Бурение нефтяных и газовых скважин

По конструкции они подразделяются на сквозные и несквозные. Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков и муфты.

Аналогичны по принципу действия овершоты отечественного и зарубежного производства, отличие - принцип захвата (использование спирального или цангового захвата за тело аварийного оборудования).

Метчики

Метчики относятся к ловильным инструментам нарезного типа. Предназначены для извлечения из скважины оборвавшихся или отвернувшихся бурильных, насосно-компрессорных и обсадных труб. Метчики, вводимые в трубу и врезающиеся в ее тело, называются универсальными. К ним относятся метчики типов МЭУ, МБУ. Метчики, ввинчиваемые в имеющуюся резьбу муфты трубы или трубного замка, называются специальными. К ним относятся метчики МЭС, МСЗ.

Рис. 21. Метчики

Труболовки.

Труболовками называют ловильный инструмент для извлечения из скважины труб и других объектов цилиндрической формы, имеющий захватные устройства клинового типа. Они подразделяются по виду захвата на внутренние и наружные, по возможности освобождения от захваченного объекта - на освобождающиеся и неосвобождающиеся, по конструкции захватного устройства - на цанговые, спиральные, плашечные, комбинированные.

Рис. 22. Виды труболовок: 1 - труболовки наружные; 2 - труболовки внутренние.



Рис. 23. Виды фрезеров: 1 - фрезер пилотный ФП; 2 - фрезер магнитный ФМ; 3 - фрезер-райбер типа ФРЛ; 4 - фрезер типа ФЗ

Фрезеры

Фрезеры являются инструментами для разрушения труб и различных предметов в скважине, придания им формы, удобной для захвата ловильным инструментом, выпрямления смятых обсадных труб и вырезания «окна» при забуривании бокового ствола. По конструкции фрезеры можно подразделить на кольцевые, цилиндрические, ступенчатые, конусные, с направляющим устройством, с захватным устройством, с выдвижными режущими органами и др. По материалу армирования режущих элементов фрезеры бывают армированные твердосплавными пластинами и армированные композиционными сплавами.

Механические, гидравлические ясы

Ясы - это инструменты, предназначенные для создания ударов и вибраций, используются в основном для освобождения прихваченных в скважине труб и заклиненного оборудования. Механические ясы предназначены для ликвидации заклинившего оборудования и инструмента небольшой длины ударами, направленными вверх. Гидравлические ясы предназначены для создания ударных нагрузок, направленных вверх и вниз с целью освобождения прихваченных труб или заклиненных инструментов и оборудования.

Пакерно-якорное оборудование

Для разобщения пластов, изоляции обсадных колонн от воздействия рабочей среды в процессе проведения ремонтно-профилактических работ и ликвидации поглощений на скважинах применяются пакеры различных конструкций. Они используются для проведения технологических операций по гидроразрыву, кислотной и термической обработкам продуктивного пласта, для выполнения изоляционных работ, гидропескоструйной перфорации, установки проволочных фильтров и клапанов отсекателей, очистки забоев скважин, газлифтной эксплуатации и т.д. Пакеры спускают в скважину на колонне труб, извлекаемых после спуска или вместе с трубами. Проходное отверстие пакера должно позволять беспрепятственно спускать инструмент и оборудование для проведения необходимых операций освоения и эксплуатации скважин, для ликвидации осложнений или выполнения необходимых технологических операций. Пакер должен выдерживать максимально необходимый перепад давления, действующий на него в экстремальных условиях (рабочее давление).

Пакеры подразделяются на следующие типы:

ПВ - пакер, воспринимающий усилия от перепада давления, направленного вверх;

ПН - направленного вниз;

ПД - направленного как вниз, так и вверх.

Герметичное разобщение пространства эксплуатационной или промежуточной обсадной колонны обеспечивается подбором диаметра пакера в соответствии с внутренним диаметром труб, создающим оптимальный зазор между пакером и стенкой колонны труб. Восприятие усилия от перепада давления, действующего на пакер в одном или двух направлениях, происходит за счет соответствующего заякоривающего устройства (якоря), наличие которого в шифре типоразмера пакера обозначается буквой «Я». Пакеры по способу посадки подразделяются на гидравлические (Г), механические (М) и гидромеханические (ГМ). Пакеры, способные воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вниз, так и вверх, могут выполнять в скважине свои функции и без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и поворотного соединения с ним используются разъединители колонн, которые устанавливаются над пакером.

Для подготовки стенок обсадной колонны труб под посадку пакера и якоря с целью обеспечения их надежной работы применяются скважинные инструменты - скреперы типа СК и инструмент колонный типа 2НК.

При капитальном ремонте скважин, для предотвращения загрязнения продуктивного пласта тампонажными растворами, во время ремонтно-изоляционных работ, а также для временного разобщения пластов и ствола эксплуатационной колонны скважины применяются разбуриваемые пакеры типа ПВРМ, ПРГ, ПРГМ, взрыв-пакеры типа ВП и др. Установка разбуриваемых в скважине пакеров производится с помощью установочного устройства, спускаемого на трубах бригадой капитального ремонта скважин. Взрыв-пакеры спускает и устанавливает в скважине на геофизическом кабеле перфорационная партия.



Рис. 24. Пакеры: 1 - ПРО-ЯМО2; 2 - ПРО-ЯМО3; 3 - П-Г-ЯГ; 4 - ПРО-ЯДЖ-О с клапаном-отсекателем; 5 - ПРЗ-118

10. Сбор и подготовка нефти, воды и газа на месторождении. Схемы и оборудование ДНС

В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти, основными элементами которых являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС) или сепарационные установки с насосной откачкой, установки предварительного сброса воды, а также центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН). Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям, дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по нефтесборным и напорным коллекторам.

Известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Нефть с водой самотеком (за счет разности высот) поступает в резервуары сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары ЦППН.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на ЦППН. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на бригадные сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 10 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии - до ЦППН, на расстояние 100 км и более.

На месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов.

Кустовое размещение устьев скважин в процессе бурения

В процессе бурения устья группы скважин располагаются на одной кустовой площадке. Это делается с целью экономии затрат при строительстве скважин, их обустройстве и дальнейшей эксплуатации, что особенно актуально в условиях северной части Западной Сибири.

Количество скважин на кусте зависит от плотности сетки размещения забоев скважин, принятой для данного месторождения, и максимально допустимых углов наклона стволов скважин, позволяющих вести безаварийную эксплуатацию и ремонт внутрискважинного оборудования в течение всего периода добычи нефти из скважины. Устья скважин размещаются на кустовой площадке по прямой линии, группируются в позиции по 2-5 скважин. Расстояние между скважинами в позиции - 5 метров. Расстояние между позициями должно составлять не менее 15 метров.

Рис. 25. Схема внутрикустового сбора нефтегазоводяной смеси

Обустройство куста скважин, обеспечивающее добычу и сбор скважинной продукции, применяемое оборудование и его характеристики

Устья добывающих и нагнетательных скважин оборудованы фонтанной арматурой, включающей в себя элементы запорной арматуры и приспособления для проведения исследовательских работ. Автоматизированная групповая замерная установка предназначена для замера дебита жидкости, а при наличии дополнительного оборудования возможен замер дебита нефти, воды и газа. Дренажная емкость предназначена для дренирования сепарационных емкостей и трубопроводов АГЗУ, а также для дренирования выкидных коллекторов добывающих скважин при проведении регламентных и аварийных работ.

Блок распределения воды предназначен для распределения воды, поступающей с КНС, по нагнетательным скважинам. Блок дозировки реагента предназначен для доставки всевозможных химических реагентов в нефтесборный коллектор. Также возможно использование дозировочных насосов для подачи реагентов на устье скважины по дополнительному трубопроводу.

Блок местной автоматики предназначен для управления АГЗУ, сбора информации с СУ УЭЦН и УШГН и передачи собранной информации в систему телемеханики.

Кустовой трансформатор предназначен для понижения напряжения до величины, необходимой для питания электропотребителей, расположенных на кустовой площадке.

Трансформатор станции управления УЭЦН предназначен для повышения напряжения с целью компенсации его потерь в кабельной линии, питающей электродвигатель УЭЦН.

Станция управления УЭЦН предназначена для управления установкой ЭЦН и защиты электропогружного оборудования.

Принципиальная схема внутрипромыслового сбора нефтегазоводяной смеси.

Предварительная подготовка нефти на комплексе сооружений ДНС-УПСВ-КНС.

Комплекс сооружений ДНС (дожимная насосная станция) - УПСВ (установка предварительного сброса воды) - КНС (кустовая насосная станция) предназначен для:

- сбора продукции с добывающих скважин, размещенных на кустовых площадках месторождений, и ее сепарации;

- предварительного сброса пластовой воды с применением реагентов-деэмульгаторов и температурного подогрева;

- учета и транспортировки предварительно обезвоженной нефти на ЦПС;

- очистки попутного нефтяного газа от капельной жидкости, учета и подачи его на собственные нужды ДНС - УПСВ и в газопровод на ГТЭС, ГПЭС, КС;

- подготовки пластовой воды, учета и подачи ее с очистных сооружений на КНС с последующей закачкой в пласт.

Состав комплекса:

Узел сепарации нефти:

- сепаратор первой ступени сепарации;

- сепараторы-буферы;

- газосепараторы.

При большом содержании газа в добываемой жидкости для обеспечения полной сепарации дополнительно устанавливаются на входе ДНС предварительные сепараторы.

Установка предварительного сброса воды (в состав входят трехфазные сепараторы «Хитер-Тритер» или следующее оборудование):

- печи трубчатые блочные (ПТБ);

- сепараторы горячей сепарации (СГ);

- отстойники (ОГ).

Площадка подготовки пластовой воды:

- резервуары очищенных стоков (ОРВС);

- емкость сбора нефти с полупогружным насосом.

Резервуар аварийный:

- аварийный резервуар (АРВС).

Установка подготовки топливного газа:

- сепаратор центробежный вертикальный.

Система факельная:

- сепаратор факельный;

- факел аварийного сжигания газа;

- емкость сбора конденсата;

- нефтенасосная;

- насосы перекачки нефти.

Станция насосная откачки стоков:

- насосы откачки пластовой воды.

Площадка ввода реагентов:

- блочная установка дозирования реагентов (БДР).

Площадка дренажных емкостей:

- емкости дренажные.

Узлы учета:

- узел учета нефти (УУН);

- узел учета газа (УУГ);

- узел учета воды (УУВ).

Технологические трубопроводы.

Противопожарное оборудование:

- противопожарная насосная с насосами подачи воды;

- блок-бокс противопожарного инвентаря;

- резервуары противопожарного запаса воды;

- емкости хранения запаса пенообразователя;

- пожарные гидранты.

Кустовая насосная станция.

Принципиальная схема сооружений.



Рис. 27. Схема предварительной подготовки нефти на комплексе сооружений ДНС - УПСВ - КНС:

1 - предварительный сепаратор; 2 - сепаратор первой ступени; 3 - газосепаратор; 4 - трехфазный сепаратор «Хитер-Тритер»; 5 - сепаратор-буфер; 6 - ОРВС; 7 - емкость сбора нефти с насосом; 8 - АРВС; 9 - нефтенасосная; 10 - УУН; 11 - станция насосная откачки стоков; 12 - УУВ; 13 - сепаратор центробежный вертикальный; 14 - сепаратор факельный; 15 - факел аварийного сжигания газа; 16 - емкость сбора конденсата; 17 - УУГ; 18 - БДР; 19 - КНС; 20 - резервуар противопожарного запаса воды; 21 - противопожарная насосная; 22 - емкость хранения пенообразователя; I - продукция с кустов скважин; II - нефть на ЦПС; III - нефть в емкость сбора нефти; IV - нефть в сепараторы-буферы; V - нефть в (из) АРВС; VI - газовый конденсат в емкость сбора конденсата; VII - конденсат на вход насосов перекачки нефти; VIII - газ на ГТЭС, ГПЭС, КС; IX - газ на собственные нужды; X - газ на факел; XI - подтоварная вода в ОРВС; XII - подтоварная вода на вход насосов откачки стоков; XIII - подтоварная вода на кусты скважин; XIV - реагент-деэмульгатор во входной трубопровод на ДНС.



Рис. 28. Схема предварительной подготовки нефти на ДНС - УПСВ с предварительными сепараторами и печами ПТБ: 1 - предварительный сепаратор; 2 - сепаратор первой ступени; 3 - газосепаратор; 4 - ПТБ; 5 - сепаратор горячей ступени; 6 - ОГ; 7 - сепаратор-буфер; 8 - ОРВС; 9 - емкость сбора нефти с насосом; 10 - АРВС; 11 - нефтенасосная; 12 - УУН; 13 - станция насосная откачки стоков; 14 - УУВ; 15 - сепаратор центробежный вертикальный; 16 - сепаратор факельный; 17 - факел аварийного сжигания газа; 18 - емкость сбора конденсата; 19 - УУГ; 20 - БДР; 21 - КНС; 22 - резервуар противопожарного запаса воды; 23 - противопожарная насосная; 24 - емкость хранения пенообразователя; I - продукция с кустов скважин; II - нефть на ЦПС; III - нефть в емкость сбора нефти; IV - нефть в сепараторы-буферы; V - нефть в (из) АРВС; VI - газовый конденсат в емкость сбора конденсата; VII - конденсат на вход насосов перекачки нефти; VIII - газ на ГТЭС, ГПЭС, КС; IX - газ на собственные нужды; X - газ на факел; XI - подтоварная вода в ОРВС; XII - подтоварная вода на вход насосов откачки стоков; XIII - подтоварная вода на кусты скважин; XIV - реагент-деэмульгатор во входной трубопровод на ДНС.

Продукция скважин с кустовых площадок поступает в предварительные сепараторы и далее, в сепараторы I ступени, где происходит первичная сепарация газа. Уровень жидкости в сепараторах I ступени поддерживается регулирующими клапанами, установленными на трубопроводах выхода жидкости из сепараторов.

Частично разгазированная нефтегазоводяная смесь поступает в трехфазные сепараторы типа «Хитер-Тритер» через входной штуцер в верхней части аппарата во входную секцию установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. С 2009 года начали использоваться установки со смонтированным внутри аппарата входным распределителем потока. Он представляет собой заглушенную с одной стороны трубу с отверстиями, расположенными напротив межтрубного пространства жаровых труб для удаления из него осаждающегося твердого осадка. Отделенный газ поднимается вверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость, содержащаяся в газе, коагулируется и сливается с жидкой фазой. Далее газ проходит через клапан обратного давления, который регулирует рабочее давление в аппарате. Эмульсия, нефть и подтоварная вода спускаются по стенкам жаровых труб и переливаются через перегородку, предотвращающую образование каналообразного потока нефти или эмульсии. Подтоварная вода собирается на дне аппарата под жаровыми трубами в отстойной секции. Нагревание эмульсии при ее прохождении вокруг жаровых труб вызывает быстрое коагулирование капель воды и разбивание эмульсии. Капли влаги, выделившейся из эмульсии, оседают на дне емкости и соединяются со свободной водой, осевшей без подогрева. Кроме того, нефть и эмульсия, проходя над жаровыми трубами, вымывают образовавшиеся на них осадки и накипь.

Температура в жаровых трубах или топке поддерживается путем сжигания газа, выделившегося из потока входящей продукции. Если этого газа недостаточно для поддержания необходимой температуры, то в топки подается газ с узла сепарации ДНС. Аппарат оснащен регуляторами и приборами, обеспечивающими контроль пламени и температуры.

Нефть поднимается через отстойный отсек, где за счет гравитации из нее выходит вся оставшаяся вода. Оставшаяся водонефтяная эмульсия протекает через пластинчатый отсек аппарата (коалесцер), который состоит из множества расположенных друг над другом рифленых полипропиленовых пластин. В условиях ламинарного потока капли нефти поднимаются и скапливаются на пластинах. Затем эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Таким образом, близко расположенные рифленые пластины создают большую площадь для коагуляции, где собираются капельки нефти, и этот отсек способствует большему столкновению капель. Отделенная нефть поднимается вверх и поступает в сборный отсек. Нефть выводится из аппарата через выпускной клапан-регулятор. Вода, оседающая за счет гравитации, соединяется со свободной водой на дне емкости и выводится из аппарата через клапаны-регуляторы.

Подогретая частично обезвоженная нефть из трехфазного сепаратора поступает в сепараторы-буферы, где происходит дальнейшее разгазирование нефти. В нормальном режиме нефть из сепараторов-буферов поступает на прием насосов откачки нефти ДНС. При работе в этом режиме газ из сепараторов-буферов поступает на топливные нужды.

В аварийном режиме нефть из сепараторов-буферов поступает в аварийный резервуар. В этом режиме газ полностью сбрасывается на факел.

Уровень жидкости в сепараторах-буферах поддерживается регулирующими клапанами либо системой автоматического управления с частотно-регулируемыми электроприводами регулированием скорости электродвигателей насосных агрегатов. С выхода насосов нефть поступает на узел учета нефти и далее, по напорному нефтепроводу на ЦПС.

Отвод газа.

Нефтяной попутный газ, выделившийся в предварительных сепараторах и сепараторах I ступени, поступает в горизонтальные газосепараторы для очистки от капельной жидкости и далее, через узел учета газа в систему газопроводов, для транспортировки на ГТЭС, ГПЭС, КС и на собственные нужды. Газ, используемый в качестве топлива (собственные нужды), подается на площадку подготовки топливного газа в центробежный вертикальный газосепаратор, где происходит дополнительная очистка от капельной жидкости.

Газ, выделившийся в трехфазных сепараторах «Хитер-Тритер», поступает в сепараторы-буферы. Все сепараторы снабжены предохранительными клапанами (СППК). В случае срабатывания СППК газ по газопроводу подается на факел аварийного сжигания газа.

Сброс пластовой воды

Подтоварная вода из аппаратов «Хитер-Тритер» поступает на очистные сооружения (ОРВС), где происходит очистка воды от нефтепродуктов. Для улучшения качества воды используются два ОРВС, работающих последовательно. После динамического отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров самотеком поступает в насосную очищенных стоков на вход насосов, с выхода которых через узел учета воды поступает на прием насосов КНС. Уловленная нефть из ОРВС поступает на прием насосов откачки нефти и откачивается на ЦПС через узел учета нефти.

Использование подтоварной воды

Подтоварная вода из аппаратов «Хитер-Тритер» либо из отстойников поступает на очистные сооружения (ОРВС), где происходит очистка воды от нефтепродуктов. Для улучшения качества воды используются два ОРВС, работающих последовательно. После динамического отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров самотеком поступает в насосную очищенных

стоков и насосами откачивается на КНС или в низконапорный водовод. Насосами КНС подтоварная вода по высоконапорным водоводам подается на кусты скважин для закачки в целях поддержания пластового давления.

Товарная подготовка нефти на ЦППН. Общие понятия о процессах, происходящих в ЦППН. Описание технологической схемы подготовки нефти.

Рис. 10. Принципиальная технологическая схема подготовки нефти на КСП НГДУ: 1 - нагреватели первой ступени; 2 - электростатические аппараты «Хитер-Тритер»; 3 - отстойники первой ступени; 4 - нагреватели второй ступени; 5 - сепаратор горячей ступени; 6 - электродегидраторы; 7 - концевые сепараторы; 8 -технологические резервуары; 9 - товарные резервуары; 10 - насосная внешней откачки; 11 - узел учета нефти; 12 -очистные резервуары; 13 - насосная откачки подтоварной воды; 14 - узел учета воды; 15 - насосы откачки уловленной нефти; 16 - сепаратор центробежный вертикальный; 17 - сепаратор факельный; 18 - факел аварийного сжигания газа; 19 - емкость сбора конденсата; 20 - узел учета газа; 21 - блочная установка дозирования реагентов; 22 - резервуар противопожарного запаса воды; 23 - противопожарная насосная; 24 - емкость хранения пенообразователя; Iа - нефть с ДНС-УПСВ (первый поток); Iб - нефть с ДНС-УПСВ (второй поток); II - нефть на ФКСУ; III - нефть с очистных резервуаров; IV - вода с отстойников и электродегидраторов; V - вода с установок «Хитер-Тритер»; VI - вода с технологических и товарных резервуаров; VII - вода в систему ППД; VIII - газ с сепараторов горячей ступени и установок «Хитер-Тритер»; IX - газ на компрессорную; X - газ на факел; XI - газ с компрессорной на топливные нужды.

Обводненная нефть с содержанием воды до 10% по трубопроводам при давлении до 6 кгс/см2 поступает в ЦППН и делится на два потока. По первому потоку (на принципиальной схеме - поток Iа) нефть попадает в нагреватели нефти первой ступени нагрева ПТБ-10, где нагревается до 25-45 °C. В приемный коллектор нагревателей подается реагент-деэмульгатор. Нагретая нефть направляется в параллельно работающие отстойники ОГ-200, где при давлении 3-6 кгс/см2 осуществляется предварительный сброс до содержания воды не более 5%. Дальше частично обезвоженная нефть подается на вторую ступень нагрева печи ПТБ-10. Перед нагревателями второй ступени также подается реагент-деэмульгатор. Далее нагретая нефть (не более 60 °C) направляется в сепараторы горячей ступени, в которых при давлении до 4,5 кгс/см2 отделяется газ. Газ отбирается с верхнего штуцера аппарата и направляется на концевые сепараторы. Сепарированная и горячая нефть из сепараторов горячей ступени с температурой до 60 °C поступает в электродегидраторы, где происходит окончательное обезвоживание нефти под воздействием электрического поля. В электродегидраторах поддерживается уровень раздела фаз в пределах 0,4-0,8 м. Подтоварная вода из электродегидраторов отбирается с нижнего уровня по маточному коллектору и направляется в очистные резервуары - для очистки воды от наличия остаточных нефтепродуктов методом отстоя. Очищенная подтоварная вода с содержанием нефтепродуктов не более 60 мг/л и механических примесей не более 40 мг/л отбирается с низа резервуара по распределительному коллектору и насосами откачивается в систему ППД. Нефтяная пленка отбирается через переточный стояк и насосами подается во входной трубопровод на ЦППН для повторной подготовки.

Подготовленная в электродегидраторах нефть разгазируется в концевых сепараторах. Нефть с концевых сепараторов поступает в технологические резервуары, затем через переточный стояк перетекает в товарные резервуары. Оттуда обессоленная, обезвоженная, стабилизированная нефть (по ГОСТ Р 51858-2002) по коллектору внешней перекачки поступает на прием насосной внешней откачки и через узел учета нефти перекачивается на ФКСУ по нефтепроводу внешнего транспорта. Выделяющийся газ идет на компрессорную станцию низких ступеней и подается для дальнейшего транспорта в систему сбора газа УВСИНГ.

В качестве топлива в нагревателях ПТБ-10 и аппаратах «Хитер-Тритер» используется осушенный газ с газокомпрессорной станции. По второму потоку (на принципиальной схеме - поток Iб) поступает в электростатические аппараты «Хитер-Тритер» ТИП-II производства компании «СИВАЛС». Установки представляют собой горизонтальные аппараты «Хитер-Тритер» типа II, в которых происходит нагрев до 60 °C, разгазирование, отстой и окончательное обезвоживание нефтяной эмульсии в электрическом поле высокого напряжения.

Нефтяная эмульсия, попутный газ входят в верхнюю часть аппарата. Жидкая фаза попадает во входную секцию установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Отделенный газ поднимается вверх и через выходной штуцер газа поступает к клапану-регулятору, контролирующему рабочее давление в аппарате. Нефтяная эмульсия направляется вниз, под жаровые трубы. Свободная вода, имеющаяся в жидкости, собирается на дне аппарата под жаровыми трубами, а нефть и эмульсия направляются вверх, омывая жаровые трубы, в отстойный карман аппарата. Капли воды, выделившиеся из эмульсии в результате нагрева, оседают на дне емкости и соединяются со свободной водой, которая осела без нагрева. Кроме того, нефть и эмульсия, проходя вокруг жаровых труб, вымывают образовавшиеся на них осадки и накипь.

Нефть поднимается снизу через слой эмульсии, где за счет гравитации из нее выделяется вся оставшаяся вода, затем поступает к секции коагуляции установки, где создается электрическое поле высокого напряжения. Электрическое поле способствует коагуляции остаточных капель воды, захваченных нефтью. Капли воды увеличиваются в размере и оседают за счет гравитации на нижнюю часть аппарата, соединяясь с основной массой воды. Чистая, обезвоженная нефть собирается в специальный отсек и далее направляется к выходу из аппарата через нефтяной контрольный клапан. Подготовленная нефть с аппаратов попадает в концевые сепараторы и дальше, в резервуарный парк с последующей перекачкой насосами на ФКСУ. Вода, отделившаяся от эмульсии в секции жаровых труб, соединяется со свободной водой в нижней части аппарата и проходит под распределяющий наконечник к секции с решетками. Весь объем воды протекает вдоль нижней части емкости к патрубкам выхода воды из аппарата и далее, через водяной клапан в приемный трубопровод очистных резервуаров с последующей откачкой в систему ППД.

Газ, выделившийся на аппаратах, поступает в концевые сепараторы и оттуда направляется по газопроводу на компрессорную низких ступеней.

11. Список использованной литературы

1. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Издательский центр «Академия», 2003. - 352 с.

2. Лукьянов Э. Е., Стрельченко В. В. Геолого-технические исследования в процессе бурения. - М.: Нефть и газ. 1997 г. 688 с.

3. Ф.Ю.Алдакимов, В.Р.Байрамов, Д.А.Баталов, А.А.Болотин, О.А.Вишнёв, Н.М.Воробьев, Ю.П.Данькин, М.А.Дюсюнгалиев, М.Н.Ибатов, И.А.Камышин, В.А.Коваленко, А.Н.Куюкин, О.Г.Маслов, В.М.Мешков, А.С.Назаренко, В.Р.Сабиров, А.А.Сапунов, Е.Н.Сорокина, Г.В.Теплов, Я.Р.Фединишин, А.А.Шевадуцкий, Ф.Р.Яхшибеков «Справочник супервайзера»: Справочное пособие. Книга в двух томах. Т. 1. - Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2011. - 296 с., 112 илл.

4. Р. А. Ганджумян, А. Г. Калинин, Н. И. Сердюк Расчеты в бурении/Справочное пособие/ Под редакцией А. Г. Калинина, - М.: РГГРУ, 2007 г. - 688 с.

5. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие/Под ред. А.Г. Калинина.. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. . 450 с.: ил.

6. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Том 1. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. - 352 с.

7. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Том 2. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. - 384 с.

8. Памятка оператору по добыче нефти и газа. 2010 г. Справочное пособие. - Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. - 148 с., 51 илл.

9. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела, том 1. Москва - Ижевск. - 2005. - 720 с.

10. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений, том 1. - М: Недра. - 2009.

11. Руководящие документы и стандарты ОАО «Сургутнефтегаз».

12. Методическое руководство по оценке технологической эффективности геолого-технических мероприятий. - Тюмень. - 2008 г.

13. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Данилов В.У. Справочник по добыче нефти / Под редакцией Уразакова К.Р. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2000. - 374 с.

14. Основы нефтепромыслового дела: Справочное пособие / Под редакцией Матвеева С.Н. - Сургут: Нефть Приобья. - 2004.

15. Правила ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97.

16. Технические условия на ведение монтажных работ при текущем, капитальном ремонте, освоении и испытании cкважин после бурения. Утверждены главным инженером ОАО «Сургутнефтегаз». - 2008.

17. ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.

18. Федеральный закон от 21.11.95 №170-ФЗ «О пожарной безопасности».

19. Федеральный закон от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

20. Официальный сайт компании ОАО «Сургутнефтегаз» www.surgutneftegas.ru.

Размещено на Allbest.ru

...