Как работает задвижка при добыче нефти: механизм, типы и применение на местах

А задвижка работает подъемом или опусканием плоского или клиновидного затвора (диска) по ходу потока посредством резьбового штока и маховика — при полном подъеме затвора отверстие полностью не засоряется и поток проходит с минимальным перепадом давления; в полностью опущенном положении затвор прилегает к двум параллельным или клиновидным поверхностям седла, создавая двунаправленное герметичное закрытие. При добыче нефти задвижки являются доминирующими двухпозиционными изолирующими устройствами на устьях скважин, рождественских елках, выкидных линиях и эксплуатационных манифольдах, поскольку они сочетают полнопроходной поток с надежностью давления, необходимой для эксплуатации сырой нефти, природного газа и пластовой воды при номинальных значениях от 2000 фунтов на квадратный дюйм (API 6A, класс 2K) до 20 000 фунтов на квадратный дюйм (класс 20K) и температурах от -60°C до 180°C.

Почему задвижки являются стандартом в системах добычи нефти

Задвижки доминируют в системах трубопроводов для добычи нефти, поскольку их полнопроходной, прямой путь потока создает практически нулевой перепад давления в полностью открытом положении — решающее преимущество, когда каждый фунт на квадратный дюйм устьевого давления напрямую влияет на производительность и эффективность подъема. Напротив, седельные клапаны того же номинального диаметра имеют коэффициент падения давления (Cv), как правило, в 5–10 раз выше, что делает их непригодными в качестве первичных запорных клапанов на производственных линиях большого объема.

Мировой рынок нефтегазовой арматуры оценивается примерно в 5,4 млрд долларов США в 2023 году , при этом задвижки представляют собой самую крупную категорию продукции по количеству установленных единиц на добывающих производственных объектах. Типичная береговая кустовая площадка может содержать 40–80 задвижек на скважину на «елке», выкидной линии и эксплуатационном коллекторе. Глубоководная подводная елка может содержать 12–24 задвижки различного диаметра и номинального давления, каждый из которых должен надежно функционировать в течение 20–25 лет с минимальным доступом для вмешательства.

Понимание как работает задвижка - его внутренняя механика, принцип уплотнения, требования к материалам и виды отказов - поэтому являются фундаментальными знаниями для инженеров-нефтяников, техников-технологов и инженеров по спецификации клапанов, работающих в сфере разведки и добычи нефти и газа.

Как работает задвижка: внутренний механизм шаг за шагом

Рабочий механизм задвижки преобразует вращательное движение маховика или привода в линейное движение задвижки через резьбовой шток, а положение задвижки внутри корпуса клапана определяет, будет ли поток полностью открыт, полностью закрыт или заблокирован. Пять основных компонентов, участвующих в этом механизме:

• Кузов и капот: Оболочка, выдерживающая давление. При эксплуатации нефтяных месторождений корпус обычно изготавливается из легированной стали AISI 4130 или 8630, инконеля или дуплексной нержавеющей стали, в зависимости от содержания H2S и CO2 в добываемой жидкости. API 6A определяет классы материалов корпуса (от AA до FF и HH), соответствующие серьезности кислой работы.
• Ворота (диск): Плоский или клиновидный элемент, который физически блокирует или открывает путь потока. В пластинчатых задвижках — наиболее распространенном типе на устьях скважин — затвор представляет собой прямоугольную металлическую пластину с круглым отверстием, которое совмещается с отверстием в открытом состоянии и выходит из отверстия в закрытом состоянии.
• Сиденья: Две кольцевые уплотнительные поверхности, по одной с каждой стороны ворот, к которым прижимаются ворота в закрытом положении. В конструкциях с металлическими седлами седла обычно имеют твердое покрытие из стеллита или карбида вольфрама для защиты от эрозии из-за производственных жидкостей, содержащих песок. В конструкциях с мягким седлом используются вставки из ПТФЭ или эластомера для более плотного закрытия при более низких перепадах давления.
• Стебель: Резьбовой стержень, соединяющий маховик или привод с воротами. В конструкции с поднимающимся штоком шток перемещается в осевом направлении вверх при открытии клапана, обеспечивая визуальный индикатор положения. В конструкции с невыдвижным штоком шток вращается на месте, а ворота перемещаются по внутренней резьбе, что предпочтительнее, когда высота по вертикали ограничена, например, на рождественской елке со стопкой противовыбросовых превенторов наверху.
• Сальниковое уплотнение и уплотнение штока: Динамическое уплотнение между подвижным штоком и крышкой, которое предотвращает утечку скважинного давления вдоль штока. При работе с высокосернистым газом (парциальное давление H2S выше 0,0003 МПа согласно NACE MR0175) набивка должна быть выполнена из эластомеров, совместимых с H2S — обычно HNBR (гидрированный нитриловый каучук) или AFLAS — рассчитанных на полное устьевое давление скважины.

Цикл открытия-закрытия при эксплуатации нефтяных месторождений

Поворот маховика по часовой стрелке закрывает клапан (затвор опускается), а против часовой стрелки открывает его (затвор поднимается) — универсальное соглашение, подтвержденное мнемоникой «правый-плотный, левый-свободный», хотя практика нефтяных месторождений всегда проверяет направление перед работой на работающей скважине. Последовательность действий на устьевой задвижке выглядит следующим образом:

• Ход открытия: Вращение маховика против часовой стрелки приводит к подъему штока (тип с поднимающимся штоком). Заслонка, прикрепленная к нижней части штока, поднимается с пути потока. Отверстие в задвижке плиты совмещается с отверстием клапана, создавая прямой проход для потока с внутренним диаметром, равным номинальному отверстию трубы. Для полного открытия обычно требуется 10–40 оборотов в зависимости от шага штока и размера клапана.
• Полностью открытая позиция: Заслонка полностью убирается в полость крышки над каналом потока. Скважинный флюид течет по всему стволу с незначительной турбулентностью или перепадом давления, что является ключевым преимуществом для операций очистки скважин и измерения многофазного потока.
• Закрывающий ход: Вращение по часовой стрелке опускает заслонку на путь потока. Когда шибер приближается к седлу, давление на выходе способствует прижатию шибера к седлу, расположенному ниже по потоку (в конструкциях с седлом ниже по потоку). Последние витки прикладывают механическое посадочное усилие через резьбу штока, плотно прижимая затвор к обоим седлам, создавая запорное уплотнение.
• Заднее сиденье: Большинство нефтепромысловых задвижек имеют заднее седло — вторичное металлическое уплотнение между штоком и крышкой, которое фиксируется в полностью открытом положении, изолируя набивку от давления в стволе скважины. Это позволяет заменить набивку под давлением в экстренной ситуации, хотя эта практика выполняется только обученным персоналом в соответствии со строгими протоколами безопасности.

Какие типы задвижек используются при добыче нефти?

При добыче нефти используется несколько различных конструкций задвижек, каждая из которых оптимизирована для определенной функции в производственной системе, и выбор неправильного типа является основной причиной преждевременного выхода из строя задвижки и незапланированных вмешательств в скважину.

1. Плитные задвижки (параллельно-шиберные задвижки)

Плитные задвижки являются стандартной конструкцией на устьях скважин и рождественских елках, в них используется плоская прямоугольная задвижка со сквозным отверстием, которая совмещена с отверстием клапана в открытом состоянии и смещается вбок в полость корпуса при закрытии. Затвор прижимается к седлу, расположенному ниже по потоку, за счет давления в линии в закрытом положении — самодействующее уплотняющее действие, которое улучшает характеристики перекрытия при увеличении давления в стволе скважины. В большинстве устьевых клапанов API 6A с номинальным проходным отверстием от 2 до 7-1/16 дюймов используется такая конструкция. Доступны номинальные давления до 20 000 фунтов на квадратный дюйм (138 МПа), что соответствует самым строгим требованиям скважин HPHT (высокое давление и высокая температура).

2. Расширяющиеся задвижки

В расширяющихся задвижках используется двухсегментный узел затвора, который расширяется в радиальном направлении, когда клапан достигает полностью открытого или полностью закрытого положения, одновременно прижимая сегменты затвора к седлам, расположенным вверх и вниз по потоку, для создания двунаправленного двухблочного уплотнения. Такая конструкция практически исключает объем полости между сегментами затвора и седлами, что делает его очень устойчивым к накоплению мусора, что является решающим преимуществом в скважинах, добывающих песок, где стандартные полости пластинчатого затвора задерживают пластовый песок, что предотвращает полное закрытие. Расширяющиеся затворы обычно устанавливаются на главных задвижках и клапанах «рождественской елки», где абсолютная надежность закрытия не подлежит обсуждению.

3. Проходные задвижки

Сквозные задвижки поддерживают плавный полнопроходной путь потока как в открытом, так и в закрытом положениях, при этом задвижка спроектирована таким образом, что полость корпуса никогда не сообщается с отверстием трубопровода, что делает их необходимым типом для операций по очистке трубопровода и для применений, где мертвый объем полости неприемлем. При морской добыче проходные задвижки используются для изоляции экспортных трубопроводов, где встроенные инструменты контроля (интеллектуальные скребки) должны проходить беспрепятственно. Они также предпочтительны на трубопроводах для тяжелой сырой и парафинистой нефти, где захваченная жидкость в полостях стандартных клапанов затвердевает во время остановки и препятствует повторному открытию.

4. Подводные задвижки

Подводные задвижки представляют собой специально спроектированные пластинчатые или расширяющиеся затворы для установки на устьях морских скважин, манифольдах и концевых заделках трубопроводов (PLET) на глубине воды до 3000 м со сроком службы 25 лет между сервисными вмешательствами. Ключевые отличия от поверхностных клапанов включают в себя: гидравлические приводы с компенсацией давления (для компенсации гидростатического давления воды на глубине), коррозионно-стойкие материалы корпуса (дуплексная или супердуплексная нержавеющая сталь или накладка из инконеля 625), интерфейсы блокировки крутящего момента, совместимые с ROV, и квалификационные испытания по API 17D для полного комбинированного номинального давления, температуры и внешнего гидростатического напора. Подводный задвижной клапан диаметром 4-1/16 дюйма и давлением 10 000 фунтов на квадратный дюйм для глубоководной рождественской елки обычно весит 200–400 кг и стоит 25 000–80 000 долларов США в зависимости от марки материала и спецификации привода.

Сравнение различных типов задвижек в сфере добычи нефти

В таблице ниже сравниваются четыре основных типы задвижек, используемых в нефтедобыче по атрибутам, наиболее важным для операций разведки и добычи.

Таблица 1. Сравнение типов задвижек, используемых при добыче нефти, по номинальному давлению, стойкости к песку, возможности очистки скребками, направлению уплотнения, месту применения и относительной стоимости.

Чем задвижка отличается от других типов клапанов при добыче нефти?

Задвижки оптимизированы для двухпозиционной изоляции при добыче нефти и никогда не должны использоваться для дросселирования потока — при частичном открытии задвижка вибрирует в потоке, быстро разрушая седла и поверхности затвора, что приводит к преждевременному выходу из строя уплотнения. Понимание where gate valves are superior — and where they are not — prevents costly mis-specification.

Таблица 2: Сравнение задвижек с другими типами клапанов, обычно используемых в добыче нефти, по функции потока, пригодности для дросселирования, перепаду давления и типичному применению.

Какие стандарты регулируют задвижки при добыче нефти?

АPI 6A (Wellhead and Christmas Tree Equipment) is the primary standard governing gate valves used directly at the wellhead, while API 6D governs pipeline gate valves and ASME B16.34 covers general-purpose industrial gate valves used in oil production facilities. Каждый стандарт определяет различные классы давления, требования к материалам, протоколы испытаний и ожидания в области управления качеством.

АPI 6A — Wellhead Gate Valves

АPI 6A defines the most rigorous performance and material requirements for gate valves in direct wellbore service , что отражает критический для безопасности характер целостности устья скважины. Ключевые положения включают в себя:

• Классы давления: 2000/3000/5000/10000/15000/20000 фунтов на квадратный дюйм (от 13,8 до 138 МПа). Для каждого класса определены номинальные значения давления и температуры, а также соответствующая толщина стенок и требования к материалам.
• Классы материалов: АA (general service), BB (low temperature to -46°C), CC, DD (H2S service per NACE MR0175), EE (H2S low temperature), FF, HH (high H2S, high temperature). A deepwater HPHT well may require Class EE or HH valves throughout the Christmas tree.
• Уровни спецификации продукта (PSL): PSL 1–PSL 4, при этом PSL 3G и PSL 4 требуют 100% неразрушающего контроля, полной прослеживаемости всех материалов, проведения заводских приемочных испытаний и испытаний производительности PR2 (включая полный цикл аттестации по давлению и температуре).
• Температурные классы: K (от -60°C до 82°C), L (от -46°C до 82°C), P (от -29°C до 82°C), R (от -18°C до 121°C), S (от -18°C до 149°C), T (от -18°C до 177°C), U (от -18°C до 180°C), V (от 2°C до 180°C).

АPI 6D — Pipeline Gate Valves

АPI 6D specifies requirements for pipeline gate valves in the gathering, transmission, and distribution of oil and gas, with pressure classes aligned to ASME B16.34 (Class 150 through Class 2500). Трубопроводные задвижки, соответствующие стандарту API 6D, должны соответствовать требованиям по размерам сквозного отверстия, совместимым с интеллектуальной очисткой трубопровода скребками, двунаправленному уплотнению, антистатической конструкции (для предотвращения накопления электростатического заряда при работе с газом) и упаковке с низким уровнем выбросов неорганизованных выбросов в соответствии с ISO 15848-1.

Как приводятся в действие задвижки в системах добычи нефти?

Задвижки при добыче нефти приводятся в действие маховиками, гидравлическими, пневматическими или электрическими приводами в зависимости от требуемой скорости закрытия, доступного источника энергии и того, является ли клапан частью системы аварийного отключения (ESD).

• Ручной маховик: Используется для редко эксплуатируемых запорных клапанов на выкидных линиях и инженерных сетях низкого давления. Типичный рабочий крутящий момент для 4-дюймовой задвижки с давлением 5000 фунтов на квадратный дюйм при полном перепаде давления составляет 200–600 Нм — в пределах ручного управления со стандартным маховиком, но незначительный для более крупных клапанов с более высоким давлением.
• Гидравлический привод (безотказный пружинный возврат): Стандартный способ срабатывания устьевых и елочных задвижек. Гидравлическая подача от пульта управления устьем скважины (ПУУ) открывает клапан под давлением пружины; потеря гидравлического давления приводит к тому, что пружина автоматически закрывает клапан — конфигурация отказоустойчивого закрытия (FSC), необходимая для функций ESD на добывающих скважинах. Типичное гидравлическое давление открытия: 140–210 бар (2000–3000 фунтов на квадратный дюйм).
• Пневматический привод: Используется на задвижках верхней производственной платформы, где имеется подача приборного воздуха. Менее распространено на устьевых задвижках, где уже присутствует гидравлическая жидкость для противовыбросовых превенторов и функций управления. Безопасный пружинный возврат доступен в той же конфигурации FSC.
• Электродвигатель привода (ЭМА): Все чаще используется на удаленных скважинных площадках, береговых аварийных клапанах и надводных подводных производственных системах, где имеется электроэнергия, но нет гидравлической инфраструктуры. Электрическим приводам требуется резервная батарея или ИБП для защиты от электростатического разряда в случае сбоя питания.
• Подводный гидравлический привод: В глубоководных подводных задвижках используются гидравлические приводы с компенсацией давления, подключаемые к подводному шлангокабелю с надводного объекта. Гидравлическое давление срабатывания должно преодолевать как силу пружины, так и внешнее гидростатическое давление воды — на глубине воды 3000 м это добавляет примерно 300 бар (4350 фунтов на квадратный дюйм) противодавления на обратной стороне привода.

Часто задаваемые вопросы: как работает задвижка при добыче нефти

Вопрос: Почему нельзя использовать задвижку для регулирования потока на устье скважины?

Дроссельное регулирование задвижки (удержание ее частично открытой для ограничения потока) запрещено в нефтепромысловой практике, поскольку высокоскоростная струя добываемой жидкости через частично открытый затвор вызывает сильную эрозию поверхности затвора и поверхностей седла в течение нескольких часов или дней работы. Сырая нефть или газ с содержанием песка при устьевых скоростях 5–30 м/с действует как абразивная режущая среда по отношению к открытому металлу затвора. Задвижка, которая была дросселирована, обычно имеет повреждение седла, которое не позволяет полностью закрыть ее в течение одного периода работы. Специальные дроссельные клапаны, оснащенные сменным карбид-вольфрамовым или керамическим тримом, используются для всех функций регулирования расхода на устье скважины, в то время как задвижки работают только полностью открытыми или полностью закрытыми.

Вопрос: Что приводит к тому, что устьевая задвижка не закрывается полностью?

Тремя наиболее распространенными причинами неспособности полностью закрыться устьевую задвижку являются скопление песка в полости затвора, эрозионное повреждение затвора или седел, а также выход из строя гидравлического привода из-за потери давления питания или усталости пружины. Накопление песка особенно коварно: пластовый песок, попадающий в полость корпуса в период добычи, может уплотняться в течение недель или месяцев, механически препятствуя полному опусканию затвора в закрытое положение. Вот почему расширяющиеся конструкции задвижек (которые минимизируют объем полости) и регулярные программы проверки клапана (работа клапана на полный ход ежеквартально или в соответствии с требованиями системы управления техническим обслуживанием) являются стандартной практикой на скважинах, добывающих песок. Другой основной причиной является эрозия седла из-за предшествующего повреждения дроссельной заслонки: визуально открытая канавка седла при осмотре является окончательным индикатором того, что клапан требует ремонта или замены.

Вопрос: В чем разница между задвижкой с выдвижным штоком и задвижкой с невыдвижным штоком при обслуживании нефтяных месторождений?

А rising stem gate valve provides a direct visual position indicator — the stem extends upward from the bonnet as the valve opens, and personnel can confirm open/closed status at a glance — while a non-rising stem valve uses a stem that rotates in place with the gate travelling internally on threads, providing no external visual position indication. В нефтепромысловых работах конструкции с выдвижным штоком предпочтительны для наземного устьевого оборудования, где подтверждение положения клапана является требованием безопасности во время эксплуатации скважин. Конструкции с невыдвижным стволом используются на рождественских елках с ограниченным зазором над головой (особенно там, где над елкой должен быть установлен превентор на тросе или гибких трубах), а также на подводных клапанах, где удлинение ствола может добавить неприемлемую высоту сборке елки. Все приводные задвижки, работающие в режиме ПАЗ, должны иметь сигналы обратной связи по положению (концевые выключатели открытия/закрытия) независимо от типа штока, передающие обратную связь на панель управления устьем скважины и систему безопасности объекта.

Вопрос: Как часто следует проверять задвижки на елке?

Передовая отраслевая практика и большинство нормативных рамок требуют, чтобы задвижки «рождественской елки» подвергались полной проверке (работали при полном ходе открытия-закрытия-открытия) с минимальной частотой один раз в квартал для наземных деревьев, а результаты документировались в системе управления техническим обслуживанием. Задвижки, оставленные в фиксированном положении в течение длительного времени, особенно при эксплуатации в кислой среде или с высоким содержанием песка, подвергаются риску прилипания затвора к седлу (особенно при эксплуатации с H2S, где сульфидные соединения могут действовать как связующее вещество между металлическими поверхностями) или набивки песком, которая предотвращает движение. Некоторые операторы скважин с высоким содержанием песка ежемесячно проверяют работу главных задвижек. API 6A и стандарты целостности скважин большинства эксплуатирующих компаний требуют, чтобы неудачное проведение полноходового испытания приводило к немедленной проверке и ремонту, прежде чем клапан будет использоваться для функции ESD.

Вопрос: Какие материалы используются для задвижек при добыче сернистой нефти (H2S)?

Задвижки, работающие с H2S, должны соответствовать стандарту NACE MR0175 / ISO 15156, который требует, чтобы все смачиваемые металлические компоненты имели значения твердости на уровне или ниже HRC 22 (что эквивалентно примерно 250 HBW) для предотвращения сульфидного растрескивания под напряжением (SSC) — формы водородного охрупчивания, которая может вызвать катастрофическое хрупкое разрушение в более твердых сталях. Допустимые материалы корпуса и крышки включают нормализованную и закаленную сталь AISI 4130 (с контролируемой твердостью), нержавеющую сталь 316L для работы при более низком давлении, а также дуплексную или супердуплексную нержавеющую сталь для комбинированной работы с кислыми и хлоридными средами. Сплавы для наплавки седла и шибера также должны быть выбраны с учетом стойкости к SSC — для накладок седла, предназначенного для эксплуатации в кислой среде, используется карбид вольфрама с никелевой связкой (а не кобальтовой связкой). Материалы пружин, болтов и штока требуют индивидуальной проверки на соответствие NACE.

Вопрос: Можно ли отремонтировать задвижку на месте на действующем устье скважины?

Для действующих устьевых задвижек возможно ограниченное обслуживание на месте, в частности, замена уплотнения с использованием функции заднего седла, но ремонт затвора или седла требует изоляции клапана от давления в стволе скважины, что на практике означает глушение скважины или установку временного изолирующего инструмента вверх по потоку. Наличие заднего седла в задвижках API 6A позволяет получить доступ к сальнику при полном скважинном давлении, когда клапан находится в полностью открытом положении с задействованным задним седлом, но это операция с высоким риском, требующая специального анализа безопасности труда и разрешения на работу. Любой ремонт ворот, сидений или корпуса требует полной изоляции от давления. По этой причине наземные скважины обычно имеют, по крайней мере, главный запорный клапан и боковой клапан на каждом пути потока, обеспечивая избыточную изоляционную способность, так что один клапан можно обслуживать, а другой обеспечивает герметизацию ствола скважины.

Резюме: Понимание того, как работает задвижка при добыче нефти

Понимание как работает задвижка в добыче нефти выходит далеко за рамки базового механизма открытия/закрытия — он включает в себя физику уплотнений, материаловедение кислых и эрозионных условий, разработку приводов для отказоустойчивой работы, соответствие стандартам API и дисциплину технического обслуживания, необходимую для поддержания работоспособности этих критически важных изолирующих устройств в течение всего срока службы скважины.

• Плитные задвижки являются стандартной рабочей лошадкой для изоляции устья скважин и рождественской елки, обеспечивая полнопроходной поток с минимальным перепадом давления при номинальном давлении от 2000 до 20000 фунтов на квадратный дюйм.
• Расширяющиеся задвижки обеспечивают превосходную устойчивость к песку и двунаправленное уплотнение для главных задвижек и задвижек на скважинах, добывающих песок.
• Проходные задвижки обеспечить возможность очистки трубопроводов и обеспечить герметичность трубопроводов на отводящих и сборных линиях.
• Подводные задвижки Расширьте эти возможности на глубоководные среды с требованием 25-летнего срока службы без вмешательства.
• Аll wellhead gate valves must be эксплуатировался только полностью открытым или полностью закрытым, никогда не дросселировался, регулярно проверялся и соответствовал правильному классу материала API 6A и PSL для давления, температуры и состава жидкости в скважине.

Для любого инженера-нефтяника или техника-технолога необходимо глубокое понимание как работает задвижка — и, что более важно, то, как она выходит из строя — является одним из наиболее практически ценных элементов технических знаний для поддержания целостности скважины и эффективности добычи на протяжении всего продуктивного срока службы нефтяной или газовой скважины.