книги / Оборудование для добычи нефти и газа

цией. В участке подготовки воды этой установки использова­ лась оригинальная система умягчения от систем опреснителей, используемых в г. Шевченко (Актау) для получения пресной пи­ тьевой и технической воды. В этой системе в нагреваемую воду вводят мелкозернистый порошок, на котором агрегируется на­ кипь. Вода подогревается паром от котла ПТВМ-100, который работает на очищенной воде в замкнутом цикле. Подогретая вода смешивается с исходной водой и имеет температуру перед на­ гнетанием 103 °С. В разводящую сеть горячая вода нагнетается центробежными насосами ПЭ-160, рассчитанными на подачу воды с высокой температурой и давлением до 16 МПа. Общая проектная пропускная способность установки 15000 м3/сут го­ рячей воды.

Широко применяются на промыслах стационарные и пере­ движные парогенераторные установки, имеющие блоки подго­ товки воды и парогенераторные блоки. Они рассчитаны на уста­ новку в одном месте на 1—3 года и обработку за это время близрасположенных скважин. После этого их можно транспортиро­ вать на новое место. Блоки имеют габариты в плане 6—12 м в длину и 3—4 м в ширину при массе 10—20 т (табл. 9.10). Макси­ мальная температура пара, подаваемого установками, составля­ ет 320 "С, за исключением установки на подачу 75 м3/ч, у кото­ рой температура пара достигает 440 °С.

Рассмотрим одну из этих установок (см. табл. 9.10). Установ­ ка УПГТ-9/120М имеет два блока — парогенераторный и водо­ подготовительный. Имеется также бак запасной умягченной воды.

Парогенераторный блок имеет прямоточный котел. Паропроизводитедьность установки составляет 9 т/ч при парогенерато­ ре, дающем 10 т/ч. Часть пара идет на собственные нужды уста­ новки. Рабочее давление составляет 5,9—11,8 МПа, максималь­ ная температура пара на выходе установки 324 °С, сухость пара 80%, температура питательной воды на входе в парогенератор — 80 °С. Основное топливо парогенератора — природный или нефтяной(ропутный) газ. Расход топлива — 800 кг/ч. Массы бло­ ков установки — по 20 т.

Исходная вода подается в парогенераторную установку (рис. 9.]4) с давлением не менее 0,05 МПа. В зимнее время она родаетсп через подогреватель / в бак исходной воды 2. Темпера­ тура водь1 после подогревателя составляет 20—25 °С. Из резерву-

Рис. 9.14. Схема парогенератор ной* установки УПГГ-9/120М

ара вода насосом 3 с подачей 20 м3/ч и давлением 0,5 МПа пода­ ется в механический фильтр 4 блока подготовки воды. В этой установке механический фильтр имеет диаметр 1400 мм, высоту 2510 мм. Он загружен на высоту до 900 мм измельченным антра­ цитом с зернами размером 0,5—1 мм. Отмывку фильтра прово­ дят один раз в смену.

Далее вода поступает на натрийкатионитовые фильтры 5 и б

ииз них — в резервуар умягченной воды 7. Здесь она подогрева­ ется острым паром до 70—80 °С для химического обессоливания

иудаления углекислого газа. Химические реагенты (сульфит натрия Na2S 0 4 и водный раствор аммиака NH40H) подаются Дозировочным насосом 5 (насос НД-25/40 с подачей 0,025 м3/ч

идавлением до 4 МПа) из резервуара 9. Подготовленная вода идет в подпорный насос 10 и затем в питательный насос 11 (на­ сос ПТ 10/160 с подачей 10 м3/ч и давлением 16 МПа). Пита­ тельный насос подает воду в прямоточный котел. Около насоса Имеется клапан 12 для регулировки объема подаваемой в котел воды. Дутьевой вентилятор 13 нагнетает в котел воздух, а топ­

ливная система 14 подает топливо. Котел 75 прямоточный с шестью последовательно соединенными змеевиками, где вода нагревается и переходит в пар. На выходе котла стоит предохра­ нительный клапан 16. Пар проходит через влагомер 17, далее через центробежный сепаратор, отделяющий пар от воды, и че­ рез приборы замера количества пара и воды. Часть воды прохо­ дит через дроссельный клапан 18 мимо предохранительного кла­ пана 19 ид подогреватель исходной воды 7. Основная масса пара и часть отсепарированной воды поступают через регулирующий клапан 20 к скважинам.

Интересны установки устьевых и внутрискважинных парогазогенераторов. Одна из установок устьевого парогазогенератора НПГГ-10/6 разработана Уфимским нефтяным институтом и Уфимским авиационным институтом. В этой установке назем­ ное оборудование состоит из газового и воздушного компрессо­ ров, насоса, подающего воду, коммуникаций и приборов запус­ ка, контроля и управления процессом. Топливом служит при­ родный газ, окислителем — воздух.

Собственно парогазогенератор устанавливается на устьевой арматуре. Он состоит из трех камер сгорания и камеры дожига, на выходе из которой в горячие газы впрыскивается вода. Паро­ газовая смесь (38 % азота, 7 % углекислого газа и 55% водяного пара) по НКТ поступает к пласту. Пропускная способность по парогазу 10103 кг/ч при давлении нагнетания 6 МПа. Темпера­ тура смеси регулируется от 400 до 650 К. Допустимая глубина скважины — до 400 м.

Скважинные парогазогенераторы генерируют теплоноситель у забоя скважины. В этом случае колонна труб не нагревается. Состав и параметры парогазовой смеси примерно те же, что и у устьевого парогазогенератора. Глубина обрабатываемых скважин в этом случае больше, до 1200 м.

Водогрейные установки могут быть подобны описанным па­ рогенераторным установкам, иметь блоки подготовки воды и подогрева ее. Водогрейные установки нагревают воду до 100 °С (см. описание стационарной установки на месторождении Узень) или до 200—300 °С. По исполнению они могут быть стационар­ ными и передвижными.

Кроме наземных запроектированы установки погружного го­ рения, позволяющие исключить систему подготовки воды. Ко­

тел установки заполнен подогреваемой водой. Под уровень воды опущены горелки, к которым подаются воздух и газ. При под­ водном горении теплота передается непосредственно от пламени к воде. При этом выпадение накипи не влияет на теплопередачу. Подогретая вода подается насосом к механическим фильтрам и к скважинам. Вода в таком аппарате нагревается до 150 °С.

Недостаток подобного подогрева — большое количество уг­ лекислого газа, выделяющегося при нем. Применение таких во­ догрейных установок ограниченно.

На некоторых месторождениях может применяться закачка в пласт термальных вод, поднимаемых бескомпрессорным газлиф­ том. В этом случае вода имеет температуру 50—60 °С и способна только поддержать температуру в нефтеносном пласте.

9.3Л.2. Оборудование теплотрассы, устья скважины и внутрискважинное оборудование

От водогрейных установок и парогенераторов к скважинам идет теплотрасса. При прокладке труб по поверхности они по­ крываются тепловой изоляцией так, чтобы температура на по­ верхности теплоизоляции была не больше 40 °С. Теплопровод должен иметь закрепления (якоря) на определенном расстоянии друг от друга и на каждом таком участке компенсатор удлине­ ний, выполняемый в виде П-образного участка, в котором допу­ стима некоторая деформация, сближение ножек. К ним подсое­ динены участки трубопровода, удлиняющиеся при нагреве теп­ лоносителем. Величина деформации определяется исходя из до­ пустимых напряжений изгиба в П-образном участке.

При прокладке в траншее трубопровод также защищается теп­ лоизоляцией, каналом из кирпичей или блоков и засыпается песком. Верхняя часть траншеи должна иметь изолятор, предох­ раняющей теплопровод от влаги. Теплопровод должен иметь компенсаторы удлинений, которые устраиваются так же, как и у поверхностного трубопровода. П-образные участки труб разме­ щаются в заглубленных свободных приямках на уровне прокладки самой теплотрассы.

У скважины теплопровод соединяется с оборудованием устья шарнирным соединением, позволяющим оборудованию устья перемещаться в вертикальном направлении (рис. 9.15). Верти-

Арматура устья при обработке пласта паром выполняется с задвижками, у которых сальниковые уплотнения выполнены также из теплостойких колец. Колонная головка в этом случае (рис. 9.16) имеет сальниковое уплотнение 4, через которое про­ ходит обсадная эксплуатационная колонна. Поджимать мягкое сальниковое уплотнение можно сверху грундбуксой 2, а снизу винтами 7, которые при их ввинчивании поднимают грундбуксу 6 и нижнюю часть уплотнения. При зажиме нижней части уплотнения можно сменить его верхнюю часть. Рабочее давле­ ние, на которое рассчитана колонная головка, составляет 4 МПа; температура в заколонном пространстве — до 150 °С. Колонные головки выпускаются для эксплуатационных колонн диаметром 146 и 168 мм.

Для уменьшения охлаждения теплоносителя и нагрева обсад­ ной колонны НКТ обычно спускаются в скважину с пакером. Затрубное пространство, таким образом, герметизируется, из него в процессе подачи теплоносителя испаряется жидкость, и за­ полненное газом или воздухом пространство служит лучшим

Подобные конструкции термоизолированных труб выпуска­ ют некоторые фирмы в Канаде, США и в России (ООО «ЛУ- КОЙЛ-КОМИ», г. Усинск, ОАО М3 «Нефтетерммаш», г. Крас­ нодар, ООО «Промысловое оборудование» г. Ижевск). Техни­ ческие характеристики термоизолированных труб разных про­ изводителей представлена в табл. 9.11.

Термоизолированные трубы предназначены для закачки в пласт пара с температурой 3500 С. Из представленных выше труб только в трубах ижевского производства используют в ка­ честве термоизоляции теплоизоляционные материалы, осталь­ ные трубы вакуумированые. Трубы имеют следующую конст­ рукцию. Свариваются две трубы НКТ 73x5,5 и 114x7 и из внут­ ренней полости откачивается воздух Подготовка труб мойка, дробеструйная обработка, химическая пассивировка поверхнос­ ти. На внутреннюю трубу (НКТ 73 х 5,5) наносится изоляция в пять слоев. Первый слой — 14мкм фольга, затем стекловолокно, а затем стеклоткань, которая закрепляется проволокой. Кроме того, на внутренней поверхности стекловолокна закрепляются

таблетки для поглощения паров и газов, образующихся при сварке труб. Сварка производится при нагреве трубы до 350 °С. Про­ парка перед сваркой проводится при температуре около 600 °С. Сварка после подготовки труб должна производиться не позднее 30 мин. Затем через клапан, установленный на наружной трубе, производится вакуумирование до 10 4 Па. После определенной выдержки проверяется герметичность швов, клапан заваривают и производится испытание на теплопередачу. Внутри трубы на­ греваются до Т = 350 °С, а на наружной поверхности температу­ ра должна быть не более 55—90 °С (для разных производителей). Если наружная температура превышает установленную, то про­ изводится повторное вакуумирование и испытание термокейса.

При подаче теплоносителя в скважину нагреваются колонны НКТ, обсадные колонны, цементные кольца и порода. При за­ качке высокотемпературных теплоносителей происходит изме­ нение свойств стали и деформация труб и других элементов ствола скважины (цементного кольца и породы). При закреплении труб цементом в свободной части колонн тепловая деформация эле­ ментов ствола скважины приводит к повышению напряжений в этих элементах.

Нагрев стали труб приводит к изменению ее предела текуче­ сти (рис. 9.17).

Как видно из рис. 9.17, при нагреве до 300 °С снижение преде­ ла текучести значительно, особенно у наиболее прочных сталей.

Для изготовления труб нефтяного сортамента в МИНХиГП (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) на кафедре конструкци­ онных материалов и коррозии под руководством Г. К. Шрейбе­ ра и Н.Н. Ефремова была предложена сталь марки 16ХГТА. Не­ большое содержание легирующих элементов делает сталь дос­ тупной для широкого потребления, и в то же время ее свойства наиболее полно удовлетворяют требованиям нефтяной промыш­ ленности.

Если сравнить эту сталь со сталями, близкими по прочности (стали группы прочности Д и сталь марки 36Г2С), то снижение пределов прочности и текучести у такой стали значительно мень­ ше. При увеличении температуры от 20 до 400 "С предел текуче­ сти стали группы прочности Д и стали марки 36Г2С снижается примерно на 31%. Соответствующий предел у стали марки 16ХГТА снижается только на 7,3%.

Рис. 9.17. Изменение предела текучести при нагреве стали труб:

Группа прочности: / — М; 2 — Е; 3 — Д

При выборе труб и марок материала надо также учитывать возможность создания значительных предварительных напряже­ ний в колонне, в частности, при закреплении труб цементом в растянутом состоянии. При этом материал и толщину стенок труб подбирают дифференцирование по высоте.

Предварительное натяжение колонны обсадных труб до их закрепления цементным раствором осуществляется для сниже­ ния напряжений в них при нагреве. При нагреве труб, закреп­ ленных цементом, они не могут удлиняться от нагрева и в их теле растут напряжения осевого сжатия. Эти напряжения, если не применять предварительное растяжение, могут достигать ве­ личин, опасных для прочности труб. Предварительное растяже­ ние труб создает в них напряжения растяжения. По мере нагре­ ва этих растянутых труб, закрепленных в цементе, напряжения растяжения уменьшаются, доходят до нуля и лишь потом начи­ нают расти напряжения осевого сжатия. Таким образом, конеч­ ные напряжения сжатия можно довести почти до нуля.

Такая технология заканчивания скважин бурением была осу­ ществлена в Советском Союзе впервые на Узеньском месторож-