Постоянно повышающиеся требования нефтяных компаний при эксплуатации изделий машиностроения приводят к разработке высокоэффективного оборудования. Так для решения актуальной задачи повышения надежности нефтепромыслового и бурового оборудования сотрудниками ПКНМ предпринимаются конструкторско-технологические методы.
В части бурового оборудования были разработаны технологии упрочнения резьбовой поверхности замковой резьбы бурильной трубы и переводников бурильных колонн, разработана программа для прогнозирования остаточных напряжений в резьбовой поверхности, PKNM Deep Roll Thread v 1.0 («Обкатка резьбы роликом ПКНМ версия 1.0»). Разработан модуль, позволяющий выбирать оптимальные с точки зрения повышения надежности резьбового соединения нагрузки, и, в дальнейшем, получить графические зависимости, показанные на рис. 1.
Рис. 1. Общий вид интерфейса программы для ЭВМ Deep roll thread
Программа представляет собой структурированный набор результатов численных экспериментов по моделированию остаточных напряжений в резьбовой поверхности бурильной трубы. Таким образом, на основе комплекса теоретико-экспериментальных исследований технологического процесса упрочняющей обработки появилась возможность прогнозировать величину и характер распределения остаточных напряжений по глубине поверхностного слоя дна впадины резьбы в зависимости от геометрии обкатного ролика и нагрузки на ролик.
Данная отечественная технология позволила в значительной степени повысить долговечность бурового оборудования. На способы получения резьбы и программу получены патенты и свидетельство. Работы по совершенствованию процесса продолжаются.
Многолетний опыт, накопленный в сфере конструирования и производства нефтепромыслового оборудования, позволяет предприятию разрабатывать специальное оборудование для осложненных условий эксплуатации. Так, на примере скважинного штангового насоса для добычи нефти, были разработаны конструкции изделий для использования в осложненных условиях эксплуатации в нефтяной и горной промышленностях.
Для извлечения жидкостей применяются различные устройства и машины, так, например, хорошо известны конструкции скважинных штанговых насосов. Однако в связи с повышением требований к условиям эксплуатации и составу жидкости выявлена проблема в создании надежных конструкций для извлечения запасов углеводородов.
Насос невставной скважинный штанговый с коротким цилиндром типа ННБКУ
Широкое распространение получил насос невставной скважинный штанговый с коротким цилиндром типа ННБКУ, показанный на рис. 2. Насосы типа ННБКУ с коротким цилиндром, длинным плунжером, с неизвлекаемым увеличенным всасывающим клапаном и сбивным штифтом предназначены для работы в скважинах с повышенным содержанием механических примесей и абразивных частиц (более 1,3 г/л). Во время работы насоса вся рабочая поверхность цилиндра постоянно находится в контакте с поверхностью плунжера. Благодаря тому, что наружная поверхность плунжера имеет коррозионно и износостойкое покрытие, на его поверхности не происходят диффузионные и адгезионные процессы, т. е. не происходит налипание механических включений, входящих в состав жидкости. Это обстоятельство приводит к тому, что в зазор между плунжером и цилиндром механические примеси практически не попадают. Тем самым исключается повышенный износ цилиндра и основная причина заклинивания плунжера – попадание механических частиц в плунжерный зазор. Работа насоса не отличается от работы невставных скважинных штанговых насосов, выполненных по классической схеме. С целью увеличения срока службы насоса предусматривается его работа в комплекте с автоматическим сцепным устройством и газопесочным якорем.
Рис. 2. Насос невставной скважинный штанговый с коротким цилиндром типа ННБКУ
Состав насоса: 1 – верхняя муфта, 2 – клетка плунжера, 3 – удлинитель верхний, 4 – длинный плунжер, 5 – короткий цилиндр, 6 – удлинитель нижний, 7 – нагнетательный клапан, 8 – сбивной штифт, 9 – всасывающий клапан
Якорь газопесочный типа ЯГП2
Газопесочный якорь ЯГП2 предназначен для защиты скважинных штанговых насосов от попадания в них механических примесей и газа, показан на рис. 3.
Газопесочный якорь крепится к нижней муфте замковой опоры вставного насоса с помощью трубы НКТ свинченной с верхним переводником 1 или устанавливается непосредственно на корпусе всасывающего клапана невставного насоса через верхний переводник 1.
Газопесочный якорь работает на принципах центробежной, гравитационной и механической очистки. Якорь состоит из корпуса 2, в верхней части которого выполнены отверстия (b) через которые добываемая жидкость поступает во внутреннюю полость (с) якоря. Попадая в полость (с), поток жидкости направляется вниз между стенками корпуса 2 и заборной трубы 3 с достаточно малой скоростью, позволяющей газу, содержащемуся в жидкости, подниматься вверх, навстречу потоку, и выходить через отверстия (а) в затрубное пространство. Заборная труба 3 внизу заканчивается расширением 4, позволяющему увеличить скорость потока с содержащимися в нем механическими примесями. Попадая в открытую снизу заборную трубу 3, поток жидкости разворачивается на 180°, чем обеспечивается отделение механических примесей за счет сил инерции и гравитационных сил. Через внутреннюю полость (d) заборной трубы 3 жидкость поступает в насос. Отсепарированные примеси собираются в накопителе, состоящем из труб НКТ и закрепляемом на нижнем переводнике 5. На нижней трубе накопителя устанавливается заглушка 6.
Рис. 3. Газопесочный якорь ЯГП2
Габаритные размеры якоря: длина (без сборника механических примесей) – 2370 мм; наружный диаметр – 105 мм. Масса, – 47 кг. Номинальные диаметры сопрягаемых НКТ – 60 мм; 73 мм; 89 мм. Количество НКТ, устанавливаемых в качестве сборника механических примесей – 2…3 шт. Номинальная подача жидкости насосом – 50 м3/сут. Глубина погружения якоря под динамический уровень – до 60 м.
Состав и физико-химические свойства откачиваемой жидкости:
- обводненность – до 99%;
- содержание H2S – не более 50 мг/л;
- концентрация ионов водорода – рН 4…8;
- содержание механических примесей – более 1,3 г/л;
- кинематическая вязкость – до 40 мм2/с;
- содержание свободного газа на приеме – до 50%.
Насос трехтрубный НВ3Б
Насос НВ3Б трехтрубный вставной с нижним механическим креплением предназначен для работы в экстремально абразивных или загрязненных жидкостях, показан на рис. 4. В насосе используются три трубы (подвижный и неподвижный цилиндры и плунжер) со свободной посадкой, вместо пары цилиндр-плунжер, применяемой в стандартных насосах. В качестве уплотнительной среды в насосе используется добываемая жидкость. Конструкция увеличивает срок службы насоса в скважинах с содержанием механических примесей свыше 1,5 г/л, делает насос менее уязвимым к заклиниванию, сводит к минимуму образование песчаных пробок в насосе.
В исходном положении подвижный цилиндр 4 и плунжер 6 находятся в крайнем нижнем положении (переводник 2 касается упорной втулки 3). Все клапаны закрыты.
При подъеме плунжера 6 защитный клапан 1 закрыт под воздействием давления в полости «a». Над всасывающим клапаном 9 (в полости «d») создается разрежение и он открывается. Одновременно происходит увеличение объема полости «с» и жидкость через отверстие в полом штоке 5 стремится ее заполнить. В полости «b» создается разрежение и открывается нагнетательный клапан 7. В полостях «b», «с» и «d» давление становится равным пластовому (полость «e»). Происходит заполнение жидкостью полостей «b», «с» и «d». При образовавшемся перепаде давлений возникают утечки между подвижным цилиндром 4 и неподвижным цилиндром 8 и между неподвижным цилиндром 8 и плунжером 6 (утечки через отверстие в полом штоке 5 не происходит, т. к. через него идет встречный поток жидкости). Большая суммарная длина контактирующих поверхностей позволяет свести утечки в трущихся парах к минимуму даже при увеличенных зазорах, которые применяются в данной конструкции.
При опускании плунжера 6 происходит уменьшение объема полости «b» и шарики нагнетательного клапана 7 и всасывающего клапана 9 садятся на седла под собственным весом. Давление в замкнутой полости «b» начинает расти, и, при достижения его равным давлению в полости «a», защитный клапан 1 открывается. Происходит рост давления в замкнутой полости «d» до давления в НКТ (в полости «a»), после чего нагнетательный клапан 7 открывается. Внутренняя полость насоса заполняется жидкостью. Поскольку давление в полости насоса равно давлению в НКТ, утечек через подвижные элементы насоса не происходит.
В процессе работы насоса происходит постоянное перемешивание жидкости межу наружной поверхностью насоса и внутренней поверхностью НКТ, что препятствует образованию застойной зоны, в которой оседают и накапливаются механические примеси. Это позволяет избежать заклинивания насоса в НКТ, что характерно для вставных насосов с нижним креплением. Специальные насосы типа ННБКУ успешно прошли опытно-промысловые испытания на месторождениях Республик Башкортостан, Казахстан Татарстан, на территории Краснодарского и Пермского краев, Самарской области и на Сахалине.
Рис. 4. Насос НВ3Б трехтрубный вставной с нижним механическим креплением
Состав насоса:
1 – защитный клапан, 2 – переводник, 3 – упорная втулка, 4 – подвижный цилиндр, 5 – полый шток, 6 – плунжер, 7 – нагнетательный клапан, 8 – неподвижный цилиндр, 9 – всасывающий клапан, 10 – конус, 11 – якорь, 12 – седло конуса
Заключение
Высокоэффективные конструкторские и технологические решения, представленные сотрудниками ПКНМ, отвечают возросшим требованиям к эксплуатации нефтепромыслового и бурового оборудования на месторождениях крупнейших нефтяных компаний России: ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» (ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», ООО «РН-Краснодарнефтегаз»), ПАО «ЛУКОЙЛ» (АО «РИТЭК» ТПП «ТатРИТЭКнефть»), АО «БЕЛКАМНЕФТЬ», а также в компаниях Казахстана и Азербайджана».
ООО «ПКНМ»
www.pknm.ru
