Нефтегазопромысловое оборудование. Нефтегазопромысловое оборудование 1 Изобразить скважину законченную бурением и объяснить назначение элементов конструкции
 Скачать 0.6 Mb.
|
|
31)39) Назначение, устройство и принцип работы обезвоживающей установки. Обезвоживающая установка - сооружения и аппараты для отделения воды от полезного ископаемого. Оператор должty : Вести технологический процесс обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти с отбором широкой фракции легких углеводородов согласно технологическим регламентам установок. Производить регулирование и контроль за технологическими параметрами: температурой, давлением, расходом, межфазными уровнями в технологических аппаратах. Производить приготовление растворов деэмульгатора и щелочи. Производить защелачивание нестабильного бензина. Производить сдачу нестабильного бензина потребителю. Вести учет количества подготовленной нефти, нестабильного бензина и расхода химических реагентов. Производить обслуживание насосов и технологического оборудования, проверку работы предохранительных устройств, обслуживание печей подогревателей нефти. Производить подготовку аппаратов к ремонту, участвовать в ремонте и приемке из ремонта. Рационально организовывать и содержать рабочее место. Бережно обращаться с инструментами и механизмами, экономно расходовать материалы и электроэнергию. Выполнять требования безопасности труда, производственной санитарии, пожарной безопасности и внутреннего распорядка. Оказывать первую помощь при несчастных случаях. 32)40) Назначение, устройство и принцип работы обессоливающей установки. СМ Вопрос 31)39) 33)41)Классификация внутрипромысловых трубопроводов. Нефтепровод – это трубопровод, предназначенный для транспортирования нефти и нефтепродуктов. В зависимости от разновидности перекачиваемого продукта нефтепроводы именуются также мазутопроводами, бензинопроводами, керосинопроводами и т.д. При создании различных типов трубопроводов используются трубы сварные большого диаметра, так как именно они выдерживают большие давления транспортируемых жидкостей, при обеспечении высокой надежности эксплуатации. По выполняемым функциям трубопроводы подразделяются на следующие группы: внутренние – соединяют различные установки и объекты на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтехранилищах; местные – объекты большой протяженности (по сравнению с внутренними), связывающие нефтепромысловые места, нефтеперерабатывающие заводы с основным пунктом магистрального трубопровода или с нефтеналивными терминалами и станциями; магистральные – трубопроводы значительно большей протяженности, чем местные. Поэтому транспортирование ведется сразу несколькими станциями, размещенными по всей трассе. Режим эксплуатации данного вида нефтепроводов – непрерывный, при этом кратковременные остановки связаны с ремонтом или авариями. Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы имеют четыре класса – это зависит от условного диаметра труб: первый класс – от 1000 до 1200мм; второй класс – от 500 до 1000мм; третий класс – от 300 до 500мм; четвертый класс – до 300мм. Магистральным газопроводом именуется трубопровод, транспортирующий газ из мест разработки или производства в конечное место его потребления, или трубопровод, связывающий обособленные месторождения газа. Диаметры используемых труб составляют от 530 до 1220 мм, поэтому используются трубы сварные большого диаметра. Ответвление (от магистрального газопровода) – это трубопровод, который непосредственно присоединяется к магистральному газопроводу, для доставки части транспортируемого газа к промышленным или жилым объектам. Магистральные газопроводы подразделяются на два класса, исходя из величины рабочего давления в трубопроводе: первый класс – от 2,5 до 10МПа; второй класс – от 1,2 до 2,5МПа. 34)42)Коррозия и основные способы защиты. Одним из наиболее широко распространенных и обеспечивающих основную часть добычи нефти видов оборудования являются установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН). Среди основных факторов, приводящих к отказам УЭЦН при небольших наработках, преобладают солеотложение и засорение механическими примесями. Однако для скважин с длительным сроком работы оборудования возрастает доля отказов УЭЦН по причине коррозии оборудования. Коррозия оборудования связана с воздействием сразу нескольких факторов – повышением обводненности продукции скважин, увеличением выноса солей и механических примесей, повышением скорости движения пластовой жидкости, увеличением токов и напряжений в кабельных линиях и погружных электродвигателях. Поэтому повышение ресурса скважинного оборудования, в том числе УЭЦН, невозможно без защиты оборудования от коррозии. Однако для обоснования выбора методов защиты оборудования необходимо применение научных подходов при изучении видов и причин коррозии. Вообще под коррозией понимается процесс разрушения материалов в результате взаимодействия с агрессивной средой. Основными способами защиты от коррозии являются: химические, физические, технологические. Химическая защита осуществляется за счет использования химических реагентов, которые доставляются либо к приему скважинного насоса, либо непосредственно на забой скважины. В последнее время все шире применяются физические методы защиты от коррозии скважинного оборудования. В частности, широко начали применяться коррозионностойкие варианты исполнения погружного оборудования: корпусные детали УЭЦН из нержавеющей стали или с антикоррозионным покрытием, кабель и удлинитель с броней из нержавеющей стали или с антикоррозионным покрытием, НКТ из нержавеющей стали или из стеклопластика (стеклопластиковые трубы – СПТ).Применение труб и корпусных деталей из нержавеющей стали практически полностью устраняет отказы скважинного оборудования за счет коррозии и, несмотря на достаточно высокую стоимость оборудования, дает несомненный технико-экономический эффект в скважинах, имеющих осложнение по коррозионно-активным составляющим пластового флюида. 35)43)Назначение системы ППД и основные виды систем заводнения. ППД относится к гидродинамическим методам повышения нефтеотдачи и кроме повышения нефтеотдачи, обеспечивает интенсификацию процесса разработки поддерживает или повышаетпластовое давление. В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное, приконтурное и внутриконтурное за-воднение. На многих месторождениях применяют сочетание этих разновид ностей. Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности. При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта 36)44)Схема и назначение оборудования системы ППД. БЛОЧНАЯ КУСТОВАЯ НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ (БКНС) Блочная кустовая насосная станция предназначена для закачки воды в продуктивные пласты в системе поддержания пластового давления нефтянных месторождений.Блочные кустовые насосные станции состоят из технологических и электротехнических блок-боксов максимальной заводской готовности, монтируются на месторождении под единой крышей. В качестве ограждающих конструкций блок-боксов используются утепленные помещения с трехслойными металлическими панелями с полиуретановым утеплителем, толщиной не менее 60 мм.Размещение составных частей БКНС, устройство фундаментов, заземление и молниезащита осуществляется по индивидуальному проекту, разработанному проектной организацией согласно требованиям Заказчика. БЛОЧНАЯ КУСТОВАЯ НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ (БКНС) С ПЛУНЖЕРНЫМИ НАСОСАМИ Блочная кустовая насосная станция с плунжерными насосами предназначена для закачки воды в пласт с целью поддержания пластового давления.Применяется в районах с умеренным и холодным климатом. Станция может комплектоваться плунжерными насосными агрегатами. БЛОК ГРЕБЕНКИ (БГ), БЛОК РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВОДЫ (БРВ) Блок гребенки (БГ) предназначен для распределения, измерения расхода и давления воды, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления (ППД).В помещении блока размещено:технологическое оборудование;отопление;освещение.На каждом напорном водоотводе установлены счетчики воды.Блок распределения воды (БРВ) имеет различные модификации в зависимости от:давления;производительности;количества подключаемых скважин. 37)45)Наземное и подземное оборудование нагнетательной скважины. Наземная арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по улучшению приемистости пласта и исследовательных работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры — трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстро сборного соединения. Елка служит для закачки жидкости через колонну насосно-компрессорных труб и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Подземное оборудование нагнетательной скважины: колонна НКТ и пакер, предназначенный для герметизации затрубного кольцевого пространства во избежание вредного влияния высокого давления закачки на эксплуатационную колонну. 38)46)Достоинства и недостатки использования ППД закачкой газа. В продуктивных коллекторах, в составе которых присутствует много глинистого материала, разбухающего при его смачивании пресной водой, закачка воды для ППД, как правило, неэффективна. Нагнетательные скважины обладают очень низкой поглотительной способностью с большим затуханием приемистости, требует специальной обработки воды и высоких давлений нагнетания. Однако в этих же условиях закачка сухого углеводородного газа, не взаимодействующего с породами коллектора, может оказаться достаточно эффективной, так как при этом обеспечиваются технически приемлемые параметры процесса, такие как приемистость и давление. С энергетической точки зрения ППД закачкой газа - процесс более энергоемкий по сравнению с закачкой воды. Другими словами, на вытеснение единицы объема нефти при закачке газа затрачивается энергии больше, чем при вытеснении нефти водой. Это объясняется двумя главными причинами. Кроме того, некоторое количество нагнетаемого углеводородного газа растворяется в пластовой нефти, отчего общее количество закачиваемого газа увеличивается. Поэтому ППД закачкой газа не нашло широкого распространения и применяется главным образом на истощенных нефтяных месторождениях, пластовое давление которых мало, или на неглубоких месторождениях. |