Нафтопромислове обладнання — обладнання, яке входить до складу нафтопромислових комплексів, становить сотні найменувань.
Високі темпи розвитку нафтогазовидобувної промисловості приводять до швидкого темпу оновлення цього обладнання, а також розроблення нових типів, розмірів та конструкцій.
Загальний опис Розрізняють вісім груп нафтопромислового обладнання, кожна з котрих складається з декількох підгруп: Група А. Обладнання експлуатаційної свердловини (забезпечує нормальне функціонування експлуатаційної свердловини): — колона обсадних труб (утворює ствол свердловини та забезпечує його надійність); — колонна головка (з'єднує на усті свердловини обсадні колони в один вузол та виконує роль опори для опущених у свердловину засобів її експлуатації); — фільтри (встановлюються в зоні продуктивного пласта та забезпечують фільтрацію пластових флюїдів); — клапани-відсікачі пласта, якими оснащуються фонтануючі свердловини (встановлюються над фільтрами та запобігають її відкритому (аварійному) фонтануванню); — пакери (встановлюються в свердловині та розділяють її на окремі герметичні ділянки); — присвердловинні споруди (являють собою площадку в зоні устя свердловини і призначені для її обслуговування). Група Б. Обладнання для експлуатації свердловини (призначене для підйому зі свердловини пластової рідини або газу): — обладнання фонтануючої свердловини, яке дозволяє піднімати на поверхню вуглеводневу сировину та забезпечує контроль і регулювання фонтанування й оптимальний режим роботи. До його складу входять: а) підйомник; б) фонтанна арматура; в) маніфольд; — обладнання для газліфтної експлуатації свердловин, яке забезпечує експлуатацію свердловини шляхом подачі стисненого газу до нижньої кромки колони насосно-компресорних труб. До його складу входять: а) газліфтний підйомник з комплектом пускових і робочих клапанів; б) газліфтна арматура, оснащена контрольно-вимірювальною апаратурою і маніфольдом; в) компресорна станція; г) холодильник; д) обладнання для підготовки газу; е) допоміжне обладнання; — запірні пристрої, котрі призначені для регулювання потоків рідини та газу, а також перекриття прохідного перерізу трубопроводів. Вони поділяються на: а) запірні пристрої; б) дроселюючі пристрої: — насосно-компресорні труби; — штангові свердловинні насосні установки, які призначені для підйому пластової рідини за допомогою глибинного штангового насоса. До складу таких установок уходять: а) свердловинний насос; б) колона насосних штанг; в) гирлове обладнання; г) наземний привод з електромеханічним або електрогідравлічним приводом; д) допоміжне підземне обладнання; — установки занурених електровідцентрових насосів, котрі призначені для підйому пластової рідини на високодебетних свердловинах за допомогою зануреного електровідцентрового насоса. До складу таких установок входять: а) занурений привідний електричний двигун; б) відцентровий занурений насос; г) протектор; д) колона насосно-компресорних труб; е) кабель живлення; ж) наземна система керування електричним живленням. — установки свердловинних електрогвинтових насосів, котрі призначені для експлуатації свердловин з невеликими дебетами. Конструктивно вони аналогічні електровідцентровим насосним установкам, проте замість відцентрового насоса використовується гвинтовий. Існують також установки, в котрих як привод використовують наземний електричний двигун, який через пасову передачу та колону насосних штанг передає обертовий момент на робочий гвинт заглибного насоса; — установки безштангових гідропоршневих свердловинних насосів, котрі призначені для експлуатації глибоких і похило направлених свердловин. До складу таких установок входять: а) гідропривідний свердловинний насос; б) поверхневий силовий насос із приводом; в) трубопровід подачі робочої рідини (у випадку закритої схеми виконання — включається також трубопровід відведення робочої рідини до блока підготовки); г) система підготовки робочої рідини; — обладнання для експлуатації однією свердловиною різних за характеристиками пластів. Група В. Обладнання для підземного ремонту, освоєння та обробки свердловин (призначене для підтримки протягом усього періоду експлуатації свердловини працездатного стану власне свердловини й обладнання, яке спущене у неї): — підйомники для спуско-підіймальних операцій на свердловині: а) привід; б) лебідка; в) транспортна база; г) поліспастова система; — стаціонарні вантажопідйомні споруди: а) вишки; б) щогли; — спуско-підіймальні агрегати: а) транспортна база; б) силовий привід; в) трансмісійна лебідка; г) поліспастова система; д) вишка; е) стелажі; ж) засоби механізації спуско-підіймальних операцій із трубами, штангами, кабелем; з) допоміжний інструмент; — обладнання для ремонту свердловин під тиском: а) обладнання для задавлювання насосно-компресорних труб і штанг під тиском; б) пристрій для герметизації устя свердловини; в) гідрофіковані засоби механізації; — обладнання для ліквідації відкритих фонтанів: а) маніпулятори; б) протипожежна дистанційно керована техніка; г) гідронатаскувачі; — обладнання для промивання свердловин: а) пересувні промивальні агрегати; б) система маніфольда; — обладнання для депарафінізації свердловин: а) спеціальні шкребки та інше аналогічне обладнання; б) пересувні парогенераторні установки; г) підземні нагрівачі; — обладнання для капітального ремонту свердловин, котре являє собою складний технологічний комплекс, до складу якого входять: а) шасі; б) вишка; в) талева система; г) лебідка; система промивання; д) ротор; е) вертлюг; ж) привід; з) трансмісія та ін. — інструмент для капітального ремонту свердловин, котрий призначений для ліквідації аварій у свердловині, виправлення ствола, вилучення з нього окремих деталей, фрезерування та інших робіт. Група Г. Обладнання для інтенсифікації видобутку нафти і газу та збільшення нафтовіддачі пласта, яке дає змогу під час розроблення родовищ нафти й газу збільшити кількість видобутої сировини та більш повно використати підземні запаси вуглеводневої сировини: — обладнання для підготовки та нагнітання в пласт води: а) водозабір; б) система відстоювання води; в) системи коагулювання, хімічної та бактеріологічної обробки води; г) насосні станції та система обв'язки; д) енергетичне господарство; — обладнання для нагнітання в пласт газу: а) компресорні станції; б) енергетичне хазяйство; в) система підготовки газу; г) системи контролю та регулювання; — обладнання для гідравлічного розриву пласта: а) насосні агрегати; б) піскозмішувальні агрегати; в) агрегати для транспортування води і піску; д) система маніфольда; е) нагнітальна арматура; — обладнання для кислотної обробки свердловини: а) кислотовози; б) насосні агрегати; в) система маніфольда; г) нагнітальна арматура; — обладнання для термічної дії на пласт: а) водопідігрівачі; б) парогенератори; в) агрегати для відпалювання пласта; г) електричні нагрівачі. Група Д. Обладнання та споруди для збирання продукції свердловин і розділення її на фракції, котре дозволяє розділяти вуглеводневу сировину, яка видобувається, на нафту, газ, воду й домішки: — обладнання для розділення продукції свердловин на фракції: а) відстійники; б) сепаратори; в) обв'язка; г) запірна арматура; д) засоби контролю та керування; е) запірна апаратура; — обладнання для підготовки товарної нафти, котре призначене для остаточного відділення залишків води у нафті, видалення з неї солей: а) деемульгатори; б) системи підігріву нафти; в) електрообладнання та ін.; — перекачувальне обладнання. До його складу входять: а) насосні перекачувальні станції; б) компресорні станції; в) обв'язка та контрольно-вимірювальна апаратура; г) регулювальна апаратура; д) системи автоматики; — обладнання для зберігання нафти. До цієї групи машин входять: а) ємності для накопичення та зберігання нафтопродуктів; б) системи вловлювання легких фракцій; в) вимірювальні та контролюючі системи; г) ємності для зберігання газу і газового конденсату та ін.; — трубопровідні комунікації. До цієї групи машин входять: а) трубопроводи; б) запірні пристрої; в) контролюючі пристрої. Група Е. Обладнання для експлуатації морських нафтових і газових пластів, котре відрізняється високим ступенем складності та швидкими темпами вдосконалювання конструкцій технологічного обладнання: — кущові стаціонарні платформи; — центральні стаціонарні платформи; — опори стаціонарних платформ; — блоки технологічного обладнання; — експлуатаційне обладнання; — підводне обладнання; — обладнання для наливання нафти в танкери.
Вплив агресивних компонентів на корозію нафтогазопромислового обладнання
Основними агресивними агентами у природному газі є сірководень і вуглекислий газ, активність яких проявляється лише за наяв-ності вологи в газі та утворенні плівки води на поверхні металу. Поява сірководню в газі обумовлена біогенними і геологічними чинниками, характерними для нафтового або газового родовища та умов його залягання. Насичення газу вологою пов'язане із впливом підошовних алювіальних вод покладу. Особливу агресивність у цих умовах проявляє газ, в якому присутній окиснювач — повітря або кисень.
Основними чинниками, що впливають на швидкість руйнування внутрішньої поверхні збірних промислових газопроводів та іншого обладнання є: концентрація у газі сірководню, вуглекислого газу і кисню, парціальний тиск Н2S і СО2 у газі, ступінь насичення газу вологою, температура, загальний тиск і швидкість руху газу. Характер і розподіл корозії у газопроводі залежать також від рельєфу місцевості, якою він пролягає.
Внаслідок спільного впливу зазначених чинників на внутрішній поверхні газопроводу розвивається загальна корозія металу. Характерною особливістю протікання сірководневої корозії у вологому газі є те, що частина атомів водню, що виділяються, не з'єднується у молекули і проникає в метал (явище водневої крихкості). У газопроводах, що транспортують газ під високими тисками (50 — 60 кгс/см2) із домішкою вологи і сірководню, воднева крихкість сталі зазвичай проявляється значно раніше загальної корозії .
Концентрація сірководню у газі істотно впливає на виникнення та ступінь корозії внутрішньої поверхні газопроводу. Вважають, що в повністю насиченому вологою газі вміст сірководню 0,005 г/м3 є нижньою межею, при якій корозія металу ще невелика. Однак вирішальним чинником є парціальний тиск сірководню у газі. Наприклад, ступінь корозійних пошкоджень металу при тиску 65 кгс/см2 і вмісті сірководню 0,1 г/м3 еквівалентна ступеню корозійних пошкоджень того ж металу при нормальному тиску і вмісті сірководню 6,5 г/м3.
При зміні загального тиску газу у газопроводі швидкість корозії за наявності сірководню, вуглекислого газу, кисню і вологи, зазвичай, зростає пропорційно збільшенню тиску. Це пояснюють тим, що зі зростанням тиску підвищується концентрація агресивних агентів в одиниці об'єму, що призводить до збільшення їхньої маси, яка діє на одиницю поверхні металу.
Своєрідний вплив на процес сірководневої корозії у газопроводі спричиняє вологість і температура. Газ із домішкою сірководню за відсутності вологи практично не впливає на метал. Природний газ із відносною вологістю 60 — 80 % і з високою концентрацією сірководню (понад 10 %) практично не спричиняє корозії, оскільки сульфідна плівка, що утворюється на поверхні, є до певної міри захисною. У процесі розвитку корозії ця плівка змінює свою структуру і із захисної перетворюється на стимулятор корозії. Тому при відносно великому вмісті вологи у газі та тривалому контакті металу із середовищем сульфідна плівка поступово товщає з утворенням об'ємних продуктів сульфіду заліза. Сульфід має пухку структуру з розвиненою системою капілярів і добре змочується водою, так як його поверхня має гідрофільні властивості. Внаслідок цього водяна пара, яка не досягла тиску насичення по відношенню до плоскої поверхні, може виявитися пересиченою до рідкої фази, що знаходиться у капілярах. Волога з газу конденсуватиметься у порах і капілярах, заповнюючи їх електролітом.