Конструкция типовой скважины

Процесс эксплуатации скважины – подъём заданного количества жидкости с забоя скважины на поверхность.

На Тарасовском месторождении конструкция скважин выбирается с учётом геологического строения вскрываемых скважиной пластов. Каждая колонна опускается до определённой глубины и цементируется до запроектированного уровня. Типовая скважина Тарасовского месторождения имеет следующую конструкцию. На рис. 3.1 представлена конструкция типовой скважины.

 

 

 

Рисунок 3.1 – Конструкция скважин

 

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину L_н = 100м и цементируется до устья. Применяется для перекрытия верхних почвенных слоёв, предания скважине устойчивого вертикального направления.

Кондуктор диаметром 245мм спускается на глубину Lк = 500метров для добывающих и 700метров для нагнетательных. Кондуктор изготавливается из обсадных труб с трапециевидной резьбой типа ОТТМ исполнением «Б». Цементируют до устья тампонажным раствором плотностью 1,83 г/см³. Применяемая марка цемента ПЦТ-ДО-50 ГОСТ1581-85, служит для перекрытия верхних неустойчивых пород, предотвращения осыпей и прихвата инструмента при бурении.

Кондуктор оборудуют башмаками типа БК-426, БК-324 и БК-245, тремя пружинными центраторами ЦЦ-426/508-1 и ЦЦ-245/295-1. Расстояние между центраторами составляет не менее 10метров.

Эксплуатационная колонна изготавливается из обсадных труб диаметром 139,7 или 146мм спускается на глубину на 50метров ниже проектного горизонта. Цементируется на 100метров выше башмака кондуктора. Тампонажный раствор плотностью 1,8 г/см³ приготовлен из портландцемента марки ПЦ-ДО-100 ГОСТ 1581-85.

Эксплуатационная колонна оборудуется направляющим башмаком БК-139,7, БК-146 и обратным клапаном типа ЦКОД-139,7-1 и ЦКОД-146-1.

Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Глубина цементного стакана, остающегося после цементирования эксплуатационной колонны, является искусственным забоем. В процессе эксплуатации скважины забой может быть засыпан осадком, засорен аварийным оборудованием, посторонними предметами. В этом случае глубина верха аварийного оборудования или осадка является текущим забоем скважины.

Верхняя часть обсадных труб заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн с целью герметизации межтрубного пространства, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования – для различных способов эксплуатации скважин.

Оборудование устья скважины обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации, и возможность проведения различных технологических операций.

Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтесбора, монтируется обратный клапан.

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

- Рабочему давлению (7,17,21,35,70,105 МПа);

- Схеме исполнения;

- Числу спускаемых в скважину труб (один и два ряда концентричных труб);

- Конструкции запорных устройств (задвижки, краны);

- Размерам проходного сечения по стволу (50-150мм).

Рисунок 3.2 - Виды фонтанной арматуры

а- тройниковая; б- крестовая; 1-манометр; 2-трехходовой кран; 3, 11-верхний и нижний буфера; 4-тройник; 5-штуцер; 6-запорное устройство (боковая задвижка); 7-запорное устройство (стволовая задвижка); 8-переводник; 9-трубная головка; 10-колонный фланец; 12-крестовик елки.

 

Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя один или два тройника (одно или двух ярусная тройниковая арматура), либо крестовину (крестовая арматура). В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготавливают для не коррозионных, коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны.

На фонтанных нефтяных скважинах предполагается установка фонтанной арматуры АФК1 - 65х350 - арматура фонтанная, для сред, содержащих СО₃ до 6 %, условный проход по стволу и боковым струнам 65мм, рабочее давление 35 МПа. На рис. 3.3. показана фонтанная арматура крестового типа с крановыми запорными устройствами, предназначенная для однорядного подъемника.

Рисунок 3.3 - Типовая схема обвязки устья фонтанной скважины

 

Подъемные трубы подвешивают к переводной втулке, которая ввинчена в катушку. При эксплуатации скважины газожидкостная струя из подъемных труб проходит через открытый центральный стволовой кран и направляется в один из выкидов правый или левый и далее, пройдя штуцер, в выкидную линию (на схеме не показана), соединяющую арматуру со сборной или сепарационной установкой. Краны на правом отводе крестовика трубной головки при фонтанировании скважины закрыты; они служат для подсоединения водяной или газовой линии к затрубному пространству при освоении скважины или приремонтных работах.

Для контроля за процессом эксплуатации скважины установлены два манометра с трехходовыми кранами или с вентилями: один на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубного давления), другой в верхней части арматуры для замера давления на устье скважины (устьевого давления). При необходимости спуска в подъемные трубы контрольно-измерительных приборов (манометров, дебитометров) или депарафинизационных скребков над верхним стволовым краном помещают специальное устройство – лубрикатор. На боковых струнах елки устанавливают штуцеры дискового типа. На Тарасовском месторождении применяется фонтанная арматура:

1. ОУЭН-65х14-2ХЛ1 (изготовитель - Юго-Камский машино-строительный завод имени Лепсе) – оборудование устьевое нефтяных скважин эксплуатируемых УЭЦН.

2. АФК1Э - 65х14 ХЛ (изготовитель - Юго-Камский машиностроительный завод имени Лепсе) – арматура фонтанная предназначена для работы в холодных макроклиматических районах.

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т.е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.

Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.

Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе Н₂S, СО₂ или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозийному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях севера могут охлаждаться до температуры ниже 60°С. Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

Рисунок 3.4 - Головка колонная муфтовая типа ГКМ

1-корпус головки; 2-металическая манжета; 3-резиновые кольца; 4,6-фланцы; 5-полукольцо; 7-муфта для подвески эксплуатационной колонны; 8-манометр; 9-патрубок с фланцем; 10-кран.

 

Эксплуатация ШГН и ЭЦН

ШГН. Добыча нефти с помощью ШГН является наиболее распространенным и освоенным способом. Существующая технология позволяет эксплуатировать скважины в диапазоне дебитов от 0,5 до 50м³/сут.

На Тарасовском месторождении для эксплуатации малодебитных скважин применяются штанговые глубинно-насосные установки с диаметром плунжера от 32 до 57мм.

Действующий фонд скважин, оборудованный УШГН, имеет следующие значения: интервал спуска УШГН 1083-1395м, средний динамический уровень 957,5м, среднее забойное давление – 19,9 МПа.

Средний дебит по нефти составляет 2 т/сут.

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкостей с температурой не более 130ºС, обводненностью не более 99% по объёму, вязкостью до 0,3 Па∙с, минерализацией воды до 10 г/л, содержанием механических примесей до 3,5г/л, свободного газа на приеме не более 25%, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацией ионов водорода рН 4,2-8,0.

На Тарасовском месторождении доля скважин, эксплуатирующихся УШГН, составляет около 5,0%, доля в добыче нефти составляет 0,4%, коэффициент использования фонда скважин низкий и составляет 0,282, коэффициент эксплуатации составляет 0,908.

В отличие от УЭЦН для оборудования УШГН необходимо систематическое сервисное обслуживание как наземного, так и подземного оборудования.

Основными причинами отказов ШГН являются обрывы штанговых колонн и выход из строя клапанных узлов насоса.

В настоящее время производится замена, при очередных подземных ремонтах, существующий парк насосов на насосы, выполненные по стандартам API, это RHB, RWB, TH.

Для повышения надежности работы установка ШГН комплектуется дополнительным оборудованием:

- Газопесочный вихревой якорь предназначен для предотвращения попадания свободного газа и механических примесей в насос. Монтируется ниже приема насоса в скважинах с обводненностью менее 75%.

- Фильтр-заглушка устанавливается на приеме насоса (вворачивается в корпус приемного клапана) и служит для защиты насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов в конце плунжера насоса.

- Автосцеп предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса. Монтируется на нижнем конце колонны штанг.

- Центраторы насосных штанг применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин. Монтируется на штангах.

- Скребки-центраторы колонны штанг - применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации в наклонно направленных скважинах.

- Сливной клапан – применяется в комплекте с невставным насосом в случаях отсутствия в компоновке ловителя приемного клапана. Монтируется над приемным клапаном.

Квалифицированный подбор компонентов установки ШГН позволяет снизить вероятность неэффективности ремонтов и увеличить наработку на отказ.

Рисунок 3.5- Принципиальная схема скважинных штанговых насосов

а) невставной насос со штоком типа НГН-1; б) невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1 - нагнетательные клапаны; 2 - цилиндры; 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители; 5 - всасывающие клапаны; 6 - седла конусов; 7 - захватный шток; 8 - второй нагнетательный клапан; 9 - ловитель; 10 - наконечник для захвата клапана; в) вставной насос типа НГВ-1; 1 - штанга; 2 - НКТ; 3 - посадочный конус; 4 - замковая опора; 5 - цилиндр; 6 - плунжер; 7 - направляющая трубка.

Рисунок 3.6 - Схема штанговой насосной установки

1-насос; 2-колонна штанг; 3-тройник; 4-головка балансира;5-канатная подвеска; 6-станок качалка; 7-редуктор; 8-электродвигатель; 9-ствол скважины; 10-нагнетательный клапан; 11-цилиндр насоса; 12-плунжер; 13-всасывающий клапан.

 

УЭЦН. На долю способа добычи с помощью УЭЦН приходится основной объем добычи жидкости и нефти.

Электроцентробежными установками, на Тарасовском месторождении, оборудовано 283 скважин действующего фонда. Для подъема жидкости применяются насосы производительностью 25 - 400м³/сут напором до 2300м отечественного производства и насосы производительностью 80 – 3500 м³/сут фирмы «Centrilift» и «REDA».

Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей.

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

Применение установок погружных центробежных электронасосов типа УЭЦН позволяет эксплуатировать месторождения обводненностью до 98-99% и температурой откачиваемой жидкости до 90⁰С; вводить нефтяные скважины в эксплуатацию непосредственно после бурения в любое время года, при этом скважины легко поддаются герметизации, что обеспечивает сбор попутного газа, также погружных центробежные электронасосы применяют для откачки жидкости из глубоких скважин с низкими уровнями, из скважин, в которых штанговые насосы не могут обеспечить необходимого отбора жидкости; для работы в искривленных скважинах, для высокодебитных с дебитом 25 – 1300 м³/сут и высотой подъёма жидкости 500 – 2700м.

Погружной ЭЦН не требует постоянного ухода в процессе эксплуатации. Управление и контроль за его работой осуществляется через станцию управления. При временном выключении, а затем, во время подачи электроэнергии в сети установка запускается автоматически. Обслуживание сводится к проверке подачи и контролю за работой электрооборудования.

Основными причинами отказов УЭЦН являются: выход из строя ПЭД по причинам разгерметизации и перегрева; износ рабочих органов насоса или их засорение механическими примесями, отложениями солей. Перегрев отдельных узлов УЭЦН приводит также к повреждению части кабельной линии, проходящей непосредственно по корпусу УЭЦН. Одной из проблем эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является падение на забой отдельных частей или в целом установок ЭЦН. Основной из общепризнанных причин данных аварий является вибрация установки при работе, причем уровень вибрации определяется как изначальным качеством УЭЦН, так и условиями эксплуатации.

 

Рисунок 3.7 - Схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

1-электродвигатель с гидрозащитой; 2-центробежный насос; 3-кабельная линия; 4-колонна НКТ; 5-металические пояса; 6-оборудование устья.

 

В практике эксплуатации скважин сталкиваются с различными осложнениями, обусловленными отложениями парафина, выносом твердых частиц и образованием песчаных пробок, отложением неорганических солей на забое скважины, в подъемных трубах и т.д., наличием газа у основания двигателя насоса, высокой обводненностью, негерметичностью НКТ, влиянием сероводорода.

 

Рисунок 3.9 – Диаграмма причин выхода из строя УЭЦН

Рисунок 3.8 – Диаграмма причин выхода из строя УЭЦН

 

Проведённый анализ работы и подъёмов ЭПУ показал, что первопричиной большинства отказов оборудования является засорение УЭЦН. Такое засорение бывает самым разнообразным, от локального в виде забивания приёмной сетки и нижних ступеней насоса природным, бытовым или техногенным мусором, попавшим в скважину, или засорения верхних ступеней насоса и узла обратного клапана песком и окалиной с внутренней поверхности НКТ, до обширного, происходящего при засолении или парафинировании большого участка лифта, зачастую включающего в себя насос и значительную часть эксплуатационной колонны.

Чётким признаком начала засорения в установившемся режиме эксплуатации является рост динамической температуры ПЭД. Если он не сопровождается ростом динамического давления, то это свидетельствует о неизменности дебита, но увеличении момента на валу ПЭД для компенсации увеличившихся потерь на трение в ЭЦН или снизившегося проходного сечения лифта. Если вместе с ростом динамической температуры ПЭД начинается рост динамического давления на приеме ЭЦН, то налицо снижение дебита УЭЦН, повлекшее за собой уменьшение интенсивности потока охлаждающей ЭПУ откачиваемой жидкости.

По мере накопления загрязнения начинается интенсивный износ рабочих органов ЭЦН, который усугубляет возникшую ситуацию. Если не предпринять своевременных мер по определению типа и предотвращению возникшего засорения, то ситуация, как правило, разрешается либо деформацией пластмассовых деталей и полным заклиниванием ЭЦН, либо перегревом из-за больших токовых нагрузок и работой в зоне максимальных температур, оплавлением и пробоем плоского удлинителя кабельной линии.

Присутствие механических примесей в продукции нефтяных скважин является серьезным осложнением при эксплуатации механизированным способом. Механические примеси могут являться продуктами, выносимыми из пласта и с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, солеотложения, продукты крепления трещин при гидроразрыве пласта, разрушения скелета породы и др).

Наличие твердых частиц в жидкости приводит либо к засорению насоса, либо к разрушению рабочих органов насоса.

Не герметичность НКТ приводит к снижению, а в итоге к отсутствию подачи установки. Частые спускоподъемные операции, связанные с заменой глубинного оборудования, приводят к порче бронированного кабеля, засорению забоя скважины и т.д.

Высокая обводненность продукции скважины и выделение сероводорода приводит к коррозии рабочих органов установки.

Известно, что скорость коррозии стенок труб водоводов при перекачке смеси пресной и сточной вод в 2-3 раза выше, чем при перекачке одного типа воды. На Тарасовском месторождении ведется закачка смеси пресной и сточной воды, в связи с этим необходимо предусмотреть мероприятия по защите системы ППД от коррозии, в частности применение труб с внутренним и наружным покрытиями по ТУ 1308-135-0147016-01.

Кроме того, необходимо отметить, что на поздней стадии эксплуатации месторождений наиболее целесообразным является умеренные темпы отборов. Форсированные отборы жидкости и, соответственно, создание максимальных депрессий на пласт, как правило, ведут к интенсификации обводнения продукции скважин.

 

Сбор скважинной продукции

В наиболее распространенной на промысловой групповой системе сбора дебитов и обводненности нефти контролируется с помощью автоматизированных замерных установок типа “АГЗУ”, состоящих из многоходового переключателя скважин ПСМ, измерительного устройства и блока управления.

Назначение ПСМ - внеочередное подключение одной из скважин к измерительному устройству. Он состоит из неподвижного корпуса с выкидными патрубками (по числу скважин) и повторного патрубка, вал которого соединен с поршнем зубчатой рейкой. Продукция всех подключенных скважин поступает по выкидным патрубкам в ПСМ и через открытый клапан направляется в рабочий коллектор.

Газ, выделяющийся из жидкости в верхнем сепараторе, поступает в газовую линию и через открытую заслонку - в рабочий коллектор, а жидкость скапливается в нижнем сепараторе, где установлен поплавок, соединенный системой рычагов с заслонкой. При подъеме поплавка до заданного верхнего уровня заслонка закрывается, и давление в сепараторе начинает повышаться. Одновременно поплавок воздействует на шток распределительного устройства, при помощи которого создается избыточное давление газа под или над мембраной пневматического клапана, открывающегося или закрывающегося выкидную линию сепаратора.

После открытия клапана жидкость из сепаратора под действием давления продавливается через турбинный счетчик в рабочий коллектор, причем продолжительность этого процесса практически зависит от скважины.

При понижении уровня жидкости в нижнем сепараторе поплавок опускаясь, открывает заслонку на газовой линии и закрывает с помощью распределительного устройства клапан на выкидной (нефтяной) линии. Тогда начинается новый цикл наполнения нижнего сепаратора жидкостью и измерения её объёма путем кратковременной прокачки через турбинный счетчик.

Продолжительность накопления жидкости в сепараторе, а, следовательно, и количество циклов измерения в определенный промежуток времени, зависят от дебита скважины, подключенной к измерительному устройству. Чем больше дебит скважины, тем меньше время заполнения сепаратора и чаще циклы измерения. Зная объемы жидкости, прошедший через счетчик за каждый цикл, а также их число можно легко определить средний дебит скважины за данный промежуток времени. Циклический метод измерения дебитов позволяет существенно повысить точность, так как при этом обеспечивается турбулентный режим потока жидкости через счетчик, а сами измерения выполняются в сравнительно узком диапазоне расходов. Еще одно важное достоинство этого метода состоит в том, что с помощью одного типоразмера прибора можно измерять различные дебиты скважин (от 10 до 1500 м³/сут), существенно отличающиеся от диапазона измерений данного расходомера. Основная погрешность измерения дебита составляет + 2,5 %.

На рис. 3.9 показана технологическая схема сбора и подготовки нефти и газа, используемый на залежах с большими площадными размерами. Продукция нескольких скважин по выкидным линиям 1 направляется в АГЗУ, где поочередно измеряется дебит, определяются обводненность и содержание газа в продукции каждой подключенной скважины. АГЗУ состоит из Многоходового переключателя 2 и измерительного устройства 4, соединенных за мерным патрубком З, а также рабочего коллектора 5, соединенного со сборным коллектором 6.

 

Рисунок 3.9 - Технологическая схема сбора и подготовки нефти

 

Поочередное подключение каждой скважины к патрубку З осуществляется путем периодического по переключателя 2 по заданной программе. При этом продукция одной из скважин поступает в измерительное устройство, а остальных - в рабочий коллектор 5. В измерительном устройстве газожидкостная смесь сепарируется и после этого измеряются раздельно дебит нефти и газа. Затем нефть и газ направляются вновь в рабочий коллектор. Далее вся продукция по сборному коллектору 6 (длиной 10-15 км) подается на ДНС, в состав которой входят насосы и сепаратор. Здесь происходит первичная сепарация нефти, после чего газ по трубопроводу 8 поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а жидкость по трубопроводу 7 в так называемый сепаратор-делитель 9. Основное назначение этой установки - регулирование подачи жидкости (смеси нефти с водой) в сепараторы-подогреватели 10, входящие в состав УПН. Кроме того, в делителе 9 осуществляется вторичная (более глубокая сепарация газа от жидкости). На УПН происходит подогрев жидкости, отделение нефти от воды и обессоливание нефти, после чего нефть по коллектору товарной нефти 11 поступает в попеременно работающие герметизированные резервуары 14 и далее, минуя подпорный насос 12, на автоматизированную установку учета товарной нефти 13. Пластовая вода с УПН по коллектору сточной воды попадает в УПВ и далее с помощью насоса 18 к насосным станциям для закачки в продуктивные пласты.

Получаемый после вторичной сепарации на УПН газ поступает на компрессорную станцию КС, откуда подается на ГПЗ. Если нефть, поступающая с УПН, окажется некондиционной по содержанию воды и солей, то она автоматически направляется по трубопроводу 15 в сепаратор-делитель 9, из которого снова подается на УПН. Из узлов учета 13 товарная нефть через насосную станцию 16 подается в магистральный нефтепровод 17.

При сильно обводненной продукции скважин предварительный сброс пластовой воды осуществляется на ДНС, от которых вода специальными насосами подается в нагнетательные или поглощающие скважины.

В наиболее распространенной на промыслах групповой системе сбора дебит и обводненность нефти контролируются с помощью автоматизированных замерных установок типа «АГЗУ», состоящих из многоходового переключателя скважин ПСМ, измерительного устройства и блока управления (рис. 3.10). Назначение ПСМ - поочередное подключение одной из скважин к измерительному устройству. Он состоит из неподвижного корпуса 2 с выкидными патрубками (по числу скважин) и поворотного патрубка, вал которого соединен с поршнем 3 зубчатой рейкой. Продукция всех подключенных скважин поступает по выкидным патрубкам в ПСМ и через открытый клапан 1 направляется в рабочий коллектор13.

Измерение дебита отдельной скважины производится через определенные промежутки времени по заданной программе с помощью блока местной автоматики БМА. По сигналу БМА включается цепь питания электрогидравлического привода 5, и жидкость начинает поступать в цилиндр исполнительного поршня 3, перемещая его вместе с рейкой. При этом патрубок повернется на определенный угол, и его отверстие остановится против отверстия выкидного патрубка следующей скважины.

 

Рисунок 3.10 - Схема групповой замерной установки «АГЗУ»

 

Тогда продукция этой скважины через открытый клапан 4 поступает в измерительное устройство «Импульс», состоящие из гидроциклонной головки, верхнего 6 и нижнего 10 сепараторов и турбинного счетчика-расходомера 11. Схема работы этого устройства принципиально не отличается от схемы действия индивидуальной установки БИУС. Газ, выделяющийся из жидкости в верхнем сепараторе, поступает в газовую линию и через открытую заслонку 9 - в рабочий коллектор 13, а жидкость скапливается в нижнем сепараторе, где установлен поплавок 7, соединенный системой рычагов 8 с заслонкой. При подъеме поплавка 7 до заданного верхнего уровня заслонка закрывается, и давление в сепараторе начинает повышаться. Одновременно поплавок воздействует на шток распределительного устройства, при помощи которого создается избыточное давление газа под или над мембраной пневматического клапана, открывающего или закрывающего выкидную линию сепаратора (на рисунке не показаны). После открытия клапана жидкость из сепаратора под действием давления продавливается через турбинный счетчик 11 в рабочий коллектор, причем продолжительность этого процесса практически не зависит от дебита скважины.

Если же подключенная скважина по какой-либо причине не будет подавать продукцию (отсутствует сигнал от турбинного счетчика), БМА выдает аварийный сигнал отсутствия подачи. Такие же сигналы выдаются, при возникновении любой аварийной ситуации на групповой установке.

При повышении или понижении давления в рабочем коллекторе за допустимые пределы по команде БМА отсекающие клапаны перекрывают измерительную и рабочую линии. Контроль за давлением в рабочем коллекторе осуществляется с помощью электроконтактного манометра, аварийный сигнал которого поступает в БМА. Во всех аварийных ситуациях (отсутствие по­дачи скважины, отключение электроэнергии и др.) на диспетчерский пункт подаются аварийные сигналы. Конструктивно все устройства групповой установки объединяются в два блока: замерно-переключающий и блок управления, которые монтируются на рамных основаниях в утепленных закрытых помещениях (домиках). В замерно-переключающем блоке смонтированы ПСМ с электрогидравлическим приводом, отсекатели, рабочие и обводные трубопроводы, задвижки и др. Там же располагается измерительное устройство «Импульс». В блоке управления установлены шкаф БМА, а также регистрирующая аппаратура и устройства телемеханики.

 

ПОДГОТОВКА И ПЕРЕКАЧКА НЕФТИ

Цех подготовки и перекачки нефти административно подчиняется начальнику управления ООО «РН-Пурнефтегаз»по подготовке и транспортировке нефти и газа. Цех осуществляет прием, подготовку нефти и пластовых вод до требуемого качества и перекачку их потребителю.

Главной задачей цеха подготовки и перекачки нефти является прием сырья с нефтепромыслов, подготовка нефти и пластовых вод до требуемого качества и перекачка их потребителю. В соответствии с главной задачей цех выполняет функции:

· Обеспечивает выполнение плановых заданий по подготовки нефти, пластовой воды и сепарированного попутного газа и перекачка их потребителю.

· Составляет, исходя из утвержденных норм технологические регламенты работы участков цеха.

· Организует работу по совершенствованию технологии подготовки нефти, автоматизации производственных процессов, повышению качества продукции, использованию резервов повышения производительности труда, снижению трудоемкости и себестоимости нефти.

· Координирует деятельность установок и служб, связанных с подготовкой и перекачкой нефти.

· Осуществляет контроль за расходованием материалов, электроэнергии, топлива и рациональным использованием транспортных средств.

· Определяет текущую потребность в ремонтном обслуживании, обеспечении материально-техническими средствами, транспортом и другим обслуживанием, предоставляет в филиал заявки на удовлетворение этих потребностей.

· Составляет заявки на необходимое оборудование, запасные части и приспособления.

· Участвует в составлении графиков плановых ремонтов технологического оборудования и осуществляет контроль за их выполнением.

· Обеспечивает выполнение планов внедрения новой техники, прогрессивной технологии, комплексной механизации и автоматизации производственны процессов.

· Осуществляет подбор, расстановку и рациональное использование кадров, составляет и осуществляет мероприятия по повышению квалификации работников цеха.

· Разрабатывает должностные инструкции для руководителей и специалистов цеха, предусматривая в них обязанности по вопросам охраны труда.

Общая производительность ЦПС на Тарасовском месторождении равна 12 млн. тонн в год по товарной нефти.

Комплект ЦПС состоит из УПН-1,2 и 3,4, товарный парк (12 РВС по 10000 м³), очистные сооружения (6 РВС по 5000 м³, насосная часть для сдачи очистных стоков на КНС) и др.

Товарная продукция - обессоленная нефть с содержанием воды 0,2%, хлористых солей до 40 мг/л, мех. примесей до 0,5%, газ с давлением 4кгс/см².

Технологический процесс подготовки нефти заключается в сепарации, обезвоживании, обессоливании нефти, очистке и дегазации сточных вод. Сырьем является сырая нефть, поступающая на ЦПС с промыслов; продукцией – подготовленная нефть, попутный газ и очищенная вода. Сырье и продукты – агрессивны и нетоксичны. Технологические сооружения относятся к категории взрывоопасных.

Схема основного потока нефти.

На ЦПС поступает поток сырой нефти после первой ступени с давлением до 8 кгс/см², абсолютной температурой 5-20°С, максимальным содержанием воды до 50% вес. и распределяется по трубопроводам на два параллельных потока – на УПН-1,2 и УПН-3,4.

Установка подготовки нефти обеспечивает дегазацию, обезвоживание и обессоливание сырой нефти, предварительно отсепарированной в сепараторах 1 ступени ДНС.

Поток сырой нефти от входного коллектора поступает на УПН под давлением до 0,8 МПа. Необходимая температура обезвоживания нефти в отстойниках составляет 35-40°С, а температура сырой нефти на входе УПН составляет 7-25°С.

Для достижения необходимого температурного режима подготовки нефть подогревают в печах.

В сепараторе процесс дегазации осуществляется при температуре 35 -45° С, с давлением 0,5МПа и уровне нефти в пределах 50-80%.

Из сепаратора нефть протекает в емкость через отстойники. Переток осуществляется за счет перепада давления с 0,5 МПа до 0,35 МПа. По схеме отстойник расположен ниже сепаратора и емкости, поэтому обезвоживание протекает без выделения попутного газа. Отстойники работают параллельно по три на каждом потоке. При температуре до 45°С и давлении 0,35 МПа под действием деэмульгатора происходит частичное обезвоживание нефти. Содержание воды в нефти снижается до 10% веса. Вода под давлением системы сбрасывается на очистные сооружения. Вместе с водой удаляются растворенные в ней соли, а также механические примеси. Частично обезвоженная нефть из верхней части каждого отстойника поступают в буферную емкость. Из емкости нефть насосами прокачивается в электродегидраторы, после этого нефть перетекает в сепаратор КСУ и далее в резервуар товарного парка.

Для снижения концентрации солей и температуры нефть в электродегидраторах до 40°С в трубопровод нефти перед электродегидратором предусмотрена подача технической воды. Снижение температуры обуславливает снижение потерь товарной нефти на КСУ и резервуарах нефти (не выше 45°С). Под действием переменного электрического поля между верхним и нижним электродами и действием электродегидратора происходит разрушение стойкой эмульсии, капельки воды укрупняются и отстаиваются в нижней части электродегидратора. Нагретая нефть имеет более низкую вязкость, что способствует лучшему отстаиванию воды с растворенными в ней солями.

В электродегидраторах содержание воды и солей уменьшается соответственно до 0,2% и 40 мг/л. Уровень раздела фаз в электродегидраторах поддерживается автоматически в пределах 30-40%.

Подача деэмульгатора 0,2%. Для проведения процесса деэмульгирования в поток эмульсии подается реагент – деэмульгатор. Расход концентрированного деэмульгатора в зависимости от его качества составляет примерно 7,5 кг/час.

Подача ингибитора солеотложения происходит с расходом 4,5 кг/час.

Нефтесодержащие стоки, поступающие на очистные сооружения ЦПС должны содержать:

- Нефтепродукт – не более 1000мл/л;

- твердых механических примесей – не более 200мг/л;

- газа – от 0,02 до 0,03 нм³/м³;

- РН – 5-9;

Требования к воде, закачиваемой в пласт:

- содержание нефтепродуктов – до 50 мг/л;

- содержание механических примесей – до 40 мг/л;

- содержание газа – не более 0,002 нм³/м³.

Схема потока попутного газа. Попутный газ в процессе подготовки нефти выделяется в сепараторах и емкостях. Из сепараторов нефтяной газ поступает в отделитель, где происходит отделение капель нефти, далее этот газ соединяется с газом из емкостей. Далее газ может подаваться на установку подготовки газа или сбрасываться на факел, попутный нефтяной газ после компенсирования и сепарации на УПГ может подаваться на переработку и использоваться в качестве топливного газа.

Схема подготовки воды. Пластовая вода, сбрасываемая с электродегидратора и отстойников, поступает в резервуары – отстойники с двухлучевыми устройствами распределения потока с целью очистки ее от нефти и механических примесей. Эти резервуары служат также для накопления кондиционной воды при аварийных или профилактических режимах работы в системе поддержания пластового давления.