Ответы на вопросы по основам нефтегазового дела. Билет №7. Оао нк Янгпур Оператор по добыче нефти и газа
 Скачать 1.07 Mb.
|
|
ОАО «НК «Янгпур» Оператор по добыче нефти и газа /переподготовка/ БИЛЕТ № 7 Газовый фактор: определение, влияние на работу подземного оборудования. Газовый фактор – это количество газа (м3) выделившееся из 1 тонны жидкости. Одним из основных факторов, влияющих на работу УЭЦН, является газовый фактор. Газовый фактор имеет большое значение при выборе способа эксплуатации и проектировании оптимального режима работы системы пласт-скважина. Наличие газа в водонефтяной смеси также изменяет свойства последней и поведение рабочей характеристики насоса. Значение оптимального газосодержания дополнительно будет зависеть от свойств нефти и содержания воды в смеси. Погружной центробежный насос достаточно чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики насоса деформируются, а при определенном газосодержании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи). Многочисленные и длительные промысловые исследования работы УЭЦН позволили выделить три качественно различных области работы центробежного насоса, откачивающего газожидкостную смесь. В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик для чистой жидкости (свободный газ отсутствует), а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию в откачиваемой жидкости, является оптимальным давлением на приеме Ропт. Вторая область работы ЭЦН характеризуется увеличением количества свободного газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего реальные характеристики насоса отличаются от стендовых при работе без свободного газа (иногда значительно), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса со свободным газом, называется допустимым давлением на приеме Рдоп. Третья область работы ЭЦН характеризуется значительным количеством свободного газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. При этом КПД насоса снижается существенно (вплоть до нуля при срыве подачи), и длительная эксплуатация ЭЦН в этой области становится невозможной. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса, называется предельным давлением на приеме Рпред. Допустимые значения газосодержания на входе в насос по техническим условиям эксплуатации установок составляют 25%, однако на самом деле эта величина колеблется (в зависимости от типоразмера насоса) в пределах 5 – 25% от объема добываемой продукции. Известны следующие методы борьбы с газом в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН: 1) спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу; 2) применение сепараторов различных конструкций; 3) монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств; 4) принудительный сброс газа в затрубное пространство; 5) применение комбинированных, так называемых «ступенчатых» (конических), насосов. Создание на приеме насоса давления, равного давлению насыщения нефти газом или близкого к нему. Этот метод широко распространен, так как прост технологически и организационно, но является неэкономичным, поскольку для его осуществления требуется спуск насоса на большие глубины, соизмеримые с глубиной скважины. Последнее связано с затратами на насосно-компрессорные трубы, кабель, электроэнергию и спускоподъемные операции, а иногда и невыполнимо по техническим причинам. Применение сепараторов. Метод предусматривает установку на приеме насоса специальных устройств, разделяющих жидкость и газ, и выброс последнего в затрубное пространство. В различных нефтедобывающих районах прошло промышленное апробирование как отечественного, так и импортного оборудования. По данным эксплуатации была зафиксирована удовлетворительная работа ЭЦН в течение длительного времени при объемном расходном газосодержании, равном 0,5. Использование диспергаторов. Применение диспергаторов позволяет увеличить допускаемое значение объемного газосодержания на приеме от 0,10 до 0,25 за счет образования тонкодисперсной структуры тонкодисперсной среды. Диспергаторы устанавливаются как вне, так и внутри насоса взамен нескольких рабочих ступеней. Диспергаторы эффективны в обводненных скважинах, образующих вязкую эмульсию, так как способствуют разрушению ее структуры. Диспергатор является сильным турбулизатором потока и способствует эффективному выравниванию структуры газожидкостной смеси. Принудительный сброс газа из затрубного пространства. В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарирует из жидкости в области приема в затрубное пространство. Накапливаясь в нем, газ может оттеснить жидкость до приема насоса и, попадая в насос, снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противодавление на пласт, уменьшая приток жидкости. Известны способы сброса газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих устьевых или скважинных обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ принудительно (например, система «тандем»). Применение комбинированных (конических) насосов. «Вредное» влияние газа уменьшается, если на приеме серийного насоса некоторое число ступеней заменить ступенями большей подачи. Обладая большим объемом каналов, эти ступени обеспечивают и большее поступление на прием газожидкостной смеси. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная подача насоса. Стабильная работа УЭЦН осуществляется при содержании свободного газа на входе в насос (по техническим условиям) от 5% до 25% в зависимости от типоразмера насоса, при увеличении количества свободного газа происходит ухудшение работы насоса. Газированная жидкость в некоторых случаях, если среда тонкодисперсная и наличие свободного газа не превышает допустимого, может положительно влиять на работу насоса т.к. происходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси. Но, чаще всего, происходит частичное или полное запирание каналов рабочих колес в насосе при большом содержании газа, которое приводит к снижению подачи насоса, снижению наработки насоса на отказ. В некоторых случаях может происходить выход из строя погружного электродвигателя из-за плохого его охлаждение за счет отсутствия потока жидкости. Газосепараторы предназначены для обеспечения стабильной работы погружного насоса при откачке высокогазированной жидкости. Применение газосепараторов или диспергаторов позволяет: предотвратить кавитацию и запирание газом рабочих органов насоса, обеспечить необходимую производительность насоса, повысить коэффициент полезного действия. Принцип работы диспергатора заключается в обеспечении необходимого диаметра пузырьков газа в откачиваемой газожидкостной смеси (ГЖС), путем их измельчения; газосепаратора – в удалении газовой фазы из откачиваемой смеси. Все виды применяемого оборудования находятся на входе в первую рабочую ступень насоса, т.е. жидкость до входа в насос проходит через дополнительное устройство. Способы разрушения нефтяных эмульсий (механический, тепломеханический, электрический), их краткая характеристика. При движении нефти и пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, а в результате перемешивания - дробление. Разбавление одной жидкости в другой называют диспергированием, в результате чего получаются эмульсии. Чтобы образовалась эмульсия необходимо наличие в нефти особых веществ природных эмульгаторов. К ним относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты, ил, глина. В процессе перемешивания нефти с пластовой водой и образования мелких капелек воды частицы эмульгирующего вещества на поверхности этик капелек (или как принято говорить на поверхности раздела фаз) образуют пленку, препятствующую слиянию капелек. Нефтяные эмульсии в большинстве случаев обладают высокой стойкостью. Стабильность нефтяных эмульсий уменьшается с повышением температуры, уменьшением содержания эмульгаторов, снижением степени раздробленности дисперсной среды и т.д. Известно много различных методов разрушения нефтяных эмульсий: внутритрубная деэмульсация, гравитационный отстой, термохимическая подготовка нефти, электродегидрирование и др. Гравитационный отстой происходит за счет разности плотностей пластовой воды (1010 – 1200) н нефти (790 – 850) в герметизированных отстойниках и сырьевых резервуарах. После внутритрубной деэмульсации расслоение эмульсии в резервуарах без подогрева происходит в течении 2 – 3 ч. Содержание остаточной воды в нефти при холодном отстое составляет более 1 – 2%. Эмульсия должна подаваться в резервуары равномерно по всей площади через распределительное устройство. В сочетании с этими методами широко применяется термохимическая подготовка нефти, основанная на использовании теплоты, причем до 50% затрат на подготовку нефти связаны с необходимостью нагрева. Нагревают или с помощью нагревателей, или печей, пропускают через каплеобразователь и отводят в отстойник глубокого обезвоживания. Последующее разделение фаз может осуществляться в электродегидраторе (его еще называют электрообессолевающей установкой (ЭЛОУ)). Наиболее эффективен и экономичен горизонтальный электродегидратор. В емкости установлены два горизонтальных электрода, на которые подается переменный ток максимальным напряжением 44 кВ. Принцип разрушения эмульсии состоит в столкновении капель воды под действием сил притяжения. Диспергированные капли в результате индукции электрического поля поляризуются и вытягиваются вдоль силовых линий с образованием в вершинах капель воды электрических зарядов, противоположных зарядам на электродах. Под действием основного и дополнительного электрических полей происходит упорядоченное движение и столкновение капель воды. В поле переменного тока капли находятся в состоянии колебания, с постоянным изменением формы и непрерывно деформируются, что способствует разрушению адсорбционных оболочек на них и слиянию этих капель. Замеры дебитов нефтяных скважин. Существует два способа замера дебита нефти: автоматический и ручной. Автоматический проходит через «Спутник» (через счетчик ТОР). Ручной замер дебита производится путем наполнения буллита. Газовый фактор на ГЗУ измеряется диафрагменным расходомером. Газовый фактор - это количество газа (м3) выделившееся из 1 тонны жидкости. В процессе разработки месторождений работа добывающих скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде; равномерностью подачи (или пульсирующим режимом); темпом обводненности нефти и увеличением газовых факторов по отдельным скважинам. Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по отдельным скважинам добывающего фонда имеет исключительно важное значение, как для техники и технологии сбора и подготовки скважинной продукции (контроля работы подземного оборудования и т.п.), так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения (потери продуктивных характеристик пласта, влияние системы ППД и т.п.). При измерении продукции скважин помимо измерения дебитов скважин особое внимание должно уделяться измерению и анализу темпов обводненности нефти изменению газового фактора по каждой скважине. Продукция скважин на разных месторождениях измеряется с помощью автоматических групповых замерных установок АГЗУ, в которых на замерных линиях по нефти и газу установлены массовые расходомеры, что позволяет контролировать не только количество жидкости, но и количество газа, получаемого со скважины, так же на некоторых АГЗУ на замерной лини по жидкости устанавливаются турбинные счетчики типа ТОР. Скважины с высоким газовым фактором либо большим дебитом по жидкости замеряют на индивидуальных сепарационных замерных установках (замерной булит). Она состоит из одного газосепаратора большого объема (от 25 м3) и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти и поступает в нефтегазосборную сеть. Нефть остается в сепараторе. Количество (объем) продукции скважины замеряют в сепараторе при помощи РУПШа, либо уровнемеров, смонтированных в нем. Замер заключается в определении объёма в сепараторе за какой-то промежуток времени. После замера нефть направляется в сборный коллектор при помощи избыточного давления газа, создающегося при закрытии газовой задвижки в коллектор и открытия нефтяной задвижки в нефтесборный коллектор. Причины прекращения фонтанирования скважин. Прекращение фонтанирования скважин может быть вызвано следующими причинами: снижением пластового давления, обводнением скважины и засорением подъемных труб или выкидных линий. В каждом случае наблюдаются свои характерные изменения в работе скважины. Снижение пластового давления сопровождается постепенным снижением буферного давления и дебита скважины. В первое время обычно удается сохранить отбор нефти из скважины неизменным, увеличивая диаметр штуцера, по когда буферное давление становится равным 2 – 4 кГ/см2, эта мера не помогает, дебит скважины продолжает снижаться, а ее работа становится неровной – возникает пульсация буферного давления, связанная с увеличенным выделением газа в верхней части подъемных труб. Особенно заметно это явление в скважинах, вскрывших пласты малой мощности. В этот период полезно применять штуцер несколько уменьшенного диаметра; дебит скважины сократится от этого незначительно, но пульсация станет менее резкой и обслуживание скважины облегчится. Обводнение фонтанных скважин сопровождается в основном теми же явлениями, какие наблюдаются при снижении пластового давления. Точно так же наблюдаются постепенное снижение буферного и затрубного давления, сокращение дебита, а в дальнейшем возникают пульсации давления. Эти явления вызываются увеличением противодавления на пласт, вследствие скопления на забое скважины пластовой воды, а также увеличения веса столба газонефтяной смеси в подъемных трубах (к устью скважины нефть движется с многочисленными капельками воды). Содержание воды в нефти, при котором прекращается фонтанирование скважины, может быть различным и в зависимости от конкретных условий данной залежи изменяется от 2 – 5 до 30 – 40%. Длительное время могут фонтанировать обводняющиеся скважины, расположенные в приконтурной части залежей, которые эксплуатируются с поддержанием пластового давления. При прогрессирующем обводнении скважины она начинает фонтанировать периодически с длительными перерывами. Фонтанирование прекращается в моменты, когда гидростатическое давление столба воды, скопившейся па забое, и столба газонефтяной смеси в подъемных трубах в сумме превышает забойное давление. После этого приток нефти в скважину прекращается, но происходит медленное замещение столба воды в скважине нефтью, которая проникает из нефтеносной зоны пласта и всплывает в верхнюю часть скважины. Если в этот период скважина открыта, уровень жидкости в ней под действием притока нефти постепенно поднимается до устья и скважина начинает переливать. При закрытой скважине в верхней части подъемных труб и затрубного пространства образуется газовая подушка, а вся остальная часть их постепенно заполняется нефтью, которая вытесняет воду в пласт. При длительной остановке скважины возможно полное замещение столба воды нефтью, и если открыть такую скважину, то она снова будет фонтанировать в течение нескольких часов или далее суток, пока на забое опять не скопится вода. Такой процесс замещения воды нефтью происходит иногда и в полностью обводнившихся скважинах, дальнейшая эксплуатация которых была признана нецелесообразной. Нефть, оставшаяся в порах обводнившегося пласта, медленно, в течение нескольких месяцев проникает в скважину, замещая в ней воду. В результате этого на устье скважины со временем может возникнуть значительное давление. Чтобы не допустить выброса нефти, устье таких скважин должно быть надежно герметизировано. Фонтанирование обводняющихся скважин можно продлить, удалив столб воды на забое. Поэтому обычно не ждут, когда в скважине произойдет естественное замещение воды нефтью, а производят промывку, закачивая в затрубное пространство чистую безводную нефть, которая выталкивает воду с забоя скважины в подъемные трубы и затем на поверхность. При медленном увеличении содержания воды в продукции скважины и высоком пластовом давлении промывка является эффективным методом. После промывки скважина продолжает фонтанировать в течение нескольких недель. Но все же эта мера является временной, так как обводнение скважины приконтурной водой представляет естественный процесс, и со временем неизбежен перевод скважины с фонтанного способа эксплуатации па механизированный или же ее капитальный ремонт с целью изоляции обводнившейся части пласта. Засорение подъемных труб и прекращение фонтанирования по этой причине возможно при эксплуатации залежей, сложенных слабосцементированными песчаниками, и при добыче парафинистой нефти. В первом случае в период, когда снижается дебит скважины, или в момент, когда скважина останавливается, песок, поступающий из пласта, вследствие снижения скорости потока начинает осаждаться в подъемных трубах, образуя в их нижней части песчаную пробку, которая закрывает доступ нефти. Образование песчаной пробки отмечается повышением затрубного давления и резким снижением буферного давления при одновременном сокращении дебита скважины. При появлении таких признаков нужно срочно принимать меры к восстановлению нормальной работы скважины и, прежде всего, следует восстановить циркуляцию жидкости через подъемные трубы. Для этого в затрубное пространство подкачивают чистую нефть. Положительный результат может быть достигнут и при некотором увеличении дебита скважины. Частичное или полное засорение подъемных труб возможно и при добыче парафинистой нефти. Обычно приходится иметь дело не с чисто парафиновыми пробками, а с пробками, возникшими в результате обрыва и заклинивания скребков и других приспособлений для очистки парафина в интервале, где его отложения достигли наибольших размеров. Скребок или другой инструмент, застрявший в отложениях парафина и уплотнивший их, почти полностью закрывает проходное сечение подъемных труб, что сопровождается резким снижением дебита скважины и буферного давления, а также заметным повышением затрубного давления. Устранение такой пробки представляет большие трудности; приходится останавливать скважину, поднимать подъемные трубы и очищать их на поверхности. Поэтому при обслуживании фонтанных скважин, в которых наблюдаются отложения парафина, нужно принимать все меры по обеспечению нормальной работы оборудования, предназначенного для удаления отложений парафина. Нарушение и прекращение фонтанирования скважины может произойти также при засорении штуцера и выкидных линий. В этих случаях отмечается резкое повышение буферного давления при одновременном снижении дебита. Наиболее часто засоряются штуцеры небольшого диаметра. Причиной засорения обычно являются крупные частицы породы или цемента, оставшиеся на забое скважины, или различный мусор, попавший в скважину при некачественной промывке. Иногда штуцер засоряется комочками твердого парафина. Засорение выкидных линий чаще случается в холодное время года и вызывается обычно интенсивным отложением парафина в участке выкидной линии за штуцером. Это нарушение устраняется нагревом выкидных линий паром или же путем механической очистки. В холодное время года при эксплуатации скважин, недавно вышедших из бурения, когда из скважины газонефтяным потоком выносится пресная или недостаточно осолоненная вода, выкидные линии могут засоряться льдом. Это обстоятельство необходимо иметь в виду и не допускать длительных простоев скважин, а неработающую выкидную линию следует освобождать от жидкости, выпуская ее через фланцевые соединения обвязки, расположенные в пониженных местах. Арматура, устанавливаемая на фонтанирующие скважины, истирается песком, выносимым вместе с жидкостью из скважины. Наибольшее истирание происходит в тройниках (крестовинах) елки (в местах поворота фонтанной струи), запорных поверхностях корпуса и клина задвижки. Действия персонала при открытом фонтанировании скважин. – остановить двигатели внутреннего сгорания; – отключить силовые и осветительные линии электропитания; – отключить электроэнергию в загазованной зоне; – потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины; – прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование; – обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне; – оповестить мастера либо начальника участка, начальника смены ЦИТС, руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана (согласно схемы организации оповещения и связи при ЧС, инциденте на объектах ОАО «НК «Янгпур»); – прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны; – прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы; – при возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения. Назначение, устройство и принцип действия сепаратора. Требования к крепежу фланцевых соединений. Среди сепараторов, применяемых на промыслах, выделяют: – по назначению – замерно-сепарирующие и сепарирующие; – по геометрической форме и положению в пространстве: цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные, наклонные; – по характеру проявления основных сил разделения фаз – гравитационные, центробежные (гидроциклон), инерционные; – по рабочему давлению – высокого (2,5 – 6,4 МПа), среднего (0,6 – 2,5 МПа), низкого (0,1 – 0,6МПа) давления и вакуумные; – по числу обслуживаемых скважин – индивидуальные и групповые; – по количеству разделяемых фаз – двухфазные (газонефтяные - отделение газа от жидкости (нефть+вода)), трёхфазные (газоводонефтяные - отделение газа, нефти и воды). Горизонтальный сепаратор имеет ряд преимуществ перед вертикальным: повышенная производительность при одном и том же объеме сепаратора, лучшее качество сепаратора, простота обслуживания и ремонта. Сепаратор предназначен для отделения нефти от газа. Сепаратор горизонтальный гидроциклонный состоит из двух основных узлов: гидроциклона и технологической емкости. Гидроциклон представляет собой вертикальный направляющий аппарат с тангенциальным вводом нефтегазового потока. Тангенциальный ввод придает потоку винтообразное движение вокруг направляющего патрубка. Нефть, имеющая большую плотность, под действием центробежной силы прижимается к стенке гидроциклона, а газовый вихрь движется в центре. Нефть стекает по стенкам и по наклонным полкам широким тонким слоем продвигается вниз, что обеспечивает дополнительное отделение газа. В технологической емкости расположен поплавковый регулятор уровня связанный с заслонкой на газовой линии. Чтобы правильно подобрать крепеж необходимо помнить о том, что им будет комплектоваться конкретное фланцевое соединение, следовательно, необходимо учитывать такие параметры: • рабочее давление; • рабочая температура; • рабочая среда (газ, вода, пар, нефть и т. д.); • внешняя среда. Существуют определенные ограничения по выбору типа крепежа для фланцевого соединения. При давлении до 25 кгс/см2 Вы можете заказать как болт, так и шпильку. При давлении же свыше 25 кгс/см2, согласно ГОСТ 12816-80, применение болтов не допускается. Для фланцевых соединений существует большое количество рекомендуемых марок материала для комплектации. При желании можно заказать шпильку и гайку как из одной и той же марки стали, так и из разных. При изготовлении крепежной пары гайка-шпилька из одной и той же марки стали, твердость гайки должна быть на 20 единиц меньше, чем у шпильки. Это обусловлено тем, что при возникновении избыточного давления в системе вероятно повреждение шпильки, при этом гайка не будет повреждена. В этом случае Вам сложнее будет выявить неполадку. Если шпилька выполнена методом накатки резьбы, то ГОСТ 20700-75 допускает изготовление пары из материала с одинаковой твердостью. Длина шпилек должна обеспечивать превышение резьбовой части над гайкой (не менее 3-х ниток). Принцип работы 2-х фазного сепаратора.  Нефтегазовый сепаратор - принцип работы (типа НГС - 2-фазный) Сепаратор типа НГС состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы. Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 3, изменяет свое направление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделившийся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99%), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан Принцип работы 3-х фазного сепаратора.  Утверждены 2018 г. |