Тема 1.13 Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин, подземный ремонт

Осложнения при эксплуатации скважин

Известно, что нефть есть сложная смесь различных углеводородов, как легких, так и тяжелых, находящихся в термодинамическом равновесии при пластовых условиях. Добыча нефти сопровождается неизбежным изменением термодинамических условий и переходом нефти от пластовых условий к поверхностным. При этом понижаются давление и температура. Нарушается фазовое равновесие отдельных углеводородов в смеси и происходит их выделение в виде углеводородных газов того или иного состава, с одной стороны, и твердых или мазеобразных тяжелых фракций в виде парафина, смол и асфальтенов, с другой стороны. Охлаждение нефти при подъеме, выделение из нее газообразных фракций при понижении давления уменьшает ее растворяющую способность по отношению к таким тяжелым фракциям, как парафины и смолы, которые выделяются в виде кристаллов парафина, образуя новую твердую фазу.

Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы. Можно выделить следующие главные методы ликвидации отложений парафина.

1. Механические методы, к которым относятся:

- применение пружинных скребков, периодически спускаемых в НКТ на стальной проволоке;

- периодическое извлечение запарафиненной части колонны НКТ и очистка их внутренней полости механическими скребками на поверхности;

- применение автоматических так называемых летающих скребков.

2. Тепловые методы:

- прогрев колонны труб путем закачки перегретого пара в затрубное пространство;

- прогрев труб путем закачки горячей нефти;

3. Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол.

4. Применение различных растворителей парафиновых отложений.

5. Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб.

В зависимости от интенсивности образования парафиновых отложений, их прочности, состава и других особенностей применяют различные методы и часто их комбинации.

Основным осложнением при эксплуатации нефтяных скважин Чураковского месторождения является отложение АСПО на внутрискважинном оборудовании.

Механический способ борьбы с отложениями АСПО – это способ очистки НКТ от парафина при помощи скребков. Скважины №№ 84, 115, 345 и 403, оборудованные ШГН, чистятся скребками производства Очерского завода нефтепромыслового оборудования.

При физическом методе для предупреждения отложений АСПО скважины оборудуются магнитными аппаратами марки МАС-2,5. Также используются установки депарафинизации труб горячей нефтью АДП-1М.

Отличительными признаками магнитного аппарата типа МАС являются ферромагнитный корпус из стандартной НКТ и свободный рабочий канал внутри аппарата, что позволяет проводить в скважине все виды ремонтных работ и геофизических исследований. Магнитные аппараты типа МАС могут устанавливаться на любой глубине в фонтанных скважинах и в скважинах, оборудованных штанговыми и погружными насосами с производительностью до 500 м³/сут.

Солеобразование в скважинах является следствием ряда об­стоятельств, важнейшими из которых исследователи считают сле­дующие: изменение термодинамических условий в процессе разра­ботки месторождения; перенасыщение пластовой жидкости отдельными солями; смешивание различных по характеристикам вод — пласто­вой и закачиваемой.   

Выпадающие из раствора соли имеют самый различный химический состав. Это могут быть сульфаты, карбонаты, соли железа и другие. Места образования солевых отложений также различны: имеют­ся данные о выпадении солей в пласте, на забое скважины и на оборудовании. Авторы работы классифицируют солевые отложения по трем видам: плотные микро- и мелкокристаллические с разме­ром кристаллов до 5 мм, плотные с преобладанием кристаллов гипса величиной 5-12 мм и включением твердых и жидких углеводордов и плотные крупнокристаллические размером 12-15 мм. В скважинах, эксплуатируемых УШГН, солевые отложе­ния образуются в пласте, в призабойной зоне на хвостовиках, филь­тре, всасывающих клапанах, штангах, в цилиндре. Это ведет, во- первых, к снижению производительности, как скважины, так и насосного оборудования, а, во-вторых, к отказам, многие из кото­рых заканчиваются авариями. Вот как изменяется коэффициент подачи штангового насоса при гипсообразовании в скважине. Зависимость коэффициента наполнения насоса в зависимос­ти от времени эксплуатации скважин при отложении гипса в призабой­ной зоне. В скважинах эксплуатируемых УЭЦН, кристаллы солей откладываются на наружной поверхности погружного двигателя, на рабочих колесах насоса, на токоведущем кабеле. Они охваты­вают всю поверхность толщиной в 1,5-2 мм.

В уплотнениях рабо­чих колес и на самой поверхности отложения имеют толщину в десятые доли миллиметра при значительной прочности. Интен­сивность отложений уменьшается от первых рабочих колес к пос­ледним. Накапливаясь на наружной поверхности узлов установки, соли уменьшают свободное пространство между насосом и эксплута- ционной колонной.

При подъеме возможны случаи заклинивания установки в скважине, рабочих колес в уплотнениях. Последнее приводит к слому вала или сгоранию ПЭД. Наибольший интерес представляет характер отложений на силовом кабеле. Они опоясывают кабель плотным кольцом. Если отложения на наружной поверхности насоса и протектора пред­ставляют собой равномерный слой, а кристаллы солей невидимы или носят беспорядочный характер, то на кабеле соли представ­лены ярко выраженными кристаллами в форме параллелепипе­дов, расположенных радиально от центра. Поверхность кабеля превращается в своеобразный «ёжик». Здесь, по-видимому, про­исходит поляризация кристаллов солей под влиянием магнитного поля, образуемого при прохождении электрического тока.

 Удаление солеобразования, а также его предотвращение ведет­ся с помощью следующих технологий: кислотное воздействие на ПЗП с целью растворения со­лей; применение ингибиторов различного типа в зависимости от вида соли; использование защитных покрытий; применение ультразвука. Из кислот используются растворы фосфорной кислоты HjP04 и соляной НсР. Выбор ингибитора должен производиться в зависимости от химического состава солевых отложений на основании лабора­торных экспериментов. В настоящее время промышленность выпускает более 13 ви­дов ингибиторов.

Среди них предпочтение следует отдать мно­гофункциональным композициям, воздействующим одновременно с солями и на парафин и на эмульсию. К ним относятся ДПФ-1, ПАВ-13, СНПХ-530 и другие. В разделе 8.3 приведены технология и устройства для подачи химреагентов в скважины. Опыт их применения показал, что наиболее целесообразным является непрерывное дозирование ингибиторов непосредствен­но на забое скважины до приема насосов. В БашНИПИнефть для борьбы с солеотложением предложе­ны и апробированы на промыслах несколько видов ингибиторов на основе фосфороорганических соединений. Технология периодической подачи ингибитора состоит в закач­ке его через затрубное пространство без подъема УЭЦН или в НКТ после извлечения оборудования.

Перед проведением работы скважина должна быть промыта. Объем ингибитора рассчитывают, исходя из 10-15 мг/л. Объем продавочной жидкости составляет 3 м3 на 1 м толщины продук­тивного пласта. Контроль за продолжительностью воздействия ингибитора осуществляется по анализам проб жидкости. Использование защитных покрытий основано на результа­тах исследований, показывающих, что на некоторых гладких по­верхностях соли не откладываются или откладываются менее интенсивно. В СибНИИНП (Тюмень) разработана технология применения покрытий рабочих колес ЭЦН, втулок, подшипников скольжения пентапластом [27]. Покрытие образуется методом напыления толщиной до 0,3 мм и удовлетворительно эксплуатируется при температурах 100 °С и более.

Средняя наработка ЭЦН на отказ после применения покрытий в скважинах увеличилась в 2-3 раза. Наряду с химическим методами борьба с солевыми отложе­ниями ведется с помощью ультразвука. Исследованиями, прове­денными на промыслах Сибири, установлен факт диспергирова­ния кристаллов солей в зависимости от частоты упругих колеба­ний. Изменение отложения кальцита в скважине Частота акустического поля, кГц Давление, кПа Отношение толщины отложения до и после акустического воздействия, Дебит скважины, т/сут 8 40 0,6/0 5 16 42 0,8/0 40 22 42 0,7/0,1 30 Оценка эффективности применения ультразвукового поля про­ведена по изменению толщины отложений на контрольных образ­цах. Получены зависимости частоты отказа оборудования УЭЦН по причине отложения солей с гидроакустическими преобразова­телями и без них. Для получения ультразвуковых излучений предпочтительных частот разработаны и апробированы ультразвуковые генераторы различных конструкций.

Применительно к УЭЦН наиболее при­емлемой оказалась конструкция, встроенная в насос. Генератор состоит из вложенных один в другой полых цилиндров с отвер­стиями в торцевой или цилиндрической части. При совпадении отверстий вращающегося цилиндра-ротора и неподвижного ста­тора жидкость вырывается из отверстий и генерирует колебания с частотой до 4,7 кГц. Установка генератора на стенде взамен седьмой и семнадцатой ступени насоса показала, что при изме­нении давления на входе от 0,04 до 0,15 МПа звуковые колебания в жидкости достигают интенсивности 5-15кВт/м2. Однако, следует иметь ввиду, что ультразвуковое воздействие вызывает повышенную вибрацию оборудования. Это может при­вести к разрушению отдельных деталей и падению насосов на забой.

 

Неотъемлемой частью процесса поддержания стабильного уровня нефтедобычи является проведение подземного ремонта скважин. Подземный ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный:

• текущий ремонт обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата;

• капитальный ремонт предусматривает реализацию комплекса геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта и устранение аварий подземного оборудования, произошедших в процессе эксплуатации скважин.

Текущий ремонт скважин – комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважин, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

Текущий ремонт скважин обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата. ТРС подразделяют на планово-предупредительный и восстановительный.

Планово-предупредительный ТРС – ремонт, проводимый с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Восстановительный ТРС – проводимый с целью устранения отказа глубинно-насосного оборудования.

К категории ТРС относятся:

• оснащение скважин глубинно-насосным оборудованием при вводе в эксплуатацию;

• перевод скважин на другой способ эксплуатации;

• оптимизация режима эксплуатации заменой типоразмера насоса и глубины спуска;

• ремонт скважин, оборудованных ШГН, ЭЦН;

• ремонт фонтанных и газлифтных скважин;

• очистка, промывка забоя скважин.

По характеру и последовательности проведения операций ТРС подразделяют на комплексы подготовительных, основных и заключительных работ.

К комплексу подготовительных относятся следующие работы:

• прием скважины из эксплуатации;

• глушение скважины;

• передислокация ремонтного оборудования;

 

 

• планировка территории рабочей зоны;

• монтаж подъемной установки;

• демонтаж устьевого оборудования.

Основными работами при производстве ТРС считаются:

• спуск и подъем скважинного оборудования;

• шаблонировка эксплуатационной колонны скважины;

• очистка забоя, промывка скважины;

• работы по ловле оборвавшихся, отвернувшихся штанг;

• ревизия лифта НКТ, штанг (при необходимости – замена);

• внедрение, извлечение клапанов-отсекателей и пакеров;

• работы по ремонту оборудования устья скважины;

• проведение некоторых видов исследовательских работ.

Комплекс заключительных работ включает себя:

• сборку устьевой эксплуатационной арматуры;

• очистку арматуры, ремонтного оборудования и инструмента от накопленных отложений;

• пуск и освоение скважины;

• демонтаж комплекса оборудования;

• очистку и планировку территории рабочей зоны;

• сдачу скважины в эксплуатацию.

Работа бригад ТРС (текущего ремонта скважин) планируется еженедельно с составлением плана-графика движения бригад. Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера текущего ремонта скважин по плану, утвержденному начальниками цехов ПРС (ПКРС) и ЦДНГ или уполномоченными на это лицами приказами по НГДУ.

При текущем ремонте скважин I категории и эксплуатирующих пласты АС4-8 план утверждается главным инженером и главным геологом НГДУ.

Все скважины, включаемые в план-график текущего ремонта, рассматриваются заместителем главного инженера по технологии, главным технологом и заместителем ЦПРС на основании предоставленных ЦДНГ планов-заказов на производство ТРС.

В плане-заказе, составленном ведущим технологом и ведущим геологом ЦДНГ, должно быть отражено:

• наличие резервного объема задавочной жидкости, соответствующего удельного веса исходя из категории по опасности НГП, конкретных геологических и других условий; вид противовыбросового оборудования;

• категория скважины;

• газовый фактор скважины;

• пластовое давление и дата его замера, который производится не реже 1 раза в 3 месяца;

• информация о ранее проведенных исследованиях;

• наличие подземного оборудования;

• цель и последовательность выполняемых работ.

Ремонт скважин II и III категорий согласовывается с начальником ЦПРС и утверждается начальником ЦДНГ.

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, с ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биологических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадами текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

Если после окончания работ скважина не отработала 48 часов гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

КРС обладает большой напряженностью, сложностью, требует использования разнофункциональной техники, оборудования и инструмента.

К категории КРС относятся:

• ремонтно-изоляционные работы;

• работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны;

• устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта;

• переход на другие горизонты и приобщение пластов;

• комплекс подземных работ, связанных с бурением, в т.ч. забуривание боковых стволов;

• все виды воздействия на ПЗП с целью увеличения притока нефти;

• исследования и перевод скважин по другому назначению.

Работа бригад КРС (капитального ремонта скважин) планируется ежемесячно с составлением плана-графика движения бригад.

Все скважины, включаемые в план-график капитального ремонта, рассматриваются геологической службой нефтегазодобывающего управления, геологами ЦДНГ и ведущим геологом ЦКРС на основании предоставленных заказов на производство КРС. В заказе, составленном старшим геологом ЦДНГ, должна быть отражена геолого-техническая характеристика скважины и, дополнительно:

• категория скважины;

• газовый фактор скважины;

• пластовые давления и дата их замера (замер должен производиться не реже 1 раза в 3 месяца);

• информация о ранее проведенных геофизических и гидродинамических исследованиях.

Капитальный ремонт скважин производится под руководством мастера бригады КРС в соответствии с планом, составленным ЦКРС и утвержденным главным инженером и заместителем начальника по геологии НГДУ.

При выполнении КРС бригадой УПНПиКРС (УКРСиПНП) план работ согласовывают главный инженер и главный геолог НГДУ, утверждают главный инженер и главный геолог УПНПиКРС (УКРСиПНП). В плане работ обязательно должно быть отражено:

• наличие резервного объема задавочной жидкости соответствующего удельного веса до окончания ремонтных работ исходя из категории по опасности НГП, конкретных геологических и других условий;

• вид противовыбросового оборудования;

• категория скважины;

• газовый фактор скважины;

• информация о ранее проведенных исследованиях;

• наличие подземного оборудования;

• цель ремонта, порядок проведения работ и ответственные за их выполнение.

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости.

Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидации обрыва штанг, замены скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Высококачественный подземный ремонт — главное условие увеличения добычи нефти и газа. Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважины.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Продолжительность межремонтного периода работы скважины обычно определяют один раз в квартал (или полугодие) путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение квартала (полугодия), на число подземных ремонтов за то же рабочее время в данной скважине.

Для удлинения межремонтного периода большое значение имеет комплексный ремонт — ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины. Чтобы гарантийный срок работы скважины был выдержан, ремонт наземного оборудования должен быть совмещен с подземным ремонтом. Поэтому на промысле заранее должны быть составлены комплексные графики на подземный ремонт и на ремонт наземного оборудования.

Коэффициент эксплуатации скважин — отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0.94 – 0.98, т.е. от 2 до 6 % общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Текущий ремонт выполняет бригада по подземному ремонту. Организация вахтовая — 3 человека: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.

Капитальный ремонт выполняют бригады капитального ремонта, входящие в состав сервисных предприятий нефтяных компаний.

Единицами ремонтных работ различного назначе­ния являются:

· · капитальный ремонт скважины;

· · текущий ремонт скважины;

· · скважино-операция по повышению нефтеотдачи плас­тов.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называ­ется комплекс работ, связанных с восстановлением рабо­тоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

 Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление рабо­тоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок бри­гадой ТРС.

 Скважино-операцией ремонтных работ по по­вышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном уча­стке залежи.

Единицей ремонтных работ перечисленных на­правлений (ремонт, скважино-операция) является комп­лекс подготовительных, основных и заключительных ра­бот, проведенных бригадой текущего, капитального ремон­та скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотрен­ных планом и принимаемых по акту.

Если после окончания работ скважина не отрабо­тала 48 ч гарантированного срока или не вышла на уста­новленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

 o Ремонтные работы в скважинах в отрасли прово­дятся тремя основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов:

 o с помощью специально спускаемой колонны труб;

 o путем закачивания по НКТ или межтрубному про­странству;

 

Тема 1.14 Сбор и подготовка добываемой нефти на промысле

Добываемая нефть - смесь нефти, газа, минерализованной воды, механических примесей и других попутных компонентов - должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции - товарной нефти, нефтяного газа, а также пластовой и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.

Из нефтяных скважин на поверхность вместе с нефтью и попутным нефтяным газом поступает сильно минерализованная (с содержанием солей до 2500 мг/л) пластовая вода и механические примеси. Содержание пластовой воды на третьей и особенно четвертой стадиях разработки месторождений достигает 80 и более процентов. Пластовая вода, обладая сильными коррозионными свойствами, в процессе ее внутрипромысловой транспортировки вызывает коррозионные разрушения трубопроводов, днищ резервуаров, насосов, запорной арматуры и т.д.

Такую продукцию без отделения нефти от пластовой воды поставлять на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) недопустимо, т.к. в процессе ее транспортировки коррозионному разрушению будут подвергаться магистральные нефтепроводы, резервуары, запорная арматура, насосы и т.д. Кроме того, из-за перекачки воды вместе с нефтью появляются неоправданные затраты на электроэнергию, создаются большие проблемы с утилизацией воды в местах ее переработки и т.д. Нецелесообразно также вместе с нефтью транспортировать на нефтеперерабатывающие заводы механические примеси и попутный нефтяной газ.

Поэтому на промыслах для сбора нефти и газа, замера дебитов нефти и газа, транспортирования их до центральных сборных пунктов (ЦСП), где от нефти отделяют газ, воду, механические примеси и соли, строят систему выкидных линий, трубопроводов, аппаратов, ДНС (дожимных насосных станций), ГЗУ (групповых замерных установок) и других сооружений.

Система сбора, транспорта и подготовки нефти и газа на нефтяных промыслах позволяет осуществлять:

- сбор нефти и газа со скважин по выкидным линиям до ГЗУ;

- замер дебитов нефти и газа на ГЗУ;

- отделение нефти от газа;

- транспорт нефти и газа (по закрытой системе) по нефтепроводам до ДНС или ЦСП;

- обезвоживание, обессоливание, стабилизацию, очистку газа от ненужных примесей;

- учет нефти и газа, сдачу нефти нефтепроводным управлениям и дальнейшую ее поставку НПЗ (нефтеперерабатывающим заводам) или на экспорт и т.д.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.4.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод).

Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.

Рис. 4.1. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

С учетом перечисленных выше и других существенных недостатков необходимо было создавать принципиально новые схемы сбора, транспорта и подготовки нефти и газа, которые должны были обеспечивать значительное снижение потерь легких фракций, недопущение контакта нефти с атмосферой, обеспечивать более полное отделение нефти от газа, воды и механических примесей, снижать металлоемкость при обустройстве и т.д.

Закрытая система сбора, транспорта и подготовки нефти и газа с многоступенчатой сепарацией газа на нефтесборных пунктах и ДНС (дожимных насосных станциях). При закрытой схеме жидкость (нефть с водой и газом) со скважин под действием давления на устье (от 0,8 до 1,0 МПа и более) поступает по выкидным линиям на ГЗУ (групповая замерная установка), где замеряется дебит нефти со скважин. Из ГЗУ нефть направляется в нефтесборный коллектор. По нефтесборному коллектору нефть поступает на 1-ю ступень сепарации, расположенную на центральном сборном пункте (ЦСП). На территории центрального сборного пункта находится установка подготовки нефти (УПН).

 

 

На ЦСП осуществляется сепарация газа (трех или четырех ступенчатая), обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. На рис. 173 показана одна из схем промыслового сбора и транспорта нефти и газа, которая не является стандартной, а в зависимости от местных условий и условий разработки месторождений может видоизменяться.

На данной схеме показано, что нефть со скважин 1 по выкидным линиям направляется на групповые замерные установки 2, где осуществляется замер дебита каждой скважины. Во время замера дебита нефти одной из скважин продукция остальных скважин по обводному трубопроводу на ГЗУ направляется в сборный коллектор (нефтепровод), по которому нефть и газ транспортируются до первой ступени сепарации на ЦСП (центральный сборный пункт) 3 или до дожимных насосных станций За (ДНС).

ДНС строятся на больших по площади нефтепромыслах, когда давление на устье скважин не обеспечивает транспорт нефти и газа до ЦСП. Концевые сепараторные установки 5 устанавливаются на территории ЦСП, в которых происходит отделение нефти от попутного нефтяного газа при давлении в сепараторах, близком к атмосферному. Нефть с концевых сепараторов поступает на установки подготовки нефти 6 и далее в резервуары 7, Нефть с резервуаров после ее замера и оформления соответствующего документа представителями НГДУ и территориального нефтепроводного управления насосами откачивается в магистральный нефтепровод на НПЗ или другим потребителям.

Если нефть имеет высокий газовый фактор, то газ после сепарационной установки поступает на прием компрессоров газокомпрессорной станции 9. Компрессорами газ перекачивается до газобензинового завода 11 или в магистральный газопровод и далее до пунктов его потребления.

Вода из отстойников, установок по подготовке нефти и РВС (резервуар вертикальный стальной) собирается по дренажным линиям и поступает на установки подготовки воды 10. С установок подготовки вода после очистки от пленки нефти и механических примесей поступает на КНС (кустовые насосные станции) и закачивается в нагнетательные скважины. Нефть со скважин на поверхность поступает вместе с водой. При перемешивании нефти и воды в процессе ее движения от забоя скважин до ЦСП образуется стойкая эмульсия. В эмульсии вода в виде мельчайших частиц находится внутри нефти. Эмульсии эти очень стойкие, и отделить воду от нефти в них отстоем невозможно.

Процесс отделения воды от нефти называют обезвоживанием. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1-1,5%. Полное отделение воды от нефти до 0,01% происходит в процессе обессоливания нефти. В процессе обессоливания из нефти удаляются соли. Удаление соли из нефти происходит в процессе пропуска нефти через слой пресной воды. Соли, содержащиеся в нефти, растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой. Процессы разрушения нефтяных эмульсий в промысловой практике осуществляют с помощью нагрева нефти до 50-70° С и дозировкой в нее химических реагентов-деэмульгаторов.

В качестве деэмульгаторов применяют неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ), изготавливаемые на основе окиси этилена ОП-10, дипроксомин, а в последнее время чаще других - дисольван. Дозировка этих реагентов при обезвоживании и обессоливании от 40 до 120 г на 1 т нефти. Деэмульгатор при смешении с эмульсионной нефтью, вследствие растворимости в обеих фазах эмульсии, свободно поступает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует разделению эмульсии на нефть и воду. Происходит комплексное воздействие за счет тепла, когда вязкость эмульсии снижается, и капли воды соединяются друг с другом и демульгатором, вследствие чего вода отделяется от нефти и осаждается в булитах, РВС и т.д.

Применяется также электрический способ разрушения эмульсии, который основан на проявлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капли воды, на взаимном притяжении этих капель и разрушении пленок нефти между этими каплями в результате действия электрического тока высокого напряжения на электроды, находящиеся в потоке эмульсии. При деэмульсации нефти с использованием электрического тока в металлический сосуд, называемый электродегидратором, вводится электрод, изолированный от стенок сосуда, по которому подается ток напряжением в несколько тысяч вольт. Стенки металлического сосуда являются вторым электродом, которые заземляются и соединяются с трансформатором напряжения.

Между электродами, при прохождении через них эмульсии, пропускают ток высокого напряжения, при этом эмульсия разрушается, капли нефти соединяются между собой в более крупные частички и вода начинает оседать на дно сосуда. На нефтяных промыслах осуществляют комплексную подготовку нефти, т.е. обезвоживание, обессоливание и дегазацию нефти на УКПН - установке комплексной подготовки нефти. Механические примеси удаляются из нефти в процессе сепарации и отстоя нефти. В промысловой подготовке нефти осуществляют также стабилизацию нефти. Стабилизация нефти - это удаление из нефти легких углеводородов, оставшихся в нефти после ее дегазации (метан, этан и др.).

Для стабилизации нефти ее подвергают горячей сепарации на специальной стабилизационной установке. При этом нефть подогревают и подают в сепаратор. В сепараторе из подогретой до 50-80° С нефти испаряются легкие углеводороды, которые через холодильную установку и бензосепаратор компрессором подаются в сборный газопровод. Кроме этого, в бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяются за счет конденсации тяжелые углеводороды.

Сточные воды, отделенные от нефти на установках комплексной подготовки нефти, перед их закачкой в продуктивные горизонты необходимо очистить от механических примесей, пленок (капель) нефти, гидратов окиси железа. С этой целью применяют закрытую (герметизированную) систему очистки, в которой используют три метода: отстой, фильтрование и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, частиц нефти и воды, который проводят в отстойниках или резервуарах. Метод фильтрации основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, который свободно пропускает воду, а капли нефти и частицы механических примесей удерживаются фильтрующим слоем.

Метод флотации основан на явлении, когда пузырьки газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и обеспечивают их всплытие на поверхность.

Оборудование для отделения нефти от газа и свободной воды

В процессе подъема жидкости из скважин и транспорта ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается и обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости. Поэтому при низких давлениях их совместное хранение, а иногда и сбор становятся нецелесообразными. Приходиться осуществлять их раздельный сбор и хранение.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин,