Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела. Основы нефтяного и газового дела

• Название: Основы нефтяного и газового дела
• Анкор: Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела.doc
• Дата: 04.02.2017
• Размер: 12.41 Mb.
• Имя файла: Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела.doc
• Тип: Книга; #2110
• страница: 19 из 26

Г л а в а V

ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

При эксплуатации скважин любого назначения (нефтяных, газовых, нагнетательных и др.), так же как и при эксплуатации любого другого инженерного сооружения, необходимо периодически их ремонтировать.

Комплекс работ, связанных со спуском в скважины и подъемом труб, штанг, насосов или каких-либо инструментов, называется подземным ремонтом.

Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и сложности работ условно разделяют на текущий и капитальный.

К текущему подземному ремонту относятся: замена насосов, замена труб и штанг или изменение характера их подвески, очистка скважин от песчаной пробки, несложные ло-вильные работы (ловля оборвавшихся штанг и других предметов в колонне насосно-компрессорных труб). Эти работы выполняют бригады по подземному ремонту скважин, организуемые на каждом предприятии по добыче нефти и газа.

Бригады по подземному ремонту скважин работают повах-тенно. В состав вахты (смены) входят обычно три человека: двое (оператор с помощником) работают у устья скважины, третий (тракторист или моторист) — на лебедке подъемного механизма.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием (ловля и извлечение оборванных труб), исправлением поврежденных эксплуатационных колонн, изоляцией вод, переходом на другой эксплуатационный объект, относятся к категории капитального ремонта скважин. . Такие работы выполняют специализированные бригады по капитальному ремонту скважин. Эти же бригады обычно выполняют все операции по обработке призабойных зон (гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка, виброобработка и др.).

§ 1. ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Все подземные и капитальные ремонты скважин, а также операции по обработке призабойных зон сопровождаются спуском в скважину и подъемом из нее труб, штанг, различных инструментов. Поэтому над устьем скважины на время проведения ремонтных работ должны быть установлены подъемное сооружение (вышки или мачты) соответствующей высоты и подъемный механизм (механизированные лебедки, смонтированные на тракторах или автомобилях).

На нефтяных и газовых промыслах широко распространены подъемные агрегаты для подземного ремонта скважин, в которых вышка и лебедка размещены на одной транспортной базе — тракторе или автомобиле.

Схема оснащения вышки или мачты для проведения спу-ско-подъемных операций с трубами, штангами и различными инструментами приведена на рис. 108. Аналогично оснащаются и передвижные агрегаты, имеющие собственную мачту или вышку.

Вышка оснащается обычным полиспастом или талевой системой с крюком, на котором при помощи специальных приспособлений подвешивается поднимаемый груз (трубы, штанги). Неподвижные ролики полиспаста, собранные в один узел, называемый кронблоком, устанавливаются на верхней площадке вышки. Обычно все ролики кронблока свободно насажены на один вал, укрепленный на массивной раме. В кронблоке может быть от трех до пяти роликов в зависимости от требуемой грузоподъемности талевой системы.

Подвижные ролики талевой системы также собраны в один узел, называемый талевым блоком. Здесь также все ролики свободно насажены на одном валу.

Талевый блок висит на стальном канате, который поочередно пропускается через ролики кронблока и талевого блока и обратно в том же порядке. Неподвижный конец каната закреплен у основания вышки, а подвижный конец прикреплен к барабану лебедки.

Во избежание опрокидывания вышки при подъеме или спуске колоны труб подвижный конец каната перед закреплением его у барабана лебедки в большинстве случаев пропускается через оттяжной ролик, укрепленный у основания вышки, как это показано на рис. 108.
Таким образом, талевый блок, крюк и подвешенные на нем трубы висят на нескольких канатах (струнах). Число струн составляет от 2 до 8; в соответствии с этим нагрузка на рабочий конец каната и на лебедку в 2—8 раз меньше веса груза на крюке.

При вращении барабана лебедки канат навивается на барабан и происходит подъем труб. Спуск производится под действием веса труб.

При работе с легкими инструментами (желонки при чистке пробок, укороченные колонны насосных штанг и т. п.) канат от барабана лебедки перекидывают через один ролик на крон-блоке непосредственно к подвешиваемому инструменту или крюку. В этом случае система работает без применения талей.



Рис. 108. Оборудование устья скважины для подземного ремонта:

/ — тракторный подъемник; 2 — стальной канат; 3 — оттяжной ролик; 4 — насосно-компрессорные трубы; 5 — элеватор; 6 — штропы; 7 — крюк; 8 — талевый блок; 9 — вышка; 10 — кронблок; // — мостики; 12 — упор для трактора
При работах, связанных с вращением колонны труб (например, при разбуривании цемента), над устьем скважины, как и при бурении, устанавливают ротор.

Эксплуатационные вышки обычно изготовляют из отработанных бурильных и насосно-компрессорных труб высотой 24 и 28 м, грузоподъемностью 50 и 75 т. Нижнее основание имеет размеры 8X8 м, верхняя площадка — 2X2 м.

Мачты имеют высоту 15 и 22 м с соответствующей грузоподъемностью 15 и 25 т. Мачта устанавливается над устьем скважины с небольшим углом наклона и укрепляется оттяжками.

Стационарные вышки и мачты используются только при ремонтах скважин, все остальное время они бездействуют. В общем балансе времени эксплуатируемых скважин подземные ремонты занимают в среднем 2—3%; следовательно, подъемные сооружения используются только около 6—10 дней в году. Поэтому с целью более рационального использования подъемных сооружений и механизмов применяют передвижные мачты, а также подъемники, несущие собственную мачту.

Передвижные мачты устанавливают на тележках и транспортируют от скважины к скважине трактором. Они изготовляются из обсадных труб двуногими, телескопическими.

В подъемниках, несущих собственную мачту, транспортной базой служат трактора и автомобили. Такие подъемники имеют грузоподъемность от 16 до 80 т.

Для спуска в скважину труб и штанг и подъема их из скважины применяется комплект инструмента, состоящий из трубных и штанговых элеваторов и ключей, а также различные приспособления, ускоряющие проведение работ и обеспечивающие их безопасность.

Трубные элеваторы служат для захвата трубы под муфту и удержания колонны труб навесу при спуске и подъеме их. Трубный элеватор представляет собой массивный литой или кованый хомут с отверстием посредине под трубу и с боковыми проушинами под штропы. Диаметр отверстия в элеваторе соответствует наружному диаметру поднимаемых или спускаемых труб. Часть одной стенки элеватора раскрывается для ввода в него трубы. После того как труба будет заведена в элеватор, стенка при помощи рычага закрывается.

При подъеме труба опирается заплечиками муфты на торцовую поверхность элеватора. На боковые проушины элеватора надеваются массивные стальные штропы, подвешиваемые к подъемному крюку.

Спуск и подъем насосных штанг также производится с помощью легких стальных хомутов, называемых штанговыми элеваторами.

Для свинчивания и развинчивания труб применяют цепные и шарнирные ключи, а для этих же операций со штангами — штанговые ключи.
§ 2. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ И ИХ МЕХАНИЗАЦИЯ

Любой ремонт в скважине сопровождается подъемом и спуском труб или штанг. Такие работы называют спуско-п одъемны ми операциям и.

В зависимости от характера подземного ремонта спуско-подъемные операции занимают от 40 до 80% всего затрачиваемого на ремонт времени, т. е. практически они определяют общую продолжительность подземного ремонта.

Трубы из скважины поднимают после снятия устьевой арматуры. При ремонте же насосной скважины сначала отсоединяют верхнюю штангу (сальниковый шток) от станка-качалки и отводят в сторону головку балансира.

При ручном свинчивании и развинчивании трубы поднимают в такой последовательности. Всю колонну спущенных в скважину труб подвешивают на крюке при помощи элеватора, который поддерживает колонну труб за муфту. После того как трубы подняты на некоторую высоту и муфта второй трубы показалась, над устьем скважины, под эту муфту под-кладывают второй элеватор, который удерживает трубы от падения в скважину при отвинчивании первой трубы. Отвинченную трубу кладут на мостки перед вышкой, после чего процесс подъема труб возобновляется и операции по отвинчиванию труб повторяются. Спускают трубы в скважину в обратном порядке.

При ремонте скважин, эксплуатируемых штанговыми насосными установками, кроме насосно-компрессорных труб спускают и поднимают и насосные штанги. Эти работы выполняют так же, как и при спуске и подъеме труб, но с применением штанговых элеваторов и штанговых ключей.

При спуско-подъемных работах наиболее трудоемкими операциями являются перенос элеваторов с мостков к устью скважины, а также свинчивание и развинчивание труб и штанг.

Для облегчения основных трудоемких работ при спуско-подъемных операциях широко применяют автоматы Молчанова (АПР) (по фамилии их изобретателя).

Автомат АПР с применением комплекса специальных инструментов позволяет осуществлять следующие операции:

1) автоматический захват и удержание колонны труб в специальном клиновом захвате или спайдере; при работе с одним значительно облегченным элеватором последний постоянно висит на крюке;

2) механическое свинчивание и развинчивание труб;

3) автоматическое ограничение усилия свинчивания;

4) автоматическое центрирование колонны труб в скважине.

Комплекс механизмов АПР состоит из следующих узлов и деталей: автомата для свинчивания и развинчивания труб, соединенного в одно целое со спайдером; одноштропного облегченного элеватора; трубного ключа; стопорного ключа; подкладной вилки; центратора, который служит для отжатия трубы до совпадения ее оси с осью скважины.

Автомат АПР (рис. 109) состоит из вращателя 3 с установленным на нем водилом 4 для вращения трубного ключа, который укреплен на отвинчиваемой или завинчиваемой трубе, и слайдера 9, удерживающего на весу колонну труб. Подъем и опускание плашек спайдера автоматизированы; они осуществляются движением трубы вверх или вниз.

При движении вверх труба, увлекая за собой плашки, несколько приподнимает их, а под действием груза подвеска



Рис. 109. Автомат АПР: а — автомат с центратором; б — разрез автомата

с плашками поднимается и устанавливается в нерабочее положение. При спуске трубы элеватор садится на подвеску и она вместе с плашками опускается. Когда плашки касаются трубы, она захватывается ими и заклинивается, а между нижней плоскостью элеватора и верхней плоскостью подвески образуется зазор, что позволяет свободно снять элеватор с трубы.

Вращение водилу передается от электродвигателя 7 через червячную пару 6 и 2. Червячное колесо 2 свободно вращается на корпусе автомата / в кожухе 5. Между автоматом и электродвигателем предусмотрена муфта 8 ограничения момента вращения, отрегулированная на определенное усилие при свинчивании труб. Корпус автомата связан болтами с центратором 10.

Автомат управляется при помощи реверсивного трехполюсного заполненного маслом пускателя, устанавливаемого на массивной стойке. Пускатель соединяется кабелем через штепсель с электродвигателем и с промысловой силовой электросетью.

Для механизации процессов свинчивания и развинчивания насосных штанг применяют штанговые ключи АШК и МШК (автоматические и механические ключи), принцип действия которых аналогичен автоматам АПР.

Для облегчения труда рабочих при проведении отдельных операций по подземному ремонту скважины используют различные приспособления малой механизации; направляющие воронки для труб и штанг, лотки или салазки для оттаскивания труб на мостки, вилки для подтаскивания труб, перенос- -ные столики для ручного инструмента и т. п.

§ 3. ОЧИСТКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ ОТ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК

Нормальная эксплуатация скважин иногда нарушается вследствие образования песчаных пробок на забое.

Для возобновления эксплуатации скважины, в которой образовалась песчаная пробка, следует удалить весь скопившийся песок. В неглубоких скважинах песчаные пробки небольшой мощности в основном удаляют желонками. Обычная желонка представляет собой трубу диаметром 75— 100 мм с тарельчатым или шариковым клапаном на нижнем конце и с дужкой для прикрепления каната на верхнем. Длина такой трубы обычно не превышает 8—12 м.

Желонку спускают в скважину на канате. Когда до пробки остается 10—15 м, моторист отпускает тормоз лебедки и желонка под действием своей силы тяжести ударяется о песчаную пробку. При этом клапан открывается и некоторое количество песка входит в желонку. Для большего наполнения желонки ею несколько раз ударяют о пробку.

Чтобы опорожнить желонку, ее надо поставить клапаном на какой-либо острый стержень, укрепленный в полу буровой; при этом клапан откроется и из желонки выйдет вся грязь.

Кроме простой желонки используются желонки поршневого действия, в которых захват песка с забоя скважины происходит в результате создания вакуума в ее рабочей полости при движении поршня вверх. Применяют также а в -тематические желонки, принцип действия которых основан на создании резкого перепада давления на забое скважины и в рабочей полости желонки.

Очистка ствола скважины от песчаных пробок желонками - длительная и малоэффективная операция: за каждый рейс желонки на поверхность извлекается небольшое количество песка. Кроме того, при этом изнашивается канат, портится эксплуатационная колонна в результате трения о нее каната. Предпочтительнее удалять песчаную пробку из скважины промывкой.

Способ ликвидации песчаных пробок в скважинах промывкой их водой или нефтью заключается в следующем. В скважину до пробки спускают колонну промывочных труб. Через эти трубы или по затрубному пространству под давлением прокачивают жидкость. Под действием струи пробка размывается. Размытая порода вместе со струей жидкости поднимается по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб или непосредственно по трубам.

Способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в трубы, а смесь размытой породы и жидкости выходит на поверхность по межтрубному пространству между обсадной колонной и промывочными трубами, называется прямой промывкой.

При обратной промывке промывочная жидкость нагнетается в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и промывочными трубами, а размытая порода поднимается по подъемным трубам.

В качестве промывочных труб используют обычные насос-но-компрессорные трубы.

Для промывки скважин применяют передвижные насосы, смонтированные на автомашине или на тракторе и работающие от их двигателя. Такие установки называются п р о м ы -вочнымиагрегатами.

При работах агрегат устанавливают непосредственно у скважины, а подачу жидкости регулируют переключением скоростей его двигателя.

§ 4. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

К капитальному ремонту скважин относятся наиболее сложные виды подземных ремонтов, часто требующие применения специального оборудования: буровых станков, турбобуров, бурильных труб, цементировочных агрегатов и т. п.

Наиболее характерные работы при капитальном ремонте скважин: ремонтно-изоляционные, ремонтно-исправительные, ловильные.-—

Ремонтно-изоляционные работы заключаются в ликвидации прорыва в скважину посторонних вод (верхних или нижних по отношению к эксплуатируемому нефтяному горизонту или пропластку). Приток посторонней воды в скважину обычно ликвидируют путем цементирования ствола скважины в заданном интервале.

При прорыве верхних вод осуществляется цементирование затрубного пространства под давлением. В случае притока подошвенных вод применяют разные способы изоляции: обычное цементирование низа скважины с подъемом фильтровой зоны на вышезалегающие слои, задавка в пласт цементных растворов, гидроразрыв пласта с последующей задавкой в пласт реагента, образующего при взаимодействии с пластовой водой водонепроницаемую зону и т. п.

Для всех видов цементирования используют тампонажный цемент такого же качества, как и при бурении. Количество воды, применяемое при затворении цемента, обычно составляет 40—50% от веса сухого цемента. Перед каждым цементированием предварительно рассчитывают потребное количество цементного раствора и воды, необходимой для его про-давки.

Ремонтно-исправительные работы: исправление смятий, сломов и трещин в колоннах и замена испорченной части колонны.

Причины повреждения эксплуатационных колонн бывают различные. Колонна на каком-то участке может быть ослаблена из-за уменьшения толщины стенки или дефекта в резьбовом соединении. В этом месте обязательно скажется разрушительное действие напора вод или давление породы. Резкое снижение уровня жидкости в скважине, вследствие чего внешнее давление на колонну может превысить допустимое, также может привести к повреждению колонны. Кроме того, при выносе из призабойной зоны скважины в процессе ее эксплуатации большого количества песка могут происходить обвалы породы, залегающей выше дренируемого пласта, что также приводит к смятию и слому колонны.

Смятые участки колонны выправляются справочными долотами или специальными оправками, спускаемыми в скважину на бурильных трубах.

Если дефект в колонне устранить долотами не удается, участок смятия офрезеровывают плоскими или коническими фрезерами. Выправленный участок укрепляют цементным кольцом, для чего за колонну под давлением нагнетают цементный раствор.

Ловильные работы по извлечению оборвавшихся труб и упавшего инструмента занимают особое место в капитальном ремонте. Наиболее сложны работы по захвату и извлечению труб, так как колонна насосно-компрессорных труб, упавшая в скважину, при ударе о забой изгибается по всей длине и заклинивается в эксплуатационной колонне. Кроме того, иногда трубы при ударе о забой ломаются в нескольких местах и располагаются в скважине рядами. Трубы могут также врезаться в пробку, если она имеется в скважине.

Для захвата и извлечения упавших труб существует большое количество разнообразных ловильных инструментов (крючки, пауки, колокола, труболовки, овершоты, метчики и т. п.).

Чтобы извлечь оставленные в скважине трубы после захвата их каким-либо инструментом, часто приходится прикладывать большие усилия. Поэтому при ловильных работах применяют толстостенные бурильные трубы, характеризующиеся большим сопротивлением на разрыв.

Подъемным механизмом при ловильных работах служит стационарная буровая лебедка или тракторный подъемник.

Работы по ликвидации скважин после прекращения их эксплуатации также относятся к капитальным подземным работам. В таких скважинах, как правило, вырезают и извлекают спущенные в них обсадные трубы, а ствол цементируют, заливают глинистым раствором или засыпают глиной (в зависимости от геологических особенностей скважины).

Г л а в а VI

ПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА

§ 1. СХЕМЫ СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмульсию — смесь, в которой мелко раздробленные капли воды находятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых скважин, кроме газа, может содержаться жидкая фаза в виде капелек и паров воды, а в газо-конденсатных скважинах также и жидкие углеводороды. Кроме газа и жидкости, в продукции скважин содержатся механические примеси: частицы песка и глины, выносимые из пласта.

Для сбора нефти и газа, их транспортирования, отделения друг от друга и освобождения от посторонних примесей, а также для замеров добываемой продукции на территории нефтяных промыслов строится система трубопроводов, аппаратов и сооружений, в которых выполняются следующие опе-рации:

1) сбор и замер продукции скважин;

2) отделение (сепарация) нефти от газа;

3) освобождение нефти и газа от воды и механических примесей;

4) транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков и газа до компрессорных станций или газораспределительных узлов;

5) обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случаев ее обессоливание и стабилизация, т. е. удаление из нее легких углеводородов;

6) удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;

7) учет добычи нефти и газа и их сдача транспортным организациям.

Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и обработки нефти и газа не существует. Все имеющиеся схемы видоизменяются в зависимости от местных условий: географического расположения промысла, расстояния между скважинами, объема добычи, способа эксплуатации скважин, качества добываемой нефти, ее обводненности и т. п.

Тем не менее современные схемы сбора, транспорта и обработки нефти и газа должны отвечать общему основному принципу — предупреждению потерь легких фракций, недопущению контакта нефти с атмосферой и обеспечению наиболее полного отделения от нефти газа, воды и механических примесей.;

Этим принципам наиболее полно отвечают напорные системы с централизованной многоступенчатой сепарацией на нефтесборных пунктах, рассчитанных на обслуживание нефтяных скважин одного или нескольких месторождений данного нефтяного района. При этой системе продукция скважин под действием давления на устье (от 0,6 до 1,0 МПа и выше) через групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ (при необходимости) направляется в сборный коллектор, а затем попадает на централизованную сепарационную установку ЦСУ, расположенную на одной территории с установкой подготовки нефти УПН, товарным парком ТП и в отдельных случаях с газоперерабатывающим заводом ГПЗ. Все эти объекты представляют нефтегазовый комплекс НГК. На ЦСУ происходит трех- или четырехступенчатая сепарация.

Газ из сепараторов I ступени после охлаждения направляется в газопровод и до мест потребления транспортируется под собственным давлением, а газ последующих ступеней поступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ.

На рис. 110 приведена одна из схем промыслового сбора нефти и газа, которая в случае необходимости может быть видоизменена или приспособлена к условиям эксплуатации скважин и разработки месторождения. Например, она может быть использована для сбора и транспортирования по самостоятельным каналам обводненной и необводненной нефтей или нефтей двух различных сортов, дополнена установками подготовки газа при газлифтной эксплуатации скважин и т. п. На схеме нефть из скважин 1 по выкидным трубопроводам направляется в групповые замерные установки 2, где производится индивидуальный замер дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Во время замера дебитов по какой-либо скважине продукция остальных скважин по обводному трубопроводу направляется в сборный коллектор, по которому смесь нефти и газа транспортируется до сепарационных установок 3 или дожимных насосных станций За (ДНС) — те же сеперационные установки с принудительной откачкой нефти. ДНС применяют в тех случаях, когда давление в системе недостаточно для дальнейшей транспортировки нефти до концевых сепараторов.

Концевые сепараторы 5 располагаются непосредственно на территории центрального пункта подготовки нефти (ЦППН). В них происходит окончательное отделение нефти от газа при давлении, близком к атмосферному. Нефть из концевых сепараторов поступает на установки по подготовке нефти 6, откуда в товарные резервуары 7 и далее в автоматизированную установку по сдаче товарной нефти 8. Если в товарных резервуарах нефть оказалась некондиционной, то она из установки 8 автоматически направляется на повторную обработку в установку 6. Газ из сепарационных установок поступает на прием компрессоров компрессорной станции 9, откуда перекачивается на газобензиновый завод //.



Рис. 110. Напорная система промыслового сбора и подготовки нефти и газа:

/ — нефтепроводы; 2 — газопроводы; 3 — трубопроводы сточной воды; 4 — условные границы технологических элементов системы сбора
Промышленные воды из сепарационных установок, установок по подготовке нефти и резервуаров собираются и по дренажным линиям направляются в установки по подготовке воды 10, откуда очищенные от механических примесей и нефти закачиваются в нагнетательные скважины.

По технологическим признакам всю схему сбора и подготовки нефти, газа и воды можно разбить на следующие элементы: / — первичные сборно-замерные установки; // — сепа-рационные установки первой ступени и дожимные насосные станции; /// — центральный пункт сбора подготовки и сдачи нефти, включающей в себя концевые сепараторы второй и третьей ступеней (если это требуется по технологическому циклу), установки подготовки нефти, резервуарный парк, установки для автоматической сдачи нефти; IV— компрессорные станции для сбора газа и газобензиновый завод; V— пункт подготовки воды для заводнения пластов.

Сепарационные установки в технологической системе сбора нефти и газа применяют для отделения жидкости от газа! измерения расхода жидкой и газовой фаз, бескомпрессорной по-

Рис. 111. Устройство гидроциклонного сепаратора с одной буферной емкостью: 1 — нефтегазовая смесь от скважин; 2 — входной патрубок; 3 — направляющий патрубок; 4 — корпус гидроциклона; 5 — секция перетока; 6 — сливные полки; 7 — механический регулятор уровня; 8 — выход нефти; 9 — заслонка; 10 — люк; 11 — пеноотбойник; 12 — корпус; 13 — каплеотбойники; 14 — решетки; 15 — выход газа

дачи газа на газоперерабатывающий завод и другим потребителям, а также для подачи газонасыщенной нефти под давлением установки или насосов на центральный пункт сбора и подготовки нефти и газа.

Разработано несколько типов сепарационных установок первой ступени сепарации и концевых сепарационных установок.

На рис. 111 показано устройство гидроциклонного сепаратора с одной буферной емкостью. Газовый поток направляется в верхнюю часть буферной емкости, где находится кассета, состоящая из каплеотбойников 13 и двух распределительных решеток 14. Решетки в верхней части буферной емкости предназначены для выравнивания скорости газового потока путем распределения его по всему сечению аппарата и вместе с кап-леотбойниками выполняют функцию по дополнительному улавливанию капелек жидкости.

Газонасыщенная нефть поступает на сливные полки 6 и далее по стенке в нижнюю часть емкости. Сливные полки обеспечивают равномерное поступление нефти в емкость, что уменьшает пенообразование. Движение нефти тонким слоем по полкам способствует отделению нефти от газа. В емкости монтируется механический регулятор уровня 7, связанный с исполнительным механизмом-заслонкой 9, установленной после сепаратора на нефтяной линии. Регулятор обеспечивает в емкости необходимый уровень жидкости, предотвращающий прорыв свободного газа в нефтяной коллектор.

Гидроциклонная головка (рис. 112) - основной элемент сепаратора— представляет собой аппарат с тангенциальным вводом / нефтегазовой смеси, устанавливаемый строго вертикально. Корпус гидроциклона состоит из цилиндрической части 2 и отвода 3, соединенных фланцами 4. Внутри отвода 3 расположены отбойник 5 и козырек 6.



Рис. 112. Гидроциклонная головка
Отделение газа от нефти в гидроциклонной головке происходит следующим образом. Газонефтяной поток, подведенный тангенциально по входному патрубку, приобретает вращательное движение вокруг направляющего патрубка 7 и осевое движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть, имеющая большую плотность, чем газ, центробежной силой прижимается к стенкам гидроциклона, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Под действием центробежной силы происходит интенсивное выделение из пленки нефти газовой фазы и одновременно очистка ее от жидкости.

В нижней части гидроциклона находится секция перетока 8, которая препятствует смешиванию газа с нефтью при изменении движения потоков с вертикального направления на горизонтальное. Одна часть нефти при своем движении вниз проходит мимо отбойника 5 и непосредственно меняет направление с вертикального на горизонтальное. Другая часть попадает на козырек 6 и по нему перетекает в нижнюю часть отвода. Отбойник 5 препятствует попаданию нефти в газ при движении ее по козырьку.

Газовый поток проходит внутри отбойника и также меняет направление движения с вертикального на горизонтальное. Из гидроциклонной головки уже разделенные газовый и нефтяной потоки поступают в буферную емкость.

Кроме гидроциклонных сепараторов с одной буферной емкостью в системах сбора нефти и газа используются двухем-костные сепараторы, состоящие из двух емкостей — верхний и нижний. В этом случае гидроциклонная головка врезается в верхнюю емкость.

Все одноемкостные и двухемкостные сепараторы имеют несколько типоразмеров с параметрами по производительности от 750 до 5000 м³/сут жидкости и по давлению сепарации — от 0,6 до 4 МПа.

Во всех типах газосепараторов предусмотрены: автоматическое регулирование уровня жидкости; автоматическое отключение установки при аварийном повышении уровня и давлении; 'передача аварийных сигналов на диспетчерский пункт (при наличии системы телемеханики).

Для замера расхода жидкости, проходящей через сепаратор, применяют в основном тахометрические или турбинные счетчики.

§ 2. ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА НЕФТИ

Указывалось, что при перемешивании нефти и воды может образоваться трудноразделимая смесь этих жидкостей, называемая нефтяной эмульсией. Условия для образования нефтяных эмульсий при эксплуатации скважин весьма благоприятны, так как нефть интенсивно перемешивается с пластовой водой на всем пути от продуктивного пласта до концевых . сепарационных установок.'

В большинстве случаев в промысловой практике приходится иметь дело с эмульсиями типа «вода в нефти». Отличительной особенностью этих эмульсий является то, что вода в виде мельчайших капелек располагается внутри нефти.

Нефтяные эмульсии в большинстве случаев обладают высокой стойкостью. Простым отстоем отделить воду от нефти в них невозможно и для этого приходится прибегать к специальной обработке эмульсии.

Процесс подготовки нефти для ее переработки условно разделяется на две операции: обезвоживание (деэмульсация) и обессоливание. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1—2%, при обессоливании — от 0,1 % до следов. Кроме того, при этом процессе удаляются соли. Это достигается пропусканием нефти через слой пресной воды, в результате чего соли, имеющиеся в нефти, растворяются и удаляются вместе с водой.

Процессы разрушения нефтяных эмульсий можно разделить на два этапа: первый — слияние капель диспергированной воды и второй — осаждение укрупнившихся капель воды. Эти процессы можно осуществлять тепловым, химическим или электрическим способом.

При тепловом, или термическом, способе эмульсионную нефть нагревают до 45—80° С. Во время последующего отстоя в течение нескольких часов вода частично отделяется от нефти и осаждается в резервуаре-отстойнике, откуда сбрасывается в канализационную сеть.

Тепловой способ деэмульсации нефти основан на том принципе, что при нагреве эмульсии ее вязкость снижается, капли воды соединяются друг с другом и осаждаются. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках или трубчатых печах.

Химический способ основан на воздействии химическими реагентами-деэмульгаторами на составные части эмульсии — нефть и воду.

В качестве деэмульгаторов используют различные неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ), изготовляемые на основе окиси этилена (ОП-10, проксанолы, дипрокса-мин, дисольван и др.). Расход этих деэмульгаторов при обезвоживании и обессоливании нефти небольшой — от 30 до 100 г на 1т обработанной нефти.

При введении в эмульсионную нефть деэмульгатор вследствие растворимости в обеих фазах эмульсии свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе вода — нефть, что способствует разложению эмульсии.

Электрический способ разрушения эмульсии основан на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия переменного или постоянного тока высокого напряжения на электроды, опущенные в поток эмульсии. При электрической деэмульсации нефти в железный сосуд вводят изолированный от стенок сосуда электрод, по которому протекает электрический ток напряжением в несколько тысяч вольт. Вторым электродом являются стенки сосуда, заземленные и соединенные с трансформатором напряжения.

При прокачивании эмульсии между электродами, через которые пропускают ток высокого напряжения, эмульсия разрушается, освобожденные капельки воды соединяются в более крупные частички и вода постепенно оседает на дно сосуда.

Самостоятельно каждый из описанных способов деэмульсации нефти почти не применяют. Обычно деэмульсацию осуществляют комбинированным способом, например тепловое воздействие комбинируют с химическим или термохимическое воздействие сочетают с электрическим.

На рис. 113 приведена схема установки комплексной подготовки нефти (УКПН), на которой осуществляются процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти. Левая часть схемы, включая отстойник 3, представляет установку обезвоживания, в которой сырая нефть по линии / с помощью насоса / направляется в теплообменник 2, где нагревается стабильной нефтью, поступающей по линии Vс низа стабилизационной колонны 6. Подогретая нефть по линии // подается в отстойник 3, а из отстойника обезвоженная нефть по линии /// направляется в следующий отстойник или электродегидра-тор 4. В поток обезвоженной нефти добавляется пресная вода по линии IXдля отмывки солей.

В некоторых случаях для улучшения степени обессолива-ния вместо одного отстойника или электродегидратора применяют два последовательно включенных аппаратов. В них происходит окончательное обессоливание нефти. Обессоленная нефть после электродегидратора (отстойника) по линии IV через теплообменник 5 поступает в отпарную часть стабилизационной колонны 6. В теплообменнике 5 нефть нагревается до



Рис. 113. Схема установки комплексной подготовки нефти (УКПН):

1, 9, 11 — насосы; 2 — теплообменник; 3 — отстойник; 4 — электродегидратор; 5— теплообменник; 6 — стабилизационная колонна; 7 — конденсатор-холодильник; 8 — емкость орошения; 10 — печь. Линии: / — сырая нефть; Я — подогретая нефть; 111 — обезвоженная нефть; IV— обессоленная нефть; V, XI— стабильная нефть; VI— верхний продукт колонны; VII — широкая фракция; VIII— дренажная вода; IX — подача пресной воды; X — легкие углеводороды (газ)

140—160° С за счет тепла стабильной нефти, поступающей по линии Vс низа колонны 6. Процессы обезвоживания и обессо-ливания проводятся обычно при довольно умеренных температурах (около 50—60°С) и редко при более высоких (до 80°С).

Процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций, осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения легких углеводородов из нефти последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей их переработки.

В нижней и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелки— устройства, способствующие лучшему отделению от нефти фракций. В нижней части отпарной колонны поддерживается более высокая температура (до 240°С), чем температура поступающей в колонну нефти за счет циркуляции части стабильной нефти с низа колонны по линии XIчерез печь 10 (см. рис. 113). В результате этого из нефти интенсивно выделяются легкие углеводороды, которые могут увлекать с собой и более тяжелые компоненты. Продукты испарения поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны и оттуда по линии VI в конденсатор-холодильник 7. В конденсаторе-холодильнике пары охлаждаются до 30° С, при этом большая часть их конденсируется и накапливается в емкости орошения 8. Несконденсировавшиеся легкие углеводороды по линии Xв качестве топливного газа направляются к горелкам печи 10. Часть сконденсировавшихся легких углеводородов (широкая фракция) по линии VII с низа емкости 8 насосом 9 подается



Рис. 114. Схема подготовки нефти в подогревателях-деэмульсаторах: 1 — нефть; 2 — газ; 3 — вода

в - резервуары для хранения, а другая часть направляется в верхнюю часть стабилизационной колонны в качестве орошения.

Кроме установок УКПН применяют более простые установки: термохимические ТХУ или электрообессоливающие ЭЛОУ. На базе стационарного оборудования за последнее время на промыслах все большее применение находят блочные установки по подготовке нефти, в которых основным оборудованием являются подогреватели-деэмульсаторы.

Схема подготовки нефти с использованием подогревателей-деэмульсаторов приведена на рис. 114.

Продукция скважин по сборному коллектору поступает в сепаратор / первой ступени, где газ отделяется от нефти обычно при давлениях около 0,4—0,6 МПа. Затем этот газ направляется непосредственно к потребителю или на установку по подготовке газа.

Нефтяная эмульсия из сепаратора подается в сепаратор-делитель потока 2, предназначенный для выполнения следующих трех основных операций: отделения остаточного газа от нефти перед поступлением ее в подогреватели-деэмульсаторы; сброса свободной воды, отделившейся от нефтяной эмульсии; разделения нефтяной эмульсии на несколько равных потоков для равномерной загрузки основных аппаратов (подогревателей-деэмульсаторов) .

Газ, выделившийся из сепаратора-делителя 2 и из подогревателя-деэмульсатора 3, поступает на установку подготовки газа, а отделившаяся в аппарате 2 пластовая вода — на установку подготовки воды. Нефтяная эмульсия из сепаратора-делителя 2 направляется в подогреватель-деэмульсатор 3, откуда обезвоженная нефть при повышенной температуре поступает в сепаратор 4. Отделившаяся вода, содержащая некоторое количество реагента, выводится из аппарата. Эта вода может полностью или частично при помощи насоса подаваться в сборный коллектор перед сепаратором первой ступени с целью более полного использования реагента. В подогревателе-деэмульсаторе газ и вода отделяются от нефти обычно при температуре 40—60° С и давлении около 0,2—0,3 МПа, а окончательная сепарация проводится под вакуумом (остаточное давление 0,07—0,08 МПа) -в сепараторе 4 горячей вакуумной сепарации.

Готовая нефть после горячей вакуумной сепарации поступает на прием насосов системы безрезервуарной сдачи нефти в магистральный нефтепровод, а газ подается на прием вакуум-компрессоров и далее на установку по . подготовке газа.

§ 3. ПОДГОТОВКА ГАЗА

В условиях, когда газ транспортируется на тысячи километров от мест добычи до мест потребления, а газопровод пересекает различные климатические зоны, особое значение имеет подготовка газа к дальнему транспорту — осушка газа до температуры точки росы, исключающей выпадение воды из газа, транспортируемого по магистральным газопроводам. При эксплуатации газоконденсатных месторождений возникает еще дополнительное требование — извлечь углеводородный конденсат из продукции скважин.

Для обработки газа газовых и газоконденсатных месторождений применяют следующие технологические установки: а) низкотемпературной сепарации (работающие на холоде, получаемом за счет редуцирования газа высокого давления в штуцерах и предварительного охлаждения в рекуперативных теплообменниках перед дросселированием газа); б) низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом в специальных холодильных машинах; в) абсорбционной (гли-колевой) осушки газа; г) адсорбции (короткоцикловые и длин-ноцикловые) для обезвоживания и отбензинивания газа в комплексе и без низкотемпературной сепарации на газовых и газоконденсатных месторождениях; д) с вымораживателями, предназначенные в основном для газовых месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера.

При содержании в газе агрессивных компонентов строятся технологические установки по удалению этих компонентов со снижением их содержания до допустимых пределов и одновременно принимаются меры по предохранению промыслового оборудования от коррозии.

Осушку и очистку газа проводят непосредственно на месторождении или на головных сооружениях магистральных газопроводов.

Осушка газа должна осуществляться до такой степени, чтобы в газопроводе не конденсировались пары воды и не образовывались кристаллогидраты. Точка росы осушенного газа месторождений в южных районах и районах средней полосы должна быть на 2—3° С ниже минимально возможной температуры газа в магистральном газопроводе при соответствующем давлении, а для месторождений Крайнего Севера — 40° С.

Очистка газа от сероводорода должна обеспечивать содержание его в газе не более 2 г на 100 м³.

Если в продукции газоконденсатных скважин содержатся вода, жидкие углеводороды, сероводород и углекислота, то необходима комплексная обработка добываемого газа перед его транспортом. Комплекс сооружений по такой обработке газа и при больших его количествах весьма сложен: это большой газоперерабатывающий завод, на котором получают нестабильный газовый бензин, элементарную серу и сухой газ.

При отсутствии сероводорода и углекислоты схемы комплексной обработки естественного газа перед его дальним транспортом упрощаются.

§ 4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ КОМПЛЕКСНОЙ АВТОМАТИЗАЦИИ НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ

При проектировании и строительстве новых и реконструкции действующих нефтегазодобывающих предприятий руководствуются следующими основными положениями в области телемеханизации и автоматизации.

1. Все нефтяные (независимо от способа эксплуатации), газовые и нагнетательные скважины не являются объектами телемеханизации и имеют только минимум средств местной автоматики, контроля и блокировки, рассчитанных на остановку при аварийном режиме, и пуск при восстановлении нормальных условий, контроль за давлением на буфере или выкидной линии, контроль за количеством закачиваемой воды в нагнетательных скважинах и т. п. Периодически эксплуатирующиеся скважины работают по программе, задаваемой местным устройством.

Фонтанные скважины оснащаются отсекателями, которые перекрывают выкидную линию при резком повышении или понижении давления в последней против номинального.

Скважины со станками-качалками оснащаются средствами автоматической блокировки при обрыве штанг и устройствами автоматического самозапуска. Вся автоматика монтируется в блоке управления скважиной. Скважины с погружными электронасосами оснащаются местным прибором контроля сопротивления изоляции кабель-двигатель и устройством автоматического самозапуска. Указанные приборы поставляются комплектно с новыми станциями управления ЭЦН.

2. Средствами телемеханизации и дистанционного контроля оборудуются следующие основные производственные объекты: групповые замерные установки; сепарационные установки; компрессорные станции; установки подготовки нефти; нефтяные насосные станции (водяные) электроподстанции, расположенные на площади.

На районный диспетчерский пункт поступает информация со следующих объектов: а) с групповых замерных установок — о дебитах жидкости, нефти и газа по скважинам и о срабатывании защиты при повышении давления в измерительном сепараторе; б) с сепарационных установок — обобщенный аварийный сигнал и о суммарной производительности групповых установок, подключенных к сепарационной установке; в) с компрессорных станций — о расходе отпущенного газа и о нарушении работы станции; г) с установок подготовки нефти — обобщенный аварийный сигнал; д) с нефтяных станций — о расходе нефти и обобщенный аварийный сигнал; е) с кустовых насосных станций — о количестве воды, закачанной в пласт, и обобщенный аварийный сигнал при нарушениях работы станции; ж) с установок сдачи товарной нефти — о расходе товарной нефти и аварийный сигнал о возврате некондиционной нефти на повторную обработку.

3. Промысловые сооружения и установки оснащаются средствами местной автоматики, контроля и защиты: а) групповые замерные установки — автоматическим переключением скважин на замер по местной программе, измерением количества жидкости, газа и чистой нефти, контролем за производительностью скважин, автоматической защитой от аварийных режимов; б) сепарационные установки первой ступени сепарации — местным регулированием давления и уровня; г) водяные насосные станции — защитой насосов при аварийных режимах, автоматическим включением резервного насоса; д) нефтяные насосные — защитой насосов при аварийных режимах; е) компрессорные станции — регулированием и местным контролем за режимными параметрами, защитой при аварийных режимах.

На автоматизированных нефтедобывающих предприятиях предусматривается создание районных диспетчерских пунктов на площадях с законченным технологическим циклом; центральных диспетчерских пунктов предприятий, осуществляющих управление работой нескольких районных диспетчерских пунктов; центрального диспетчерского пункта объединения (управления), осуществляющего управление работой центральных диспетчерских пунктов нефтегазодобывающих предприятий.

Связь между районным диспетчерским пунктом и последующими ступенями управления осуществляется по телефону, телетайпу или с использованием радиоканалов.

Для телемеханизации нефтедобывающих предприятий серийно выпускаются: аппаратура ПАТ «Нефтяник», рассчитанная на применение воздушных линий телефонной связи, и аппаратура «Кентавр», которая предусмотрена для использования сетей электроснабжения нефтяных промыслов для передачи телемеханической информации.
Раздел IV

ТРАНСПОРТ НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И ГАЗА