лекционный материал оператор. 2. Состав и свойства нефти и газа. Основные сведения о нефтяных и газовых месторождениях Состав и свойства нефти
 Скачать 0.92 Mb.
|
Порядок безопасного запуска и остановки СКПеред запуском СК необходимо убедиться в том, что его редуктор не заторможен, ограждения установлены и в опасной зоне нет людей. До начала проведения ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском привод должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать», «Работают люди». Для остановки СК необходимо переключить режим работы в положение «Ручн.», нажать кнопку «Стоп», затянуть тормоз (головка балансира должна быть в нижнем положении) На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением СК вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены щитки с надписью: «Внимание! Пуск автоматический». Такая же надпись должна быть на пусковом устройстве. Эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необходимость установки громоздкого оборудования, опасность обрыва штанг при больших глубинах подвески и добыче вязких нефтей и другие причины ограничивают область их применения. Для эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин широко распространены погружные центробежные электронасосы (УЭЦН). Отличительная черта таких насосных установок - расположение двигателя непосредственно у насоса и устранение штанг. Основные узлы установки УЭЦН Установка погружного центробежного насоса состоит из погружного агрегата 1,2,9, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах 4, кабеля 3, арматуры устья 6, станции управления 7 и автотрансформатора 8. Погружной агрегат включает в себя многоступенчатый электроцентробежный насос 2, гидрозащиту 1 и электродвигатель9. Он спускается в скважину на колонне НКТ. Электроэнергия от промысловой сети через автотрансформатор 8 и станцию управления 7 по кабелю3 подается на электродвигатель 9, с ротором которого связан вал электроцентробежного насоса 2 через шпончные соединения и приводит в движение вал электроцентробежного насоса.. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после простоя и предотвращающий обратное вращение ротора электродвигателя под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках, а также для определения герметичности колонны НКТ, над обратным клапаном – спускной (сбивной) клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме и для облегчения глушения скважины. В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на четыре условные группы: 5; 5А; 6; 6А с диаметрами соответственно 92, 103 , 114 и 140,5 мм. Откуда следует, что соответствующие группы насосов необходимо применять в скважинах с внутренним диаметром эксплуатационной колонны соответсвенно не менее 121,7; 130; 144,3; 148,3 мм. Установки имеют следующие исполнения: обычное; коррозионно- стойкое; износостойкое; термостойкое. Установки погружных ЭЦН предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, со следующими характеристиками: максимальное содержание попутной воды – 99%; максимальная плотность жидкости – 1400 кг/м3; максимальная массовая концентрация твердых частиц- 100 мг/л; максимальное содержание газа на приеме насоса- 25 %; максимальная концентрация севодорода для насосов обычного исполнения (коррозионно- стойкого исполнения)- 10 (1250) мг/л; максимальная температура – 90 оС; ЭЦН – это погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый насос. В корпус 8 каждой секции вставляется пакет ступеней, представляющих собой собранные на валу на продольной призматической шпонке скользящей посадкой рабочие колеса 7 и направляющие аппараты 6. Число ступеней колеблется в пределах 145-400. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионно- стойкого исполнения- из модифицированного чугуна типа «ни ризист». Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиакриламида или из углепластиковой массы. Насосы в износостойком исполнении отличаются использованием более твердых и износостойких материалов. Насос состоит из одной или нескольких секций ( до четырех секций), корпуса которых соединены между собой при помощи фланцев, а валы при помощи шлицевых муфт. Секция имеет длину до 5,5 м. Снизу в корпусе крепится основание насоса с приемными отверстиями и фильтросеткой 14, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка 1, к которой крепятся НКТ. Характеристики работы центробежного насоса. Основные характеристики работы УЭЦН- его подача (м3/сут)и развиваемый напор (давление) при этой подаче. Напор насоса принято измерять в метрах водного столба. Его величина характеризует высоту на которую жидкость может быть поднята данным насосом. В паспортных данных обычно указывают значение подачи и напора при максимальном коэффициенте полезного действия и на воде. Вероятная характеристика работы насоса в конкретной скважине может существенно отличаться от паспортной вследствие отличия вязкости откачиваемой жидкости от вязкости воды и наличия в продукции скважины свободного газа. Напор и подача – характеристики взаимозависимые: чем выше развиваемый данным насосом напор, тем ниже его подача. При подборе УЭЦН руководствуются паспортной характеристикой насоса – зависимостями напора Н, потребляемой мощности N и КПД от подачи насоса Q . На практике не всегда удается подобрать насос с характеристикой, точно соответствующей характеристике скважины. Часто приходиться прибегать к искусственному регулированию работы насоса, например к ограничению его подачи. В промысловых условиях подачу насоса можно ограничить при помощи штуцера, но этот способ имеет существенные недостатки: резко снижает КПД насоса; устье скважины необходимо оборудовать арматурой повышенно давления; увеличивается осевая нагрузка на вал и рабочие колеса, что укорачивает срок службы насосной установки. От этих недостатков свободен способ регулирования характеристик установки путем изменения числа рабочих ступеней насоса. Чем больше ступеней, тем выше развиваемый напор при той же подаче, но при этом необходимо извлечь установку из скважины. Пример условного обозначения: 2УЭЦНМ (К, И, Д, Т) 5- 125-1200, где: 2- модификация насоса; У- установка; Э- электропривод от погружного двигателя; Ц- центробежный; Н- насос; М- модульный; К, И, Д, Т- соответственно в коррозионно-стойком, износостойком, двухопорном и термостойком исполнении. Отсутствие их означает, что установка обычного исполнения; 5- группа насоса; 125- подача, м3/сут ( 18-500 м3/сут); 1200- напор, м (100-2900 м). Применяются УЭЦН как отечественных заводов изготовителей- «Алнас», «Лемаз», «Новомет», «Борец», так и зарубежных- «Центрилифт», «REDA». Центробежный насос приводится во вращение специальным маслозаполненным погружным асинхронным трехфазным электродвигателем переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. ПЭД состоит из статора 20, ротора 21, головки 11 и основания 19 . Корпус статора изготавливается из стальной трубы с резьбой на концах для присоединения головки и основания двигателя. Двигатель заполняется маловязким маслом для охлаждения и смазки (с высокой диэлектрической прочностью). Статор собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей с пазами, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. Выводные концы обмотки статора соединяются с кабелем через специальную изоляционную штепсельную муфту кабельного ввода 3. Короткозамкнутый многосекционный ротор ПЭД набран из магнитных сердечников, чередующихся с подшипниками скольжения. По оси вала выполнен канал для обеспечения циркуляции масла в полости двигателя. Электродвигатель секционного исполнения состоит из двух секций- верхней и нижней. Механическое соединение корпусов секций- фланцевые. Валы соединяются с помощью щлицевой муфты. Применяются ПЭД с наружным диаметром корпуса 103- 143 мм, мощностью 12-500 кВт,силой номинального тока 15,7- 86 А, линейным напряжением 380- 2300 В при частоте тока 50Гц. Двигатель рассчитан на работу при температуре окружающей среды, не превышающей 90 оС.Погружные электродвигатели имееют следующий шифр: ПЭД 125-135АВ5, где 125- номинальная мощность, кВт; 138- диаметр корпуса, мм; АВ5- серия двигателя, которая позволяет работу электродвигателя при температуре окружающей среды не превышающей +50-70 оС (ДВ5 и КВ5- +60-70 оС, БВ5 и ЛВ5- +90 оС). Гидрозащита предотвращает попадание пластовой жидкости в полость ПЭД, компенсирует изменения объема масла во внутренней полости ПЭД и передачи крутящегося момента от вала ПЭД к валу насоса и состоит из протектора, который устанавливается между ЭЦН и ПЭД, и компенсатора, присоединяемого к основанию ПЭД. Протектор имеет две камеры, заполненные рабочей жидкостью электродвигателя. Камеры разделены эластичным элементом- резиновой диафрагмой с торцевыми уплотнениями. Выравнивание давления в протекторе с давлением в скважине происходит через обратный клапан, расположенный в нижней части протектора. Компенсатор состоит из камеры, образуемой эластичным элементом- резиновой диафрагмой, заполненной рабочей жидкостью электродвигателя. Полость за диафрагмой сообщается со скважиной отверстиями. Дополнительное оборудование ЭЦН обеспечивает надежность работы центробежного насоса в осложненных условиях. К нему относится: газосепаратор, устанавливаемый на приеме насоса, позволяет работать насосу с содержанием свободного газа до 55 %; - диспергатор , устанавливаемый на приеме насоса, позволяет работать насосу с содержанием свободного газа до 68% установка выше выкида насоса дополнительного струйного насоса (СН-73) для отвода газа из затрубного пространства в НКТ, снижая тем самым оттеснение уровня жидкости до приема насоса и исключая срыв подачи; шламоуловитель, применяемый в скважинах с повышенным содержанием механических примесей, особенно после проведения ГРП. Кабельная линия, обеспечивающая подвод электроэнергии к электродвигателю ЭЦН, состоит из основного питающего кабеля, сращенного с ним плоского кабеля и муфты кабельного для соединения с ПЭД. В качестве основного используют кабель марки КПБП (кабель полиэтиленовый бронированный плоский) или КПБК (круглый), который прикрепляется к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), в качестве удлинителя- плоский кабель. Поперечное сечение жил основного кабеля равно 10, 13, 16 и 25 мм2, а кабельного удлинителя- 6 и 10 мм2. Устьевое оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН, выполнено на базе фонтанной арматуры и отличается от базовой модели лишь конструкцией катушки (планшайбы) обеспечивающей пропуск кабеля в скважину с герметизацией. Для этого в катушку встроена сальниковая камера (кабельный ввод), уплотненная сальниковой набивкой. Назначение его аналогично фонтанной арматуре. Применяется устьевое оборудование типа: АФК1-65*14СУ, АФК1-65*21СУ и АФ-3”*21/2”*210(Румыния). Наземное оборудование включает станцию управления (или комплектное устройство) и трансформатор. Станция управления (или комплектное устройство) предназначена для управления установкой. Трансформатор предназначен для подачи необходимого напряжения на обмотки статора погружного электродвигателя с учетом падения напряжения в кабельной линии в зависимости от глубины спуска электронасоса. (350-6000В). Используются силовые с масляным охлаждением трансформаторы типов ТМП и ТМПН и специальные комплектные трансформаторные подстанции типов КТП и КТППН. Трансформаторы подбирают по типу погружного электродвигателя. Меры безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных центробежных насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности на нефтедобывающих промыслах, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций. Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил: Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями. Корпуса трансформатора и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены. Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В. Установка включается нажатием на кнопки «Пуск» и «Стоп» или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию группы I и прошедшим специальный инструктаж. Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов на станциях управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке рубильник- предохранитель, со снятыми предохранителями, двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже группы III. Кабель со станции управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстояние не менее 400 мм от поверхности земли. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках. Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000 В. Менять блок рубильник- предохранитель и ремонтировать его непосредственно на станции управления только при отключенном напряжении сети 380 В от станции управления (отключение осуществляется персоналом с квалификацией не ниже группы III на трансформаторной 6/0,4 кВ) Сбор и подготовка нефти, газа и воды на промыслеПродукция скважин представляет собой смесь, содержащую кроме нефти, нефтяной газ, воду, парафин, серу и др. примеси. Для получения товарной нефти, нефть транспортируется от скважины к пунктам сбора и подготовки нефти и далее в товарные парки для учета и распределения потребителям. Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. По характеру движения продукции скважин по трубопроводам системы сбора подразделяют на негерметизированные двухтрубные самотечные системы и на высоконапорные герметизированные системы. Негерметизированная двухтрубная самотечная системаНефть и газ разделяются в сепараторах на устье или на групповых пункта сбора и транспортируются раздельно по разным трубопроводам ( двухтрубная) самотеком за счет разности геодезических отметок (рельефа).     скважина  потребителю     Н+В Н Н+В   В Г Г КС КС КНС ГПЗ  Нефть и газ самотеком по нефтесборному трубопроводу поступает в резервуар группового сборного пункта, а из них перекачивается насосами в сырьевые резервуары промыслового парка на центральный сборный пункт и далее насосами на установку подготовки нефти. Газ из трапа (газосепаратора) по газопроводу поступает на прием компрессорной станции и дальше на ГПЗ. Недостатки самотечной системы: В условиях гористой местности необходимо изыскивать необходимую трассу нефт епроводов, чтобы обеспечить необходимый напор, а следовательно и пропускную способность. Сепарация газа недостаточная, поэтому есть возможность образования в нефтепроводах газовых мешков. При низкой скорости в трубопроводах происходят отложения механических примесей, солей, парафина. Так как система негерметизирована, то возникает возможность потерь от испарения легких фракций нефти до 3% от общей добычи. Трудность автоматизации процесса из-за разбросанности технологических объектов. Преимущество: сравнительно точное измерение по каждой скважине жидкости в мерниках, газа с помощью расходомеров. В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, АГЗУ, ДНС, а также ЦППН. Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диаметром 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 ступени, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо за счет давления в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке. Принцип работы элементов системы на всех месторождениях одинаковый : на АГЗУ фазы не разделяются. Первая ступень сепарации осуществляется на ДНС, в результате газ отводится по отдельному коллектору. Кроме того, может проводится предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая – на ЦППН. Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, деэмульсация продукции, обессоливание, стабилизация нефти. Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацией и обессоливанием. Исходя из физических процессов, протекающих при подготовке нефти, оборудование для систем изготовляют в блочном исполнении; вместо деэмульсационных 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, АГЗУ, путевые подогреватели, ДНС. Для промысловых коммуникаций используют трубопроводы из бесшовных горячекатанных труб. Трубопроводы на промысле классифицируются : по виду перекачиваемого продукта – нефте-, газо-, нефтегазо-, водо- и паропроводы, а также канализационные трубы; по назначению – самотечные, напорные и смешанные; по рабочему давлению – низкого(до 0,6 МПа), среднего(до 1,6 МПа), высокого(свыше 1,6МПа) давления; по способу прокладки – подземные, надземные и подводные; по функции – выкидные(от устьев скважин до АГЗУ), сборные коллекторы( принимающие продукцию от нескольких трубопроводов) и 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 114 до500 мм. При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения. Все промысловые трубопроводы подразделяются на 4 категории в зависимости от назначения, рабочего давления, газового фактора, скорости коррозии. Трубопроводы 1,2,3 категории относятся к ответственным трубопроводам, поэтому с началом эксплуатации осуществляется визуальный и измерительный контроль за их состоянием с ведением паспорта трубопровода. В паспорт вносятся результаты осмотра и ревизии, замеров толщины стенок, описание работ по ремонту ликвидаций аварий или отказов. На каждый отказ (порыв) трубопровода оформляется акт технического расследования, который утверждается главным инженером ТПДН. Трубопроводы от скважины до АГЗУ относятся к трубам 3 категории, а от АГЗУ – к 1 и 2 категориям. 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, краны, вентили, обратные клапаны. Задвижка- запорное устройство, предназначенное для перекрытия потока жидкости, газа в трубопроводах, проходное сечение которого открывается и закрывается поднятием шибера (клин или плашки). Классификация задвижек: По способу присоединения: фланцевая; резьбовая; раструбная; сварная (приварная). По прочности: стальные (на высокое давление); чугунные (на низкое давления). По конструкции: |