Начинается...

Импортозамещение изделий и технологий для нефтяной и газовой промышленностей

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.

Общий вид интерфейса программы для ЭВМ Deep roll thread   Общий вид интерфейса программы для ЭВМ Deep roll thread

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.

Насос невставной скважинный штанговый с коротким цилиндром типа ННБКУ

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.

Газопесочный якорь ЯГП2

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.

Насос НВ3Б трехтрубный вставной с нижним механическим креплением

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»
614070, Пермь, ул. Техническая, 5
тел. +7 (342) 209-22-22
mail@pknm.ru
www.pknm.ru

Скачать статью в формате pdf →

Читайте также: