Учебная дисциплина Основы технологии добычи нефти и газа
 Скачать 55.03 Kb.
|
|
Учебная дисциплина : Основы технологии добычи нефти и газа. БИЛЕТ № 1 1.Пластовое давление и температура. Их влияние на продуктивность пластов. 2.Сепарационные установки и их назначение. Одноступенчатые и многоступенчатые установки. 3.Борьбо с отложениями парафина. Пластовым давлением называется давление, под которым находятся жидкость и газ, насыщающие поровые пространства пластов в нефтяном месторождении. Измеряется глубинным манометром. Величина начального пластового давления находится в зависимости от глубины залегания нефтесодержащей породы. В нефтяном месторождении пластовое давление зависит от гидростатического напора воды, подпирающей залежь. Можно считать, что с увеличением глубины на 10 м давление увеличивается примерно на одну атмосферу. Пластовая температура- это температура, под которой находится жидкость или газ, насыщающие породы пласта. С ростом давления растет и температура. Она повышается на 1градус после каждой геотермической ступени. Эта ступень принята равной 33-34 м глубины. Для различных месторождений земного шара она не одинакова. Температура в пластах измеряется глубинными термометрами. Число метров погружения в глубь земли соответствующее повышению температуры на 1 градус, называется геотермической ступенью. Знание пластового давления и температуры необходимо для подсчета запасов нефти и газа. Чем выше эти показатели, тем продуктивнее пласты. В процессе подъема жидкости из скважины и транспортирования ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постоянно снижается, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазосборных коллекторах состоит из двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двухфазным или нефтегазовым потоком. Жидкая фаза может в свою очередь, состоять из нефти и пластовой воды, содержание которой в потоке может измеряться от 0 до значительных величин. Такой поток называется трехфазным или нефтегазовым, состоящим из воды, нефти и газа. Процесс, отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкости, называется нефтегазовым сепаратором. Если в сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой сепаратор, называется двухфазным. Если, кроме газа осуществляется отделения и сброс свободной воды, сепаратор называется нефтеводогазосепаратором или трехфазным сепаратором. Основные факторы, влияющие на отложение парафина в трубопроводах. 1.Состояние поверхности стенки нефтепровода, соприкасающейся с нефтью. Шероховатые стенки труб способствуют отложению парафина, так как интенсифицируют перемешивание потока при турбулентном режиме движения и способствуют выделению газа из нефти непосредственно у стенок труб. 2.Растворяющая способность нефти по отношению к парафиновым соединениям Чем, тяжелее нефть, тем хуже она растворяет парафиновые соединения и тем, следовательно, интенсивнее может выделяться из такой нефти парафин и отлагаться на стенках труб. 3.Концентрация парафиновых соединений в нефти. Чем выше концентрация этих соединений, тем интенсивнее будет отложение парафина при прочих равных условиях. 4.Температура кристаллизации парафином, как известно, кристаллизация парафина, то есть образование твердой фазы, происходит при разных температурах, образование парафинов, кристаллизующихся при высоких температурах, и отложения их на стенках труб наступает раньше, чем парафинов, кристаллизующихся при низких температурах. 5.Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит образование и выделение из нефти газа, способствует понижению температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгазирование нефти ведет за собой выделение легких фракций, являющихся наилучшим растворителем парафиновых соединений. 6.Скорость нефтегазового потока. Многочисленными опытами установлено, что чем ниже скорость движения нефти, то есть чем меньше дебит, тем больше образуется парафинов. 7.Наличие в нефти воды. Методы, предотвращающие образование отложений парафина. 1)Применение высоконапорной системы сбора, снижающей разгазирование нефти. 2)Использование различных нагревателей для подогрева нефти. (электрическая, горячие жидкости). 3)Покрытие внутренней поверхности трубопроводов лаками, эпоксидными смолами, стеклопластиками, снижающие шероховатость труб. 4)Применение специальных ингибиторов парафинообразования. 5)Применение ПАВ, подаваемых к забоям или устьям скважин в поток обводненной нефти, предотвращающее образование нефтяной эмульсии, в результате чего стенки выкидных линий контактируют не с нефтью, способствующей прилипанию твердых частиц парафина, а с пластовой водой, отрицательно действующей на отложение парафина. 6).Применение теплоизоляции, которая одновременно является и антикоррозийным покрытием. 7).Применение резиновых шаров и скребков, периодически вводимых в трубопроводы. БИЛЕТ № 2 1.Понятие о породах- коллекторах. Пористость и проницаемость пород. 2.Технологиеская схема ДНС, принцип действия. 3.Способы регулирования дебита фонтанных скважин. 1. В результате движения по пластам нефть и газ скапливаются в так называемых ловушках, т. е. в таких участках пористых пород, откуда дальнейшая миграция невозможна или очень затруднена. Горные породы, в которых скапливаются нефть и газ, называется коллекторами, а скопление нефти в этих ловушках называются нефтяными залежами. Если нефти и газа в залежи достаточно велико или в данной структуре пластов горных пород имеется несколько залежей, то образуются нефтяные, нефтегазовые или газовые месторождения. Нефть и газ заполняют поры вмещающей породы. Вместе с нефтью и газом в залежах почти всегда присутствует вода. Одним из основных свойств горных пород является пористость- наличие в них пустот (пор, трещин и т.д.). Пористость определяет способность породы вмещать в себя нефть, газ и воду. Коэффициент пористости определяется как отношение объема пор образца породы к объему этого образца, в % m= Vn\ Vо* 100%. Например, если объем образца равен 15 м3, а объем пор 3м3, то пористость составит m=3\15*100% =20%. Коэффициент пористости колеблется в значительных пределах, т к зерна породы имеют самые различные очертания, более крупные поры могут быть заполнены мелкими зернами породы или цементирующим веществом. Коэффициент пористости песков колеблется от 7 до 53 % , песчаников от 3 до 30% , известняков от 0,5 до 30%. Решающим фактором, характеризующим кол лекторские свойства породы, является проницаемость. Это способность горной породы пропускать жидкость или газ. Проницаемость зависит от размеров пор и каналов, связывающих поры пласта. Пески, песчаники, конгломераты, известняки и доломиты в большей или меньшей степени проницаемы. Однако плотные известняки и доломиты, несмотря на значительную пористость вследствие очень малой величины отдельных пор и каналов могут быть проницаемы только для газа. Глины практически не проницаемы для жидкости и газа, за единицу коэффициента проницаемости принимают 1м2 . Он соответствует проницаемости такой пористой среды, через поперечное сечение образца которой площадью 1 м2 при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па * С составляет 1 м3/с. Чем выше проницаемость пластов, тем выше дебиты пробуренных на них скважин. Дебит- количество жидкости, получаемой из скважины в течение суток. Нефтенасыщенность- это степень заполнения пор породы нефтью. Нефтенасыщенность определяется в процессе бурения скважин по данным анализа керна. 2. Когда давления на устьях нефтяных скважин недостаточны для транспортирования нефти или нефтяной эмульсии на большое расстояние до ЦСП, где должна подготовляться нефть, тогда приходиться строить дожимные насосные станции (ДНС). В состав ДНС входят нефтегазовые сепараторы, иногда буферная емкость для от сепарированной нефти, насосы для откачки нефти, электротехническое оборудование (трансформаторная подстанция, станция управления). Дожимные насосные станции, как правило, работают в автоматическом режиме. При помощи средств автоматики в зависимости от количества поступающей нефти, объема сепаратора или буферной емкости и подачи, установленных насосов устанавливается режим откачки нефти с ДНС. Он может быть непрерывный и периодический Управление периодической откачки нефти осуществляется при помощи специальных средств автоматики, называемых автоматами откачки. От датчиков этих приборов в зависимости от уровня жидкости в сепараторе или буферной емкости подается команда на включение или отключение насосов. В состав ДНС, особенно удаленных от ЦСП на большее расстояния, при значительной обводнености нефти (более 30 %) часто предусматриваются установки по частичному обезвоживанию нефти или предварительному сбросу пластовой воды. Для этой цели имеются эффективные химические реагенты (деэмульгаторы), позволяющие осуществлять предварительный сброс пластовой воды без нагрева водонефтяной эмульсии, т. е. частичное обезвоживание нефти осуществляется при низких t (от 5 град. до 20 град. С) ДНС с предварительным сбросом пластовой воды работает следующим образом. Нефтегазоводная смесь из сборного коллектора через патрубок поступает в 3-х фазный сепаратор. Газ, отделившись от жидкости, через регулятор давления «до себя» и расходомер поступает в газопровод и под собственным давлением транспортируется на ГПЗ, а смесь (эмульсия) воды с нефтью сначала поступает в каплеобразователь, а затем перетекает во второй отсек сепаратора, где происходит разрушение эмульсии за счет подачи эффективного деэмульгатора из емкости дозированным насосом. Вода через исполнительный механизм сбрасывается в буферную емкость, оттуда насосами отправляется на БКНС, а обезвоженная нефть поступает в расходомер, а затем на прием центробежных насосов и транспортируется до ЦСП. Откачка воды регулируется от положения уровня «нефть-вода» регулятором и исполнительным механизмом. Система автоматики предусматривает попеременную работу насосных агрегатов, автоматическое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего агрегата, а также автоматическую остановку насосов откачки при срыве подачи. Все эти операции осуществляются при помощи ЭКМ, установленных на выкидных линиях насосов и приборов КиП, связанных с пусковыми устройствами. ( см. Схема ДНС с предварительным сбросом пластовой воды.) Для ускорения строительства ДНС разработаны и изготавливаются блочные сепарационные установки с насосной откачкой БН-500-21, БН-1000-25, БН-2000-26. Состоит из следующих транспортабельных блоков: ехнологического, щитового, канализации и свечи аварийного сброса газа. Правильная эксплуатация фонтанных скважин заключается в том, чтобы обеспечить оптимальный дебит при возможно меньшем газовом факторе. Кроме того, при фонтанировании необходимо поддерживать такие скорости струи жидкости, чтобы песок не мешал нормальной работе скважины, т. е. чтобы поступление песка в нее было наименьшим. В процессе добычи необходимо регулировать соотношения нефти и воды в продукции скважины, когда она начинает обводняться. Для обеспечения длительного и бесперебойного фонтанирования в большинстве случаев приходится ограничить дебит скважины. Величину дебита скважины регулируют созданием противодавления на ее устье при помощи штуцера (металлической втулкой с небольшим отверстием), устанавливаемого в выходной линии. Большое распространение в практике получили быстросменяемые и быстро регулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются с помощью специальных паке ров. Для спуска и подъема таких штуцеров используют специальный инструмент. Устьевые штуцеры применяют различных конструкций в зависимости от характеристики скважины. Диаметр штуцера подбирают опытным путем, в зависимости от заданного режима скважины, он может быть от 3 до 15 мм и выше. Если наблюдается вынос из пласта песка, применяют штуцеры, способные длительное время противостоять истирающему действию песка. Такой штуцер представляет собой массивную втулку с отверстием в середине. Штуцер устанавливается после боковой задвижки фонтанной арматуры, между фланцевым соединением обвязки. Чтобы обеспечить замену и установку штуцера, непосредственно за ним в обвязке монтируется штуцерный патрубок 1-1,2 м из толстостенной бурильной трубы. БИЛЕТ № 5 1.Какими показателями характеризуются механические свойства пород. 2.Цели и задачи ППД. Положительные и отрицательные моменты. 3.Фонтанная арматура. 1. Среди механических свойств горных пород наибольшее значение для бурения скважин и эксплуатации нефтяных месторождений имеют упругость, прочность на сжатие и растяжение и пластичность. Упругие свойства пород (упругость) – это способность горных пород изменять свой объем с изменением давления, влияют на перераспределение давления в пласте в процессе его эксплуатации. Пластические свойства пород – способность пород деформироваться под большим давлением без образования трещин или видимых нарушений. Проявляются при бурении скважин на большие глубины. На большой глубине твердая порода может «вытекать» в скважину под действием высокого горного давления залегающих выше пластов. Образование складок в земной коре также обязано пластическим свойствам горных пород. Данные свойства изучены мало. Предполагается, что «пластичность» твердых пород зависит от многочисленных микротрещин, позволяющих породе скользить, опускаться и подниматься вдоль этих трещин. Об упругих свойствах пород судят по величине коэффициента сжимаемости. Если образец подвергнуть внешнему давлению, то объем образца и объем его порового пространства будут сокращаться. При снятии давления объем образца и его пористость востанавлиается до прежней величины. Исследования показывают, что для большинства пород справедлив закон Гука:_______________________________ Где_____- изменение объема пор при изменении пластового давления на ____, _____- объем образца, ______- коэффициент объемной упругости. В процессе разработки нефтяной залежи по мере снижения внутреннего давления объем порового пространства, вмещающего жидкость будет сокращаться. В результате жидкость будет вытесняться из пор. Поэтому упругость горных пород играет большую роль в разработке нефтяных месторождений. Под прочностью горных пород понимается - Сопротивление их механическому разрушению. Горные породы оказывают значительное сопротивление при сжатии. Прочность же пород на разрыв, изгиб и сдвиг составляет всего лишь десятые и сотые доли от прочности на сжатие. Прочность пород зависит от целого ряда факторов. Прочность известняков, например, уменьшается с увеличением в них глинистых частиц. Прочность пород зависит также от их зернистости, плотности и влажности. Прочность на сжатие мелкозернистых гранита достигает 260 Мпа, а крупнозернистых –120 Мпа. При увеличении плотности известняков с 1500 до 2700 кг/м3 прочность их на сжатие вырастает с 50 до 180 Мпа; у песчаников с увеличением плотности с 1870 до 2570 кг/м3 прочность на сжатие возрастает с 15 до 20 Мпа. Прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 25-45%. 2. В процессе эксплуатации нефтяного месторождения пластовое давление, которое обуславливает приток нефти к скважине, может настолько снизиться, что дальнейшая эксплуатация скважины при данном дебите становится неэкономичной. В этом случае пластовое давление может быть восстановлено до требуемого уровня путем закачки с поверхности через нагнетательные скважины в пласт рабочего агента (вода, воздух, газ). Цель ППД – увеличить темп отбора нефти из залежи и получить повышенные коэффициенты нефтеотдачи, характерные для напорных режимов. Задачи ППД: 1) Определить метод поддержания пластового давления; 2) Выбрать рабочий агент для закачки в пласт; 3) Обеспечить качество закачиваемого агента; 4) Обеспечить эффективность процесса поддержания пластового давления; 5) Определить оптимальные методы ППД, так как сооружение станций ППД со всем подсобным хозяйством связано с затратой больших капиталовложений и является весьма трудоемкой работой. Положительные моменты: применение методов ППД с целью восполнения пластовой энергии, расходуемой при отборах нефти из пласта, позволило в значительной степени интенсифицировать процессы разработки нефтяных залежей: стало возможным резко увеличить темпы отбора нефти из пластов и тем самым сократить сроки их разработки при обеспечении высоких конечных коэффициентов их нефтеотдачи. Сохраняется высокий уровень текущей нефти более длительное время и только на последних этапах разработки снижается до минимума. Отрицательные моменты: 1. Высокие требования по качеству, предъявляемые к воде (чистота, не должна содержать взвешенных частиц, бактерий, водорослей, СО2), чтобы поры породы в при забойной зоне не закупоривались, чтобы ода не вызывала коррозию аппаратуры. 2. Чтобы обеспечить качество закачиваемой оды приходится добавлять различные реагенты (коагулянты для очищения от мех. примесей, ингибиторы коррозии, ПАВ и т.д.), что увеличивает затраты на ППД. 3. Процесс ППД путем закачки в пласт газа или воздуха связан с большими затратами и трудоемкой работой по строительству компрессорных станций. 4. Экономическая эффективность нагнетания газа меньше, чем нагнетания воды, вследствие необходимости сжимать газ до давления, большего, чем пластовое. Очень высокие затраты. 5. При завод нении потери воды составляют 15-20% от закачиваемой. Требуется большое количество воды. 3. Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья скважин (фонтанирующих газовых и нефтяных) с целью их герметизации, контроля и режима эксплуатации. Фонтанная арматура представляет собой соединение на фланцах или хомутах различных тройников, крестовиков, катушек и запорных узлов (задвижки или краны). Между фланцами устанавливаются уплотнительные кольца из спец. малоуглеродистой стали. Фонтанная арматура состоит: из трубной головки и елки. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначена для подвески подъемных труб и герметизации пространства между подъемными трубами и ЭК. Трубная головка служит и для контроля межтрубного пространства и воздействия на него при необходимости. Елка предназначена для направления газонефтяной струи в выкидные линии для регулирования и контроля скважины, а также для ее закрытия при необходимости. БИЛЕТ № 3 1.Понятие о скважинах. 2.Нефтяные резервуары и их назначение. 3.Цель и методы обработки призабойной зоны продуктивных платов нефтяных скважин. 1. Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом поперечном сечении весьма значительную длину. Начало скважины называется устьем, ее конец - забоем. Все полное пространство скважины, от ее устья до забоя, называется стволом. Скважины могут быть вертикальными или наклонно направленными. В отдельных случаях бурят горизонтальные скважины или даже с наклоном вверх (при бурении из шахт). Основное назначение скважины – извлечение нефти, газа или воды из недр на поверхность, т.е скважина является каналом, соединяющим нефтяной, газовый или водной пласты с поверхностью земли. Совокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, кол-во, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колонами, заполненные цементным кольцом, называются конструкцией скважины. Наиболее простая и дешевая - одноколонная, когда спускается только одна колонна труб, не считая кондуктора и направления. При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна, спускаемая до проектной глубины, называется эксплуатационной колонной. Через эту колонну производится эксплуатация скважины, ее размер определяет габариты подземного эксплуатационного оборудования. Для эксплуатационных колон в большинстве случаев применяются обсадные трубы с наружным диаметром от 146 до 168 мм, с толщиной стенок от 7,5 до 12 мм. Для измерения статистического уровня (при остановленной скважине) и динамического (во время работы) уровня жидкости в эксплуатационных глубинно-насосных скважинах используют звукометрические методы. Приборы для замера эхо метры. Принцип действия основан на отражении звуковой волны от уровня жидкости. 2.Нефтяные резервуары и их назначение. Нефтяные резервуары предназначаются для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и товарной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, принято называть резервуарным парком. Резервуарные парки, служащие для приема и хранения нефти не прошедшей установку обезвоживания и обессоливания, называется сырьевыми парками. Резервуарные парки, служащие для приема и хранения нефти прошедшие установку обезвоживания и обессоливания, называется товарными парками. По объему резервуары бывают от 100 до 10000 м3 и выше. По материалу металлические и железобетонные. По расположению: размещенные на поверхности, полузаглубленные и заглубленные. Вертикальные и горизонтальные. Виды крыш: горизонтальные, конические, плавающие, подъемные. 3.Цель и методы обработки призабойной зоны продуктивных пласов нефтяных скважин. Часть продуктивного пласта, находящаяся в непосредственной близости от забоя скважины, называется призабойной зоной. Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависит от проницаемости пород пласта. В зоне действия той или иной скважины, чем выше проницаемость пород, тем больше производительность или приемистость скважин, и наоборот. Проницаемость пород одного и того же пласта может резко измениться в различных его зонах или участках. Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин, также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании бурения призабойных зоны скважины часто загрязнены глинистым раствором, что приводит к снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в при забойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафин истыми и смолянистыми отложениями, а также глинистыми частицами. Призабойная зона скважин нагнетательных загрязняется различными механическими примесями, имеющиися в закаченной воде. Проницаемость пород призабойной зоны улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол, грязи, осевших на стенках поровых каналов. Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, тепловые, механические и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. К химическим методам относятся: солянокислотная обработка скважин, пенокислотная, обработка скважин грязевой кислотой. Тепловые методы применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также с помощью термохимического воздействия. Механические методы применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами с целью увеличения их трещиноватости. Гидравлические разрыв пласта: создание высоких давлений для образования и расширения в пласте трещин закачиваемой с поверхности жидкостью. Гидропескоструйная перфорация, струя жидкости с песком. Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины осадочной воды и твердых мелких частиц. Торпедирование (спуск заряженной взрывчатым веществом торпеды в скважину и взрыв). Применение виброударных волн. Разрыв пласта пороховыми газами.
БИЛЕТ № 4 Основные понятия о нефтяном и газовом месторождении. Назначение и принцип работы АГЗУ «Спутник». Устройство и назначение запорной арматуры. 1. Основные понятия о нефтяном и газовом месторождении. Естественные скопления нефти или газа в пористых горных породах (коллекторах) называются нефтяными или газовыми залежами. Нефть или газ пропитывают, насыщают пористую породу (коллектора). Такие коллекторы, перекрытые сверху и снизу непроницаемыми породами, называются нефтяными или газовыми пластами. Толщина нефтяных или газовых пластов может колебаться от нескольких сантиметров до нескольких десятков метров, ширина и длина их от нескольких десятков метров до нескольких десятков километров. Пласты различных форм располагаются в большинстве случаев под разными углами к горизонтальной плоскости. В пониженных частях залежей при наклонном расположении пластов нефть и газ подпираются пластовой водой, эта вода называется контурной или краевой, потому что она оконтуривает или ограничивает нефтяную (газовую) часть залежи. В пологих залежах пластовую воду называют подошвенной, так как в этом случае залежь нефти или газа как бы плавает на воде. Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение. Количество нефтяных или газовых залежей на различных месторождениях может быть самым различным, от одного до нескольких десятков. В зависимости от этого месторождения называются однопластовыми или многопластовыми. Нефть, газ и газонефтяные смеси в зависимости от их состава, соотношения давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – в газообразном , в жидком или в виде газожидкостных смесей. В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтяные (с большой газовой шапкой нефтяной оторочкой), газоконденсатные (под высоким давлением) в пласте плотность газа становится весьма значительной. В этих условиях в сжатом газе растворяется значительное количество нефти. Нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. В свою очередь отдельные месторождения нефти и газа могут включать в себя различные по своему содержанию залежи: нефтяные, газовые, газонефтяные и др. 2.Назначение и принцип работы АГЗУ «Спутник». Блочная автоматизированная замерная установка типа "Спутник» предназначена для автоматического и ручного замера дебита скважин, для контроля за работой скважин также для блокировки скважины при аварийной ситуации (См. рисунок). АГЗУ «Спутник» рассчитаны на рабочее давление 1,6; 2,5; 4 Мпа, на дебиты скважин до 400 и до 1500 м3 в сутки; на число подключаемых скважин от 10 до 24; на общую пропускную способность до 4000 и до 10000 м3 в сутки. Модификации «Спутник А»; «Спутник Б»; «Спутник В». «Спутник А» является базовой конструкцией. Три модификации «Спутника А»: «Спутник А-16-14/400» 16- рабочее давление, 14- число подключенных скважин; 400 –наибольший измеряемый дебет, « Спутник А-25-10/1500»; « Спутник А-40-14/400». Конструктивное исполнение их в виде закрытых блоков с обогревом позволяет эксплуатировать их районах с суровыми климатическими условиями (от –55град. С до +50 град.С. АГЗУ «Спутник» состоит из двух блоков: 1) Замерно - переключающий 2) Щитовой Кип и А Принцип действия: продукция скважин по выкидным линиям через обратный клапан и задвижку поступает в многоходовой переключатель скважин (ПСМ), после которого по общему коллектору направляется в сборный нефтепровод. В ПСМ продукция одной скважины через замерный отвод направляется в 2-х емкостный замерный сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости. Газ по патрубку через заслонку регулятора уровня поступает в сборный нефтепровод, где смешивается с жидкостью и общим потоком. Отделившаяся в верхней емкости жидкость поступает в нижнюю, где накапливается. По мере повышения уровня в нижней емкости поплавок регулятора уровня поднимается и в верхнем заданном положении действует на заслонку газовой линии, перекрывая её. Давление в сепараторе повышается, и жидкость через счетчик ТОР вытесняется в сборный коллектор. Начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. При нижнем положении уровня поплавка, открывается газовая линия. Для определения обводненности нефти на «Спутник» установлен влагомер, через который пропускается вся продукция скважины. 3.Устройство и назначение запорной арматуры. В качестве запорной арматуры на нефтяных месторождениях применяются задвижки, вентили краны, обратные клапаны. Запорная арматура устанавливается обычно в начале и конце каждого трубопровода, в отдельных промежуточных точках трубопроводов большей протяженности, на приемной и нагнетательной линиях насосов, резервуаров, емкостей и т.п. Задвижки предназначены для перекрытия нефтепроводов, разобщения их отдельных участков при ремонтных работах, перекрытия линий поступления продукции в сепараторы, отстойники, резервуары и т.д. Диаметр условного прохода наиболее распространенных задвижек составляет 50-400 мм, но иногда применяются задвижки большего диаметра. В зависимости от условий работы применяются чугунные или стальные задвижки. Чугунные задвижки изготавливаются на давление, не превышающее 1,6 МПа, стальные – на давление 1,6Мпа и более. Стальные задвижки устанавливаются лишь на трубопроводах высокого давления, а также на отдельных врезках трубопроводов низкого давления, где имеется повышенная опасность механического повреждения. Любая задвижка состоит из корпуса, крышки, выдвижного шпинделя, маховика, двух дисковых плашек и распорного клина (у чугунных задвижек) или сплошного клина (у стальных задвижек). Необходимая герметичность в чугунных задвижках обеспечивается плотным прилеганием плашек к седлам, что достигается с помощью распорного клина, который, упираясь, в днище корпуса при крайнем нижнем положении плашек, раздвигает и прижимает их к седлам в корпусе, также имеющим клиновидные поверхности. В тех случаях, когда необходимо предотвратить возможность движения потока жидкости по трубопроводу в обратном направлении рядом с задвижками ставят обратные клапаны. Обратные клапаны – обычно устанавливают также перед распределительным коллектором установок «Спутник», на нагнетательных линиях насосов и т.д. Наиболее распространены обратные клапаны, снабженные поворотной хлопушкой. В трубопроводах малого диаметра в качестве запорной арматуры применяются краны и вентили. Кран представляет собой запорное устройство, проходное сечение которого открывается или закрывается при повороте пробки вокруг своей оси. Краны изготавливают из чугуна или бронзы на рабочее давление не выше 4 МПа с диаметром проходного сечения не боле 50 мм. Вентили – отличаются от задвижек и кранов тем, что запорное устройство в них насажано на шпиндель, при повороте которого оно перемещается вдоль оси седла. Вентили изготавливают из чугуна, бронзы и стали на рабочее давление до 16 Мпа с диаметром условного прохода до 150 мм. Уход за запорной арматурой практически сводится к периодическому осмотру и устранению обнаруженных пропусков нефти и газа. Запорная арматура должна иметь следующую маркировку. 1.Наименование и товарный знак завода-изготовителя. 2.Условный проход в мм. Ду 3.Условное давление в Мпа. Ру 4.Направление потока среды. -> 5.Марка стали корпуса. На маховике запорной арматуры должно быть указано направление вращения при закрытии и открытии. На любую запорную арматуру должен быть паспорт, в котором должны быть указаны данные по химическому составу, механические свойства, режимы термообработки и результаты контроля качества изготовителя. В процессе работы запорная арматура должна иметь нумерацию, соответствующую технологической схеме. Требования к запорной арматуре. 1) Прочность, герметичность и надежность работы. 2) Взрывобезопастность и коррозийная стойкость. Под условным давлением Ру наибольшее избыточное рабочее давление при Т=20град. С, при которой обеспечивается длительная работа арматуры. По величине условного давления разделяют 3 класса арматуры. 1. Низкого давления – до 10 кг/см2 2. среднего давления от 16 до 64 кг/см2 3. высокого давления от 100 до 1000 кг/см2 По размерам условного прохода Ду различают 3 группы. 1. Малого прохода до 40 мм 2. Среднего прохода от 50-250 мм 3. Большого прохода свыше 250 мм Виды присоединения арматуры: 1) Фланцевые, муфтовые – разъемные 2) Неразъемные – сварные (полная и надежная герметизация трубопроводов). Наиболее распространены фланцевые соединения от 50 до 600 мм. Преимущества фланцевых соединений: 1) Возможность монтажа и демонтажа 2) Хорошая герметизация стыков и удобства их подтяжки, большая прочность. Недостатки: 1) Возможность ослабления затяжки и потеря герметичности со временем, повышенная трудоемкость сборки, Повышенная трудоемкость сборки и разборки, большие габаритные размеры и масса. 4.ПДК сероводорода (в чистом виде и в смеси). В чистом виде – 10 мг/м3 В смеси с углеводородами – 3 мг/м3 5. Огнетушители. Их назначение и применение. БИЛЕТ № 6 1.Физические свойства нефти. 2.Назначение и устройство основных узлов СК. 3.Назначение ЦНС. 1. Физические свойства нефти. 1. Горючая жидкость обычно темного цвета (черного или коричного). Маслянистая, имеет специфический запах. Удельный вес (плотность) отношение веса тела к его объему. Единицы измерения г\см3, кг\м3. Измеряется ареометром. Вязкость- способность частиц жидкости двигаться относительно друг друга. Измеряется вискозиметром. Различают динамическую и кинематическую. Тепловые свойства. Нефть имеет тепло земли. Степень теплоты тела называют температурой тела. Для измерения температуры служат термометры. Единицы измерения температуры градусы. Для измерения увеличения размеров тела от нагревания, нужно знать коэффициент объемного расширения, т.е. число, показывающее как изменяется единица первоначального объема, взятого при 0 град. С, от нагревания на 1 град. С. Теплоемкость- количество тепла, которое требуется для того, чтобы нагреть 1 кг вещества на 1 град С. Теплота сгорания - количество тепла, которое выделяет 1 кг вещества при сгорании. Давление насыщения - давление, при котором, жидкость поглощает наибольшее количество газа. По электрическим свойствам нефть диэлектрик, но накапливает диэлектрическое электричество. Температура кипения - температура перехода жидкого вещества в газообразное. Температура плавления - температура перехода твердого вещества в жидкое. Температурой вспышки нефтепродукта, называется такая температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных условиях, вспыхивают при поднесении пламени. Для температуры вспышки характерно, то, что пламя сейчас же гасит. Если повышать температуру жидкости, то при определенной температуре при поднесении огня пары загораются, вновь и уже не будет гаснуть. Эта температура называется температурой воспламенения. Температура воспламенения выше температуры вспышки. Чтобы произошла вспышка, необходимо иметь содержание горючих паров в воздухе не ниже, не выше определенного предела. Различают верхние и нижние пределы концентрации паров. Нижний предел характеризует минимальную концентрацию паров в воздухе, при которой наблюдается вспышка при поднесении пламени. Верхний предел определяет такую концентрацию паров, выше которой вспышка не происходит из-за недостатка кислорода. Температурой воспламенения называется, температура, при которой нефтепродуктов при соприкосновении с воздухом воспламеняется самопроизвольно. Объем нефти в пластовых условиях, обычно больше объема нефти после ее окончательной сепарации УПН. Для определения изменения объема дегазированной нефти, по сравнению с пластовой, введено понятие объемный коэффициент нефти. Он определяется, как отношения объема нефти в пластовых условиях к объему этой нефти после ее полной дегазации. 2. Назначение и устройство основных узлов СК. (Станок-качалка). Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами является наиболее распространенным способом добычи нефти. Возвратно-поступательное движение плунжера насоса и колонны насосных штанг осуществляется в большинстве случаев при помощи специального механизма - станка-качалки, сбалансированного типа, установленного около устья скважины. У СК колонна штанги подвешивается к балансиру, который приводится в движение кривошипно-шатунным механизмом от двигателя, установленного на раме станка. СКН5-3015 (Станок-качалка нормального типа). 5-наибольшая нагрузка в точке подвеса штанг в тонн; 30-наибольшая длина хода точки подвеса штанг в дециметрах; 15-наибольшее число качаний балансира в минута. Состоит из следующих основных узлов: 1) рама со станиной; 2)балансира с головкой и противовесом; 3) редуктора с двумя кривошипами, на которых закреплены противовесы траверсы с двумя шатунами. 2-ой узел состоит из головки балансира, самого балансира, стопорного устройства головки, опорного подшипника балансира, противовесов. 3-ий узел состоит из редуктора, 2-х кривошипов, противовесов, траверсы, 2-х шатунов, сферического подшипника, подвески траверсы. Рама станка изготавливается из профильного стального проката и состоит из 2-х продольных балок, соединенных между собой поперечными и косынками на сварке. Рама устанавливается на массивной буто-бетонный фундамент или на сборный фундамент из отдельных бетонных блоков и крепится к нему анкерными болтами. В передней части рамы, монтируется на болтах стойка балансира, в форме усеченной пирамиды. На верхнем конце стойки имеется горизонтальная опорная плита, на которую устанавливают корпусы роликовых подшипников квадратного вала балансира. Балансир изготовлен из 2-х двутавровых балок, соединенных между собой накладками из листовой стали, и присоединен к квадратному опорному валу скобами, которые обхватывают вал и крепятся за нижние полки балок. Головка балансира, на которой укреплена канатная подвеска, имеет цилиндрическую лобовую часть с радиусом, равным длине переднего плеча балансира, благодаря чему при любом его положении точка подвеса штанг находится точно под центром скважины. Канат подвески перекинут через ролик, установленный на верхней части головки, и удерживается в его канавке фигурной скобой и гайкой, которая навешивается на ось ролика. Головка снабжается стопорным устройством, которое удерживает ее во время работы в неподвижном положении. Во время подземного ремонта головка балансира отводится в сторону. На заднем плече балансира закреплен подшипник подвески траверсы, а у СК с балансирным и комбинированным уравновешиванием также и набор чугунных плит балансирного контр груза. Последние могут перемещаеться вдоль балансира при помощи винтов с длинной резьбой. Поперечная траверса служит для подвески 2-х параллельно работающих шатунов кривошипно-шатунного механизма, передающего движение от редуктора к балансиру. Шатуны изготовлены из цельнотянутых толстостенных стальных труб. На верхнем конце каждого шатуна приварена головка с отверстием под палец, а на нижнем башмак для крепления корпуса подшипника пальца кривошипа. В средней части рамы СК на болтах закреплен 2-х ступенчатый редуктор закрытого типа. На выступающих из редуктора концах ведомого вала насажены два массивных чугунных кривошипа с отверстиями для присоединения пальцев кривошипа. Концы ала имеют по две шпоночные канавки, смещенные относительно друг друга на 90 град. Это дает возможность после определенного срока эксплуатации изменять положение кривошипов по отношению к ведомой шестерне, и тем самым переносить максимальную нагрузку на менее изношенные зубья. На каждом кривошипе установлено по два чугунных груза, которые предназначены для уравновешивания СК и могут передвигаться вдоль кривошипа. Каждый груз крепиться двумя болтами, квадратные головки которых утоплены в продольных пазах кривошипов. Для облегчения точной установки грузов, на них приливами отмечено положение центра тяжести, а на кривошипах нанесены деления в сантиметрах. Грузы перемещаются при горизонтальном положении кривошипов при помощи лома, конец которого упирается в специальные углубления в пазах. На ведущем валу редуктора с левой стороны, при помощи клиновой шпонки насажан шкив клиноременной передачи, а с правой – шкив ручного колодочного тормоза. Тормоз дает возможность останавливать балансир и кривошипы в любом положении и выполнять все необходимые работы по обслуживанию и ремонту СК. Электродвигатель СК устанавливается в задней части рамы на двух подставках, которые расположены параллельно оси рамы и имеют прорези под болты крепления двигателя, а также установочные винты, допускающие его перемещение вдоль рамы. Подставки в свою очередь могут передвигаться поперек рамы и фиксироваться на ней в любом положении. Такая конструкция крепления позволяет применять электродвигатели с различными присоединительными размерами и регулировать натяжение ремней клиноременной передачи. Все СК нормального ряда комплектуются ограждениями перильного типа, которые закрывают доступ людей к движущимся частям механизма во время его работы. Для облегчения обслуживания узлов балансира на его стойке монтируются лестницы, а в верхней части предохранительные пояса, обеспечивающие безопасность работы. Во всех конструкциях СК предусмотрена возможность изменения длины хода сальникового штока в соответствии с заданными параметрами работы глубинного насоса. С этой целью на кривошипах делают дополнительные отверстия для крепления шатуна. Переставляя нижние концы шатунов из одних отверстий в другие, получают различный рабочий радиус кривошипа и различную длину хода сальникового штока. Число качаний балансира СК соответствует числу оборотов кривошипного вала и зависит от характеристики установленного двигателя. Число качаний балансира СК изменяют подводом двигателя или, что делается чаще, изменением диаметра шкива на валу электродвигателя. Тип СК выбирают в зависимости от количества жидкости, извлекаемой из скважины, и глубины, с которой нужно поднимать жидкость на поверхность. 3. Назначение ЦНС (центробежного насоса секционного). Насосы применяются, в том случае, если пластовой энергии или энергии скаженных насосов не достаточно для транспортирования нефти и газа до мест подготовки. (ДНС). Насосами оснащаются также товарные парки для подачи нефти в магистральные нефтепроводы и проведения технологических операций внутри товарных парков, а также на установках подготовки нефти и очистки сточных вод и на БКНС для целей ППД. В центробежных насосах, движение жидкости происходит под действием центробежных сил, возникающих при вращении жидкости лопатками рабочего колеса. Рабочее колесо с лопатками, насаженое на вал вращается внутри корпуса. Жидкость, поступающая к центру колеса по всасывающему патрубку, вращается вместе с колесом, отбрасывается центробежной силой к периферии и выходит через нагнетательный патрубок. Центробежные насосы делятся на одноколесные (одноступенчатые) и многоколесные (многоступенчатые). В многоступенчатых – каждая предыдущая ступень работает на прием последующей, за счет чего увеличивается общий напор насоса. Основными технологическими параметрами работы центробежного насоса являются: производительность подачи, давление в трубопроводе, температура перекачиваемой среды. Производительностью подачей насоса называется количество жидкости, подаваемой насосом в единицу времени. ЦНС –300*360, центробежный насос секционный, производительность 300м3\час, 360 –высота водяного столба жидкости, который поднимает насос в м. Если для обеспечения необходимой подачи или создания нужного напора одного недостаточно, применяют параллельное или последовательное соединение насосов, откачивающих нефть в один трубопровод, практикуется очень широко. Обвязка насоса трубопроводами выполняется на фланцевых соединениях, позволяющих быстро разбирать ее в случае необходимости. Перед всасывающими и нагнетательными патрубками устанавливаются задвижки. На всасывающем трубопроводе устанавливаются фильтры, иногда обратные клапаны. На нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан, который обеспечивает автоматический запуск в работу насосов. При отсутствии обратного клапана пуск насоса и его остановка могут проводиться только вручную при постоянном наблюдении оператора, т. к. жидкость из напорного коллектора при отключении электродвигателя будет свободно перетекать в обратном направлении. Пуск ЦНС. Проверить наличие масла, осмотреть сальники (подтянуть или ослабить), проверить свободно ли вращается ротор насоса, проверить фланцевые соединения насоса и запорную арматуру, проверить правильность вращения двигателя, крепеж, нет ли посторонних предметов, заземления, спустить воздух или газ, залить насос перекачиваемой жидкостью, открыть задвижку на входе, надеть диэлектрические перчатки и пустить насос в работу (включить). Насос погружается постепенно, когда наберется давление (следить по манометру) постепенно открывать выкидную задвижку. Во время работы проверять: показания манометра, температуру подшипников, сальники, центровку (нет ли вибрации), постороннего шума, стука, производительность, нагрузка эл. двигателя. 4.Первая помощь при поражении электрическим током. При поражении электрическим током, спасение пострадавшего в большинстве случаев зависит от того, насколько быстро он будет освобожден от действия тока и насколько быстро ему оказана первая помощь. Для оказания помощи человеку, попавшему под напряжение, прежде всего,необходимо как можно быстрее выключить ток. Если пострадавший находится на высоте, то перед выключением тока необходимо принять меры к тому, чтобы он не упал и не ушибся. Если отключение нельзя осуществить быстро, необходимо принять меры к отделению человека от токоведущих частей. Следует помнить, что в этом случае нужно обезопасить себя. Если установка находится под напряжением, то следует пользоваться сухой одеждой, сухим деревянным предметом или другими сухими непроводником. Чтобы оторвать человека от токоведущих частей, можно также взяв его за одежду, если она сухая и отстает от тела (за полу куртки). Человек, оказывающий помощь, при этом должен надеть резиновые перчатки, галоши или стоять на изоляторе (резиновый коврик, сухое дерево). Рекомендуется по возможности работать одной рукой. Если пострадавший находится под высоким напряжением, то для его отделения, следует надеть резиновые боты, перчатки и действовать штангой ли клещами, допускаемыми для данного напряжения. При поражении эл. током нельзя доставлять пострадавшего в лечебное учреждение, нужно немедленно вызвать врача на место. Если пострадавший, освобожденный от тока, потерял сознание, необходимо обеспечить ему доступ свежего воздуха и приступить к выполнению искусственного дыхания. |