Состав оборудования при газлифтной эксплуатации скважин.

Принципиальпая схема газлифтного цикла приведена па рис. 7.15.

При наличии газовой скважины высокого давления реализу­ется бескомпрессорный лифт. Газ из скважины 1 через газовый сепаратор 2 подастся в теплообменник 3. Нагретый газ после допол­нительной очистки в сепараторе 4 проходит через газораспределительную батарею 5 и направляется к газлифтным сква­жинам 6. Продукция скважин направляется в газонефтяиой сепаратор 7, после которого нефть поступает в коллектор, а газ, содержащий капельки нефти проходит дополнительную очистку в сепараторе 8 и после сжатия в компрессорной станции 9 поступает в систему про­мыслового сбора.

Если газовой скважины высокого давления нет, то для газлиф­та используется попутный нефтяной газ. После компримирования газ из компрессорной станции 9 последовательно проходит теплообмен­ник 3, газовый сепаратор 4 и так далее, пока вновь не поступит на станцию 9. В данном случае используется замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости.

При насосном способе эксплуатации подъем нефти из сква­жин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштаиговыми насосами.

Рис. 7.15. Схема газлифтного цикла при добыче нефти:

1 - газовая скважина высокого давления; 2,4,8 - газовый сепаратор; 3 - теплообменник; 5 - газораспределительная батарея; 6 – газлифтная скважина; 7 - газонефтяной сепаратор; 9 - компрессорная станция

I - газ высокого давления из газовой скважины; II - продукция газлифтной скважины; Ш - нефть; IV - газ низкого давления, содержащий капельную нефть; V - газ низкого давления, очищенный от нефти; VI - сжатый газ в систему промыслового сбора; VII - газ высокого давления после

компрессорной станции

 

Контрольные вопросы:

1.Для чего предназначен манифольд?

2.Расскажите схему обвязки крестовой фонтанной арматуры

3.Что представляет собой газлифтная схема?

 

Литература

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. —: Недра, 1993.

2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. — М.: Недра, 1988.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М: Недра, 1981.

5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­на, Недра, 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.

8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложне­ний в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1984.

 

 

Лекция 36

Тема:.

План: 1. Бесштанговые насосы и область их применения.

2. Станки качалки.

 

1. Бесштанговые насосы и область их применения.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

Назначение и устройство электропогружных насосов

Для отбора из скважин больших количеств жидкости ис­пользуют лопастный насос с рабочими колесами центробежно-го типа, обеспечивающий большой напор при заданных пода­чах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи. В общем слу­чае эти установки носят название электропогружные электро­насосы. В первом случае - это установки центробежных элек­тронасосов (УЭЦН), во втором - установки погружных винто­вых электронасосов (УЭВПТ).

Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю но специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на по­верхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КИЛ (до 0,35), позволяющий конкурировать этим установкам со штанго­выми установками и газлифтом.

При этом способе эксплуатации борьба с отложениями па­рафина проводится достаточно эффектинно с помощью автома­тизированных проволочных скребков, а также путем нанесе­ния покрытия внутри поверхности НКТ.

Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах доста­точно высок и составляет до 100 сут.

Скважинный насос имеет 80-400 ступеней. Жидкость по­ступает через сетку в нижней части насоса. Погружной элект­родвигатель маслозанолпенный, герметизированный. Во избежание попадания в неги пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Элект[юэнергия с поверхности подается но круглому кабелю, а около насоса - но плоскому. При часто­те тока 50 Гц частота вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин"¹ и 2800-2950 мин"¹ (с учетом скольже­ния).

Трансформатор (автотрансформатор) используют для по­вышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В.

Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вруч­ную или автоматически.

Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане.

Для повышения эффективности работы для вязких жидкос­тей (до 6-10"¹ м²/с) в диапазоне подач 16-200 лг'/сут созданы скважинные винтовые насосы с погружным элект­родвигателем. Установка скважинного винтового насоса, по­добно установке ЭЦН, имеет погружной электродвигатель с компенсатором и гидрлзащитой, винтовой насос, кабель, об­ратный и сливной клапаны (встреченные в НКТ), оборудова­ние устья, транссформатор и станцию управления. За исклю­чением насоса, части установки идентичны.

Одновинтовой насос объемного типа имеет однозаходный винт с внутренним диамет, вращающийся в двухзаходной обойме (рис. 6.1). Длина шага нарезки винта I в 2 раза мень­ше длины шага обоймы Т. Контактная линия на длине шаха обоймы образует одну замкнутую полость, которая за один оборот винта перемещается на длину его шага к выкиду насо­са. Крайнее положение оси отдельных сечений винта имеет отклонение от оси обоймы, равное 2е. Объем одной замкнутой полости равен площади 4е, умноженной на длину шага обоймы 7" (см. рис. 6.1). Частота вращения винта п определяет число этих полостей, перемещаемых к выкиду насоса в единицу вре­мени.

Подача винтового насоса

Q = 4 еаТп,

где а - коэффициент.

На длине обоймы и винти можно расположить три-четыре имкнутые области. Напоры, создаваемые насосами, составляют

200-1200 м. Допустимое количество свободного газа на приеме насека почти достигает 50 %.

Шифр установок ЭВН аналогичен шифру установок ЭЦН.

Серийно выпускаются установки: УЭВНТ-5А-16-1200, УЭВНТ-5А-25-1 000! УЭВНТ-5А-100-1000, УЭВНТ-200-900.

Область применения и характеристики погружных насосов

Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика: но дебиту 40-1000 м /сут; но напорам 740-1800 м (для отечественных насосов).

Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Очевидно, что но дебитам центробежные насосы превосходят СШН, а но энергоемкости они предпочти­тельнее газлифта.

Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вяз­кость, высокое содержание механических примесей и т.д.

Создание насосов и электродвигателей в модульном испол­нении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характери­стике скважины но дебитам и напорам.

Все зги факторы с учетом экономической целесообразности должны быть приняты во внимание при выборе способов экс­плуатации скважин.

 

Станки качалки.

Станок-качалка - это балаисирпый индивидуальный меха­нический привод штангового скважиппого насоса. Его основными узлами являются (рис. 7.26) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четы­рехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15 с шатунами 4, шарпирпо подвешенная к балансиру, редуктор 6 с кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности изменения числа качаний стайки-качалки комплектуются набором сменных шкивов 7,10.

Станки-качалки выпускаются в двух исполнениях: СК и СКД, различающихся рядом конструктивных деталей. В шифре их типо­размера указываются важнейшие характеристики привода насоса. Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает СК - вариант испол­нения; 3 - грузоподъемность* тоннах; 1,2 - максимальная длина хода головки балансира в метрах; 630 - наибольший крутящий момент па валу редуктора в кг?м. Сведения о типоразмерах станков-качалок при­ведены в табл. 7.5.

Рис. 7.26 Стаиок-качалка типа СКД;

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка;4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив;8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив;11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама;14 - противовес; 15 - траверса;1 6 - тормоз

 

Контрольные вопросы:

1.Для чего нужны бесштанговые насосы?

2.В скольких видах выпускают станки- качалки?

3.Конструкция станка-качалки

 

Литература

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. —: Недра, 1993.

2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. — М.: Недра, 1988.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М: Недра, 1981.

5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­на, Недра, 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.

8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложне­ний в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1984.

 

 

Лекция 37

Тема: Сбор и подготовки нефти на промыслах.

План: 1. Назначения систем сбора и подготовка нефти и их элементы.

2. Учет продукции скважины.

 

1. Назначения систем сбора и подготовка нефти и их элементы.

В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). дожнмные насосные станции (ДНО или сепарацноииые установки с насосной от­качкой, а также центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦНИИ). Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожндкостиая смесь подается по выкидным линиям диамет­ром 73-114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осу­ществляется по коллекторам большого диаметра.

Схема сбора и подготовки зависит от площади месторожде­ния, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачи­ваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. Так, в одних случаях продукция разделяется на АГЗУ на обводненную и безводную, а в других она транспортируется после АГЗУ по единому коллектору. На некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступенни, и жидкость транспортируется на ЦНИИ либо дожнмными насо­сами, либо за счет давления в липни. На небольших по пло­щади месторождениях АГЗУ и ЦНИИ могут быть расположе­ны на одной площадке.

Принцип работы элементов системы на всех месторождени­ях одинаковым: на АГЗУ фазы не разделяются.

Первая ступень сепарации осуществляется на ДНС, в ре­зультате газ отводится но отдельному коллектору. Кроме того,

может проводиться предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая - на ЦГ1ПН.

Технологические процессы подготовки нефти для всех сис­тем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, де-эмульсация продукции, ойессолнваине, стабилизация нефти.

Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацпей и обессолнваинем.

Исходя из физических процессов, протекающих при подго­товке нефти, оборудование для систем изготовляют в блочном исполнении; вместо деэмульсацнонных и обессоливающих ус­тановок, в которых процессы нагрева и отстоя совмещены, сейчас выпускают нагреватели и отстойники. Комбинируя на­греватели и отстойники разной пропускной способности и различного исполнения, находят рациональный процесс подго­товки нефти для условий данного месторождения.

Основным оборудованием системы сбора являются: выкид­ные линии и коллекторы, автоматизированные групповые за­мерные установки, путевые подогреватели, дожнмные насосные станции.

Для промысловых коммуникаций используют трубо про воды из бесшовных горячекатаных груб.

Приведем классификацию трубо проводов на промысле:

по виду перекачиваемого продукта - нефте-, газо-, нефтега-30-, водо- и паропроводы, а также канализационные трубы;

но назначению - самотечные, напорные и смешанные;

по рабочему давлению - низкого (до 0,6 МПа), среднего (до 1,6 МПа) и высокого (свыше 1,6 МПа) давления;

1Ю способу прокладки - подземные, надземные н подводные;

по функции - выкидные (от устьев скважин до групповой установки), сборные коллекторы (принимающие продукцию от нескольких трубопроводов) н товарные (транспортирующие товарную продукцию);

по способу изготовления - сварные и сборные;

по форме расположения - линейные (сборный коллектор представляет собой одну линию), кольцевые (сборный коллек­тор представляет собой замкнутую кольцевую линию) и луче­вые (сборные коллекторы сходятся лучами к одному пункту).

На месторождениях наиболее распространены трубопрово­ды диаметром от 75 до 350 мм.

При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые со­единения.

Выбор трубо провода должен быть обоснован технико-экономическими расчетами.

Трубопроводная арматура разделяется на три группы: за­порная, регулирующая, предохранительная.

Назначение запорной арматуры - разобщение участков тру­бопроводов и отключение от трубопроводов разных технологи­ческих установок. Она устанавливается в начале и конце каж­дого трубопровода, а также в местах соединения со сборными коллекторами. К запорной арматуре относятся задвижки, кра­пы, вентили, обратные клапаны. Кран - запорное устройство, проходное сечение которого открывается и закрывается при повороте пробки вокруг своей осн. Вентиль - запорное уст­ройство, в котором при повороте шпинделя клапан, насажен­ный на нем, перемещается вдоль осп седла. В конце трубопро­водов, подключенных к групповым установкам или сборным коллекторам, устанавливают обратные клапаны, которые пред­назначены для отключения трубопровода в случае изменения направления движения жидкости.

Назначение регулирующей арматуры трубопроводов (регуляторов давления) - поддержание пластового давления в трубопроводе до регулятора или после пего. Она устанавлива­ется, как правило, па газопроводах для обеспечения постоян­ного давления на приеме компрессоров или в конечных точках газопроводов.

Назначение предохранительной арматуры - предохранение трубопроводов или аппаратов от разрыва при повышен ни дав­ления. К предохранительной арматуре относятся предохрани­тельные клапаны различных конструкций (рычажные, пру­жинные и др.).

Транспорт попутного газа на площадях нефтяных место­рождении осуществляется по газопроводам.

Газопроводы, по которым газ поступает на прием компрес­сорной станции, называются подводящими, а по которым под­водится к компрессорам - нагнетательными. Газопроводы, в которые поступает газ по нескольким трубопроводам, называ­ются газосборными коллекторами. Конфигурация газосборного коллектора зависит от числа сепарационных установок, их размещения на месторождении и системы сбора и транспорта нефти и газа. Коллектор должен быть экономически целесооб­разным, обеспечивать бесперебойную подачу газа, а также быть маневренным и удобным в обслуживании.

Расход жидкости или газа по трубопроводу определяют при помощи дифференциальных манометров.

Блочные автоматизированные групповые замерные установ­ки предназначены: для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа; для

контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости; для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин пли остановки в целом при возникнове­нии аварийных ситуаций. На нефтяных месторождениях ши­роко применяются блочные АГЗУ типа "Спутник".

Запоследине годы объем парафнинстых и высоковязкнх иеф-тей в общей добыче нефти возрастает, что связано с открыти­ем и вводом в разработку месторождений на п-ове Мангышлак, в Казахстане, Туркменистане, Коми и других районах.

С понижением температуры нефти растворенный в ней па­рафин начинает кристаллизоваться. При этом резко возраста­ет вязкость нефти, особенно после кратковременного прекра­щения перекачки. Поэтому возникает необходимость при пере­качке таких иефтей увеличивать мощность насосных станций, строить специальные установки для подогрева нефти, увели­чивать диаметр трубопроводов, добаатять к нефти различные присадки, разбавлять ее нефтепродуктами и т.д.

При транспорте неразгазнроваииой нефти уменьшаются возможности образования и отложения парафина.

Практика эксплуатации показывает, что при совместном сборе нефти и газа одним из основных направлений борьбы с парафином являются снижение до минимума потерь тепла и поддержание оптимальной температуры при добыче и транс­порте продукции скважин. На это влияют глубина заложения трубопровода, его теплоизоляция, режим перекачки и подогрев продукции.

Нагреватели и печи предназначены для подогрева нефтя­ных эмульсий перед блоками глубокого обезвоживания н обес-солнваиня.

Нагреватели типа НИ рассчитаны на нагрев эмульсий, вода в которых не вызывает отложений солей. Нагреватель БН-2М и печь ПТБ-10 применяются для нагрева нефтяных эмульсий с возможностью отложения солей и наличием механических примесей.

Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий, разделения их на нефть и пластовую воду после нагрева эмульсий в блочных или стационарных печах. Выпускаются горизонтальные отстойники ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200'и ОБП-3000/6.

Условное обозначение отстойников тина ОГ следующее: ОГ-отстойиик горизонтальны й; цифры - объем в м; С - с сеиа-рацнонным отсеком (отделение газа).

Условное обозначение отстойников типов ОВД н ОБН сле­дующее: ОВД - отстойник с вертикальным движением жидко­сти; ОБН - отстойник блочный нефтяной; 3000 - пропускная способность в м³/сут; б - рабочее давление в кгс/см.

В аппаратах О'Г-200, ОГ-200С, ОВД-200 осуществляется нижний распределительный ввод эмульсин. Принцип работы отстойников основан на гравитационном распределении и эффекте проливки эмульсин. Их пропускная способность по сы­рью составляет 4000-8000 м³/сут.

Принцип работы отстойников типа ОБИ основан на грави­тационном отстое при относительно горизонтальном движении в разделении эмульсин на нефть и воду. Их пропускная спо­собность по сырью составляет от 3000 до 6000 м /сут.

Электродегидратор ЭГ-200-10 предназначен для глубокого обезвоживания и обессиливания на установках подготовки нефти.

Условное обозначение следующее: первые цифры - объем в м; вторые цифры - рабочее давление в кгс/см.

Электродегидратор представляет отстойник ОВД-200 с вво­дом двух горизонтальных электродов, на которые подается на­пряжение до 44 кВ промышленной частоты. На вход раздели­тельных аппаратов подается эмульсия с обводненностью до 30 % и температурой до 100 'С. Обводненность выходящем нефти составляет не более 0,5 %. Пропускная способность электроде-гидратора по сырью составляет 12 000 лР/сут.

Для сбора, хранения и учета нефти применяют резервуа­ры, форма которых может быть разнообразной: цилиндричес­кой (горизонтальные и вертикальные), прямоугольной и сфе­рической. Строят их подземными, полу подземными и наземны­ми.

Подземные и полуподземные резервуары сооружают только железобетонными. Наиболее известны вертикальные стальные резервуары

Каждый резервуар снабжается лестницей для осмотра обо­рудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. На резервуаре у места присоединения лестницы оборудуется

замерная площадка, па которой устанавливают замерные при­способления и дыхательную арматуру резервуара.

Замерный люк предназначен для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбо­ра проб при помощи пробоотборника. Внутри люка располо­жена направляющая алюминиевая или медная колодка, но ко­торой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. На нижнем поясе резервуара предусмотрен люк-лаз для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте.

Имеется световой люк, который предназначен для провет­ривания резервуара перед его зачисткой. К этому люку при­крепляется запасной трос управления "хлопушкой" на случай обрыва рабочего троса. "Хлопушка" - тип обратного клапана для налива.

При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка "хлопушки" открывается принудительно при помощи лебедок.

Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой. Этот клапан представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой расположены два клапана: один клапан открывается при по­вышении давления в газовом пространстве резервуара и обес­печивает выход газа в атмосферу при наливе, а второй - при разряжении (выдаче) обеспечивает доступ воздуха в резерву­ар. Иногда используют гидравлические предохранительные клапаны. Между резервуаром н дыхательным или гидравличе­ским клапаном устанавливают огневые предохранители. Они предотвращают проникновение пламени в газовое пространст­во резервуара. Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу, пропущенную через сальник внутрь резервуара. Кроме этих устройств, каждый резервуар оснащается специальной ироги-

Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, для сдачи товарной нефти называется резервуарным товарным парком. Резервуариый товарный парк должен иметь мощные средства пожаротушения, хорошие подъезды, земляную обва-ловку, хорошее водоснабжение и электроосвещение, закрытую систему канализации, насосную лабораторию, парокотельиую и т.п.

Количество товарной продукции в резервуарах можно оп­ределить, например объемным способом, сущность которого заключается в следующем. Перед заполнением продукцией резервуар калибруют (по высоте через каждый сантиметр наносят метки). Это нужно для определения объема жидкости в резервуаре.

При замере объема продукции находят уровень нефти и во­ды (мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом), а затем с учетом температуры по калибровочной таблице опре­деляют объем в кубических литрах. Для определения плотнос­ти продукции при помощи пробоотборника необходимо взять пробу. Среднюю плотность этой пробы находят по нефтеден-снметру.

Контроль за качеством товарной нефти и учет ее количест­ва при сдаче транспортным организациям в настоящее время проводится с помощью автоматических установок. В основном используются автоматизированные установки "Рубин-2М" и станции учета нефти. Они имеют оборудование для постоянно­го замера объемного расхода товарной нефти, ее плотности, атагосодержання н содержания солей. Установки могут быть настроены на показатели той или иной группы качества неф­ти но ГОСТ 9965-76. При нарушении этих показателей нефть автоматически направляется на повторную подготовку. Отно­сительная погрешность изменения количества товарной нефти составляет 0.5 %.

 

Учет продукции скважины

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо.замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контро­лировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, при увеличении механических примесей в продукции скважины может возникнуть разруше­ние прнзабойной зоны. Следовательно, необходимо или изме­нить режим работы, или закрепить ирнзабойную зону.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от дру­га, т.е. необходим процесс сепарации. На практике использу­ют индивидуальные и групповые сепарацнонно-замерные уста­новки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслу­живает только одну скважину. Она состоит из одного газосе­паратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продук­ция скважины по выкидной липни поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механичес­кие примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины заме­ряют в мернике деревянной или алюминиевой рейкой либо стальной рулеткой с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня и замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши. Замер заключается в определении высоты наполне­ния мерника за какой-то промежуток времени. На рейке и ру­летке нанесены деления в сантиметрах. Для каждого мерника имеется калибровочная таблица объемов жидкости в зависимо­сти от уровня взлнва. После замера нефть направляется в сборный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой липни после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной си­стемы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосеиараторов первой и второй ступеней, замерного газо­сепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлнфтных, насос­ных) направляется в распределительную батарею. При вклю­чении одной скважины на замер, продукция всех других сква­жин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сеиарациои но-замерной установке. Постушшш ая в сборн ый коллектор продукция остальных скважин направляется после­довательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в самотечный сборный коллектор.

Для измерения небольшого дебита скважин используют за­мерный трап, который оборудован замерными стеклами и рей­кой. По уровню нефти в стеклянной трубке судят о дебите скважины.

Групповая сепарацпонно-замерная установка системы Баро-няна - Везпрова состоит из замерного трапа, распределитель­ной батареи, маннфольда и аппаратуры. Продукция скважины

направляется в газосепаратор для отделения газа от нефти. При выходе и.з газосепаратора газ смешивается с нефтью и по единому трубопроводу поступает на сепарацию. Количество нефти замеряют при помощи замерных стекол, монтируемых на газосепараторе, а количество газа - приборами на газовой липни после сепаратора. Продукция остальных скважин при этом, минуя ГСЗУ, направляется на сепарацию.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автома-тизнрованн ые сен арацпонно-замерн ые установки АСЗ ГУ (типов ЗУГ, "Спутник", АГЗУ и т.п.).

Автоматизированная сеп арацпонно-замерн ая установка "Спутник-А" (рис. 8.1) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также авто­матической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 МИа (16 и 40 кг/см²).

Установка состоит из следующих узлов: 1) многоходового

переключателя скважин, 2) установки измерения дебита, 3) гидропривода, 4) отсекателей, 5) блока местной автомати­зации (БМА).

Рис. 8.1. Схема установки "Спутник-А":

1 - выкидные.'нш и и; 2- специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин 11СМ; 4 - каретка роторного не включателя скважин; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка, 8 -турбинный счетчик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - гидропривод; 11 - электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 - сборный коллектор; 14 - силовой цилиндр; 15 - БМА

Процесс работы установок заключается в следующем.

Продукция скважин но выкидным линиям подается в много­ходовой переключатель, который действует как вручную, так н автоматически. Каждому положению этого переключателя со­ответствует подача на.замер продукции одной скважины. Про­дукция данной скважины направляется в газосепаратор, состо­ящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный кат-лектор.

Нефть из верхней емкости газосеиаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосеиаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сбор­ный коллектор. После этого уровень жидкости и нижней емко­сти снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжи­тельность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накаплива­емые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР).

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.

Установка «Спутник-А» работает но определенной (задан­ной) программе, при этом каждая скважина поочередно вклю­чается на замер на определенное время.

Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором

подачи скважин. В установке предусмотрена возможность из­мерения количества газа с помощью диафрагмы, установлен­ной в газосепараторе (см. рис. 8.1).

Кроме установки "Снутник-А", применяются установки "Снутник-Б" и "Спутник-В'*. В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного дейст­вия для определения содержания воды в п(юдукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. При отсутствии влагомера измерения проводятся с помощью при­бора Дина - Старка. Пробу нефти отбирают из выкидной ли­нии через краники или вентили.

Количество газа но каждой скважине на АГСЗУ измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции но каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда - на установку подготовки нефти. Здесь расход газа измеряют самопишущими расходомерами Л11-430 и Д11-Й32. Механические примеси в нефти оп|>еделяют по про­стой методике: пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливается лабораторным анализом.

 

 

Контрольные вопросы:

1.От чего зависит схема сборки и подготовки нефти?

2.Дл ячего сужеит дыхательный клапан?

3.Объясните схему установки спутника «А»

4.Функция резервуаров?

 

Литература

1. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра,1988. — 501 с.

2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для

вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с.

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных

и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. —679 с.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых

скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с.

5. Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. — М.:Недра,

1999. — 375 с

 

 

Лекция 38

Тема: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.

План: 1. Промысловые трубопроводы.

2. Сепарация нефти.

 

Промысловые трубопроводы.

КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Промысловые трубопроводы — это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки природного газа, нефти, нефтепродуктов, воды и их смесей от мест их добычи (начальная точка трубопровода до установок комплексной подготовки и далее к местам врезки в магистральный трубопровод или для подачи на другой вид транспорта — железнодорожный, речной, морской.

Основной составляющей промыслового трубопровода является линейная часть — непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная в траншею тем или иным способом.

Линейная часть трубопровода прокладывается в разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. Вдоль трассы трубопроводов встречаются участки с грунтами малой несущей способности, а также болотистые участки, участки многолетнемерзлых и скальных грунтов и др. Кроме того, трубопроводы пересекают значительное число естественных и искусственных препятствий (реки, озера, железные и шоссейные дороги), требующих соответствующих конструктивных решений, которые обусловлили бы как надежную работу трубопровода, так и беспрепятственную эксплуатацию пересекаемых искусственных сооружений по их прямому назначению.

В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки промысловых трубопроводов: подземная, наземная и надземная, а также редко используемая прокладка в каналах и коллекторах. Выбор той или иной схемы прокладки (определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании технико-экономического сравнения различных вариантов

При подземной и наземной прокладке трубопроводы обычно засыпают минеральным грунтом. Специально обработанные грунты при засыпке трубопроводов применяют с целью: предотвращения смерзания изоляции с грунтом; обеспечения устойчивости трубопровода против всплытия на участках с высоким уровнем грунтовых вод; деаэрации электролита почвы; нейтрализации грунта кислотами или щелочами; уменьшения опасности биокоррозии путем обработки различными химикатами; замены грунта на менее кор-розионноагрессивный; теплоизоляции трубопровода и обеспечения гидрофобизации.

Обеспечение устойчивости трубопровода закрепленными, гид-рофобизированными грунтами не является универсальным способом, однако за счет своих достоинств — невысокой стоимости, возможности использования для приготовления грунтово-вяжущей смеси обычных минеральных грунтов — он предоставляет проектировщикам и строителям трубопроводов дополнительные возможности по выбору оптимального способа балластировки, увеличивает число возможных вариантов, что в конечном итоге сказывается на темпах и стоимости строительства [35, 140].

Закрепление трубопровода грунтом производят отдельными перемычками или сплошным слоем, размеры которых определяют при помощи соответствующих расчетов с учетом диаметра трубопровода, физико-механических свойств грунта, размеров траншеи. Предпочтительнее использовать сплошной слой закрепленного грунта.

При закреплении грунтов в нег