Бурение скважини



Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти. Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Z_max

, где

Q_{H max} - обычно добыча нефти во II период разработки.

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ)- отношение накопленной добычи нефти к НИЗ. При чем сопоставление величины текущей обводненности продукции скважин со значением степени выработки запасов может нам косвенно указывать на то, достаточно ли благополучно разрабатывается объект. Что это значит: при равенстве этих показателей можно говорить о корректной разработке объекта. Если степень выработки отстает по своей величине от обводненности продукции скважин, то необходимо применять меры по устранению этого. Анализ показателей разработки во времени позволит сделать нам вывод либо для применения технологий по интенсификации добычи нефти, либо о масштабном воздействии той или иной технологией на изменение динамики разработки.

Нефтеотдача. Величина запасов нефти той или иной залежи связана со степенью извлечения нефти из недр, которая представляет собой отношение возможной суммарной добычи нефти к балансовым (геологическим) запасам нефти в пласте. Это отношение, называемое коэффициентом нефтеизвлечения или нефтеотдачи, имеет вид:

, , где

з_пр -проектный коэффициент нефтеизвлечения

з -текущий или фактический коэффициент нефтеизвлечения

Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки начальным запасам.

Q_изв - извлекаемые запасы нефти

Q_бал - балансовые запасы нефти

?Q_н - накопленный отбор нефти

В идеальном случае коэффициент нефтеотдачи стремится достичь величины коэффициента вытеснения, т.е. того значения, которое максимально возможно извлечь из пласта с конкретными геолого-физическими характеристиками. Но так как процесс вытеснения нефти зависит от многих факторов: структуры и характеристики коллектора, неоднородности, свойств, насыщающей его нефти, системы размещения скважин, сетки скважин, то нефтеотдачу можно представить в виде:

h =b_выт b_{охв зав} . b_{охв выт}

где:

Коэффициент вытеснения - отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода) к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне.

Коэффициент охвата заводнением - отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в который прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения.

Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения - это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже no нефтедобывающему региону и по стране.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет повышенное давление, в районе добывающих - пониженное.



Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. В качестве показателей разработки используют давления в характерных точках пласта - на забоях нагнетательных скважин - Р_н, на забоях добывающих скважин -- Рн. На линии нагнетания Р_н^'на линии отбора Р_с'.

Важно определять также перепады давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин, как разность Р_н - Р_с =dР.

Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.

.Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.

Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.

9. СХЕМА СИСТЕМЫ ППД

Рисунок 17 -Принципиальная схема водоснабжения при ППД

Водозабор 1, насосная станция первого подъема I, водоочистная станция П, резервуары чистой воды Ш, насосная станция второго подъема 1У, магистральные водоводы 6, подводящие водоводы 7, подземные резервуары на БКНС чистой воды 11, блочные кустовые насосные станции V, водоводы высокого давления 8, разводящие водоводы высокого давления 9 и нагнетательные скважины 10.

Магистральные водоводы строят кольцевыми, лучевыми и линейными, Для больших месторождений используют кольцевые магистральные водоводы с перемычками, имеющие большую маневренность на случай аварии.

Все водоводы для заводнения выполняют из цельнотянутых бесшовных стальных труб. Диаметры - от 600 до 1020 мм (магистральные), от 150 до 500 мм (подводящие), максимальное рабочее давление - 3 МПа. Водоводы высокого давления применяют диаметром от 100 до 150 мм и рассчитывают на максимальное рабочее давление до 25 МПа и на пропуск воды до 2000 м³/сут.

10. СХЕМА БКНС

Применение БКНС позволило резко сократить время на их монтаж, значительно снизить расходы на строительство и добиться большей маневренности при осуществлении систем ППД.

БКНС, как и КНС, предназначаются для закачки воды из поверхностных водоемов или подземных источников, а также промысловых сточных вод в нагнетательные скважины для ППД.

БКНС изготовляют индустриальным методом и поставляют в готовом виде на месторождение.

БКНС состоит из пяти блоков:

- насосного;

- напорной гребенки;

- управления;

- низковольтной аппаратуры;

- распределительного устройства.

Число насосов может быть 2, 3 и 4, один из которых - резервный.

БКНС в зависимости от числа установленных насосов имеют подачу 3600, 7200 и 10800 м³/сут воды.

БКНС работает следующим образом:

Рисунок 18 - Принципиальная схема БКНС

Из магистрального водовода 1 вода под давлением 0,3 МПа вначале поступает в подземные резервуары 2, из которых по приемному коллектору 3 через задвижки 4 засасывается центробежными насосами 5 приводимыми в движение электродвигателями 6. Пройдя насосы и дистанционно управляемые задвижки 7, вода попадает в высоконапорный коллектор-распределитель 8 (10-20 МПа), из которого через задвижки 9 и расходомеры 10 она нагнетается к колодцам распределения, а затем в скважины.

Для очистки ПЗ нагнетательных скважин, основанной на самоизливе и восстановлении их приемистости, закрывают задвижку 9 и открывает задвижку 11 и грязную воду сбрасывают в пруды-испарители 12.

11.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Фонтанная добыча нефти - это способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти на поверхность осуществляется за счет пластовой энергии. Различают естественное (за счет природной энергии пласта) и искусственное (при поддержании пластового давления путем закачки в пласт жидких и газообразных агентов) фонтанирование. Скважина, эксплуатирующаяся таким способом, называется фонтанной и оборудуется лифтовой колонной и фонтанной арматурой, а также в некоторых случаях пакерами и автоматическими или управляемыми клапанами - отсекателями. Для предотвращения аварийного фонтанирования лифтовая колонна может быть оснащена лифтовыми муфтами с отверстиями для аэрирования столба жидкости, а также клапанами для освоения скважины, ввода химических реагентов (ингибиторы коррозии, соле- и парафиноотложения), циркуляции жидкости и другим оборудованием.

Освоение скважины при фонтанной добычи нефти (вызов притока продукции из пласта после бурения или ремонта) производится путем снижения давления столба жидкости в стволе за счет уменьшения ее уровня или плотности. Снижение уровня жидкости производится свабированием или тартанием. Для снижения плотности последовательно замещают тяжелый буровой раствор на соленую, пресную воду и нефть, а также газируют (аэрируют) жидкость.

Эксплуатация фонтанной скважины регулируется с помощью поверхностных и глубинных штуцеров (диафрагм с отверстиями). Чтобы получить меньший дебит, увеличивают устьевое давление, для чего на устье устанавливают штуцер соответствующего диаметра либо уменьшают диаметр лифта, либо (в редких случаях) устанавливают забойный штуцер. Режим работы скважины (дебиты нефти. газа и воды, давление забойное и устьевое) зависит от характеристики самой скважины. лифта, штуцера и давления в нефтесборной системе. Для определения характеристики скважины и обеспечения режима ее эксплуатации при фонтанной добыче нефти производятся специальные исследования скважин. При этом темп отбора жидкости из скважины изменяется последовательно сменой диаметра штуцера, забойное давление измеряется глубинным манометром. В результате этих исследований параметры установившихся технологических режимов при разных диаметрах штуцера (устьевых давления) и строят графики зависимости дебита скважины и газового фактора от диаметра штуцера (индикаторную кривую). Обводняющие и выносящие песок скважины исследуются дополнительно для установления процентов выноса песка и воды при различных штуцерах.

Технологический режим эксплуатации фонтанной скважины устанавливается на определенный промежуток времени, исходя из ее характеристики, принятой системы разработки нефтяного месторождения, а также получения максимального дебита нефти, минимальной обводненности и газового фактора, выноса песка, опасности повреждения эксплуатационной системы и других факторов. Различают фонтанные скважины с устойчивым постоянным дебитом (30-50 т/сут), эксплуатирующаяся постоянно с пульсирующей подачей продукции и работающие периодически с фазами накопления и подачи продукции.

Продукция фонтанной скважины по выкидной линии направляется в емкости (газовые сепараторы, трапы), где происходит отделение газа от нефти. При высоком устьевом давлении продукция проходит через систему трапов с постоянным снижением давления. Поддерживая в трапе определенное давление, можно в ряде случаев создавать на устье скважины противодавление и без применения штуцера. Иногда газ, выделяющийся в трапах высокого давления, используется непосредственно для эксплуатация других скважин, уже прекративших фонтанирование (безкомпрессорный способ эксплуатации). В зависимости от условий разработки, характеристики продуктивного пласта и других факторов геологического, технологического и экономического характера фонтанная добыча нефти может вестись на протяжении всего периода эксплуатации данного месторождения или только ее части с последующей заменой ее на механизированный способ добычи.

12. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Установить технологический режим работы скважины -- это значит выбрать такие параметры работы газлифтного подъемника, которые обеспечивают получение на поверхности заданного дебита при соответствующем забойном давлении согласно уравнению притока (Q=К0(Рпл-Рз)n). С позиций притока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которой понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи (охраны недр) и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. С позиций подъема продукции на поверхность заданный максимальный дебит, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования подъемника, называют технической нормой добычи нефти или оптимальным дебитом. Значение заданного дебита или забойного давления устанавливается проектом разработки. Однако по мере дальнейшего изучения залежи и изменения условий разработки возникает необходимость его уточнения.

Технологический режим работы скважины устанавливают при помощи индикаторной диаграммы и регулировочной кривой.

По результатам исследования определяют параметры пласта и устанавливают рациональный технологический режим работы скважины, соответствующий требованиям разработки залежи Критерием рациональности может также служить минимум Ro _зак или максимум Q. Обычно область рациональных режимов лежит между Ro mm и Qmax. При этом необходимо также учитывать рабочее давление газа Рр, ресурсы газа и коэффициент полезного действия газлифта. Может ставиться задача получения максимального количества жидкости (нефти) при заданном суммарном расходе газа, то есть при минимальном удельном расходе газа в среднем по всем скважинам.

13. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ УСШН

Процесс эксплуатации скважин скважинными штанговыми насосами характеризуется условиями эксплуатации, режимом откачки жидкости из нее и частотой предупредительных и аварийных ремонтов.

Режим работы насосного оборудования определяется диаметром насоса, длиной хода плунжера и числом качаний балансира. Сочетание этих трех параметров определяет режим откачки.

14. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ УПЦЭН

Насос для каждой конкретной скважины выбирают таким образом, чтобы производительность скважины и необходимый напор соответствовали паспортным характеристикам насоса в области максимальных значений кпд и чтобы сечение типоразмера насоса, электрооборудования, диаметр труб, глубины спуска насоса в скважину обеспечивали на установившемся режиме эксплуатации скважины установленную норму отбора жидкости при наименьших затратах.

На практике не всегда удается подобрать насос с характеристикой, точно отвечающей характеристике скважины. Часто насос развивает напор и подачу, большие, чем это необходимо для создания оптимальных условий работы системы скважина -- насос. Приходится прибегать к искусственному регулированию работы насоса, например, к ограничению его подачи.

В промысловых условиях подачу насоса можно ограничить при помощи штуцера или путем изменения числа ступеней насоса. Регулировать подачу насоса с помощью штуцера проще и удобнее, но способ этот имеет существенные недостатки, ограничивающие возможности широкого применения его на промыслах. Недостатки эти следующие.

1. Резко снижается кпд насоса, причем тем больше, чем больший перепад давлений на штуцере.

2. Устье скважины необходимо оборудовать арматурой повышенного давления.

3. Увеличивается осевая нагрузка на вал и рабочие колеса, в результате чего ускоряется износ деталей насоса и сокращается срок его службы.

Способ регулирования подачи насоса изменением числа ступеней насоса свободен от этих недостатков.

Эффективность погружных центробежных электронасосов значительно снижается, если в откачиваемой жидкости содержится свободный газ. Практика показывает, что при содержании газа в жидкости больше 1--2 об. % характеристика насоса резко ухудшается: снижаются напор, подача, кпд, режим работы насоса становится крайне неустойчивым. При дальнейшем увеличении содержания газа насос может выйти из строя.

Для устранения вредного влияния газа на работу погружных электронасосов (как и штанговых) их погружают ниже динамического уровня и на приеме устанавливают газосепаратор.

В зависимости от количества газа насос погружают ниже уровня на 250--350 м, а иногда и до 600 м. Недостаточная глубина погружения приводит к неустойчивой работе, снижению кпд и срыву подачи насоса.

Другой способ борьбы с вредным влиянием газа -- применение газосепараторов.

Для установления и поддержания оптимальных режимов эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, необходимо исследовать их на приток, чтобы получить индикаторные кривые. Некоторое представление о продуктивности пласта можно получить при исследовании скважины по следующей методике. Центробежный насос при данном его состоянии и при неизменном качестве подаваемой жидкости развивает на режиме нулевой подачи один и тот же напор. Исходя из этого, насос после спуска его в скважину и заполнения насосных труб жидкостью до устья при закрытии задвижки на выкиде разовьет напор



где h₁ -- расстояние от устья до статического уровня; р₁ -- давление на выкиде насоса перед закрытой задвижкой; с -- плотность жидкости; g -- ускорение свободного падения.

Затем задвижку полностью открывают и дают насосу нормально работать, непрерывно замеряя дебит скважины до тех пор, пока при трех последовательных замерах не получат один и тот же результат. Это укажет на установившийся режим работы при каком-то динамическом уровне. Затем задвижку быстро закрывают и вновь замеряют давление (p₂) и последнее перед этим значение дебита (Q).

Напор, создаваемый насосом в новых условиях,

где h₂ -- неизвестное расстояние от устья до динамического уровня, м.

Так как напор остается неизменным, то

Отсюда, зная h₁ ,p_l ,p₂ и с, можно определить h₂, а значит, и коэффициент продуктивности К в м³ на 1 м понижения уровня (удельный дебит):

Скважины, оборудованные центробежными электронасосами, можно исследовать также путем снятия кривых восстановления забойного давления. Для этой цели в подъемных трубах несколько выше насоса устанавливают специальные приспособления с уплотнительным седлом для манометра. После спуска и посадки в седло клапана манометра, оборудованного специальным наконечником, заглушка под действием веса манометра сдвигается.

15. КОНСТРУКЦИЯ ГАЗОПЕСЧАННЫХ ЯКОРЕЙ

Газопесочные якоря предназначены для отделения растворенного в нефти газа и механических примесей, содержащихся в составе скважинной жидкости. Монтируется на приеме штангового насоса.

Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 11. Этот якорь состоит из двух камер - газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 5, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, а в нижней - рабочая труба 6, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9.

При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстия А в газовую камеру, где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу направляется в песочную камеру; отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубу 3 на прием насоса.



Рисунок 19. Газопесочный якорь

16. УСТРОЙСТВА ДЛЯ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРОФИНА

Агрегат депарафинизации (АДП). На шасси автомобиля монтируется прямоточный котел, емкость для набора нефти и насос для закачки горячей нефти в скважину. Максимальная температура нагрева нефти при подаче насоса 4 л/с составляет 150°С, максимальное давление 20 МПа. Нагретая до 100-150°С нефть закачивается в затрубное пространство работающей скважины. Парафин в НКТ плавится и потоком нефти выносится на поверхность.

Паро-передвижная установка (ППУ). Вместо горячей нефти в затрубное пространство закачивается острый пар (~300°С).

Установка дозатора электронасосная (УДЭ). Применяется для дозированного ввода ингибитора парафиноотложения в затрубное пространство.

Цементировочные агрегаты (АЦ) для промывки НКТ растворителями парафина (керосин, солярка, нестабильный бензин).

Скребки, очистные устройства: «торпеды», «пули» и т.д. - механическое удаление парафина со стенок труб.

НКТ со специальным покрытием: остеклованные, эмалированные, с эпоксидным покрытием.

17. СХЕМА ПРОМЫВКИ ПЕСЧАННОЙ ПРОБКИ

Песчаные пробки накапливаются на забое по разным причинам: недоосвоение скважины при высокой подвеске НКТ, вынос твердой фазы промывочной жидкости и мелких фракций горной породы, вынос продуктов коррозии, внесенных в пласт при закачке газа.

Для удаления песчаных пробок промывкой в скважину опускают колонну промывочных труб, а на устье скважины размещают насосы, резервуары с промывочной жидкостью и другое оборудование.

Прямую промывку осуществляют подачей промывочной жидкости к пробке через спущенную в скважину колонну промывочных труб. При этом материалы, составляющие размываемую пробку, выносятся на поверхность по затрубному пространству. Прямая промывка наиболее эффективна при удалении крепких пробок, но требует значительный расход жидкости, т.к. подъем жидкости происходит по затрубному пространству, площадь поперечного сечения которого больше площади поперечного сечения промывочных труб, и, соответственно, скорость потока меньше.

Обратная промывка подразумевает закачку промывочной жидкости в затрубное пространство и прием ее через промывочные трубы. Это позволяет достигнуть более высоких скоростей восходящего потока жидкости и ускорить разрушение пробки, что означает более эффективный вынос песка, но снижение интенсивности разрушения пробки.



Рисунок 20. Схема прямой (слева) и обратной (справа) промывок скважин

1 - колонна; 2 - НКТ; 3 - устьевой тройник; 4 - промывочный вертлюг; 5 - промывочный насосный агрегат; 6 - устьевой сальник; 7 - переводник со шлангом

18. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ИСЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПЕРЕД КАПИТАЛЬНЫМ РЕМОНТОМ

Для гидроиспытания колонны используются пакеры, манометры для контроля давления, насосные агрегаты.

Для выявления источников обводнения используют высокочувствительные термометры, гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, влагомеры, плотномеры, резистивиметры, импульсные генераторы нейтронов. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и гамма-каротажа. В качестве дополнительных работ могут использоваться импульсные нейтронные методы, которые также используются для оценки состояния выработки запасов, состояния насыщения коллекторов.

При переводе добывающей скважины под нагнетание обязательными являются исследования гидродинамическим расходомером и высокочувствительным термометром, которые позволяют выделить отдающие или принимающие интервалы и оценить степень герметичности заколонного пространства.

При контроле технического состояния добывающих скважин обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны) и толщиномер (с целью уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии).

Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.

Для контроля глубины спуска в скважину оборудования, интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкости в колонне, состояния искусственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НГК, ННК) или методом рассеянного гамма-излучения (ГГК).

Для определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор САТ, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер.

При обследовании технического состояния эксплуатационной колонны используют также свинцовые конусные печати, спускаемые до забоя с целью определения наличия на забое постороннего предмета. Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используют боковые гидравлические печати.

19. СХЕМА УСТАНОВКИ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ

Обводненная нефть (сырая) поступает в сырьевой резервуар 1, откуда насосом 3 перекачивается в теплообменники 4. Здесь она подогревается до 40-60°С и далее поступает в паровой подогреватель 5, где подогревается паром до 70-100°С. Дозировочный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор через смеситель 2 в эмульсию. Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник 9, где вода отделяется от нефти и отводится в виде сточных вод. Из отстойника 9 обезвоженная и нагретая нефть через теплообменники 4 и холодильники 8 поступает в товарные резервуары 10, а затем направляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменниках 4 нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего дополнительно охлаждается в холодильниках 8.

Рисунок 21. Схема установки обезвоживания нефти

20. ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОР

Работа электродегидратора основана на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, а также на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия электрического поля. Между двумя электродами, при токе высокого напряжения, пропускают нефтяную эмульсию, и при этом укрупняемые капли воды оседают на дно сосуда.

Эмульсия подается в электродегидратор через маточник 3, обеспечивающий равномерное поступление ее по всему горизонтальному сечению аппарата. В горизонтальных электродегидраторах нефтяная эмульсия проходит через три зоны обработки. В первой зоне эмульсия проходит слой отстоявшейся воды, уровень которой поддерживается автоматически на 20-30 см выше маточника. В этой зоне нефтяная эмульсия подвергается водной промывке, в результате которой она теряет основную массу пластовой воды. Затем эмульсию, поднимающуюся в вертикальном направлении с небольшой скоростью, последовательно обрабатывают сначала в зоне электроическим полем слабой напряженности между уровнем остоявшейся воды и нижним электродом 2, а затем в зоне сильной напряженности между обоими электродами 2 и 1.

Рисунок 22. Схема электродегидратора типа 1ЭГ-160

21. СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Задачи автоматизации на нефтяных промыслах: автоматическая защита оборудования в аварийных случаях, контроль технологического режима и состояния оборудования. Независимо от способа добычи скважины оснащены средствами местного контроля давления на выкидной линии в затрубном пространстве.

Автоматизация фонтанных скважин заключается в автоматическом перекрытии выкидной линии отсекателем при превышении давления на 0,5 МПа (из-за образования парафиновой пробки) и внезапного понижения давления до 0,15 МПа (например, при порыве трубопровода).

Автоматизация скважины, оборудованной погружным электронасосом, заключается в автоматическом отключении электродвигателя погружного насоса при аварийных ситуациях; пуск и остановку по команде с групповой установки и при перерывах подачи электроэнергии, самозапуск, перекрытие выкидного коллектора при повышении и резком снижении давления.

Автоматизация скважины, оборудованной штанговым насосом, заключается в автоматическом управлении электродвигателем станка-качалки в аварийных случаях, отключение электродвигателя по импульсу от электроконтактного манометра при аварийных ситуациях и самозапуск станка-качалки после перерыва в подачи электроэнергии.

22. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ГРУППОВЫЕ ЗАМЕРНЫЕ УСТАНОВКЕ

Автоматизированная сепарационно-замерная установка «Спутник-А» предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 МПа.

Установка состоит из следующих узлов:

1) многоходового переключателя скважин;

2) установки измерения дебита;

3) гидропривода;

4) отсекателей;

5) блока местной автоматизации (БМА).

Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную, так и автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.

Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР). Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.

Установка «Спутник-А» работает по определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.

Кроме установки «Спутник-А», применяются установки «Спутник-Б» и «Спутник-В», в некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа.

Рисунок 23. Схема установки «Спутник-А»

1 - выкидные линии; 2 - специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин; 4 - роторная каретка переключателя; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка на газовой линии; 8 - турбинный расходомер; 9 - уровнемер (поплавковый); 10 - гидропривод; 11 - электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 - сборный коллектор; 14 - силовой цилиндр.

23. АВТОМАТИЗАЦИЯ СЕПАРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК И ДНС

Автоматические сепарационные установки. Газоводонефтяная смесь после измерения дебита на ГЗУ поступает в СУ, где нефть отделяется от газа и частично от воды.

В случае превышения давления в емкости предусмотрен предохранительный клапан 2. Схема автоматизации СУ обеспечивает автоматическое регулирование уровня нефти в сепараторе, автоматическую защиту установки при аварийном повышении уровня и давления в сепараторе, передачу аварийных сигналов на диспетчерский пункт.

Газонефтяная смесь после ГЗУ поступает в гидроциклонный сепаратор 3. Из нижней сепарационной емкости нефть проходит через фильтр 11 и далее, очищенная от механических примесей, через турбинный расходомер 12 в нефтесборный коллектор. На газовой линии смонтирована камерная диафрагма 5 для измерения объема отсепарированного газа. В случае превышения допустимого значения предусмотрен предохранительный клапан 2.

Уровень в сепараторе регулируется двумя механическими регуляторами уровня 7 и 9. Регуляторы получают управляющие сигналы от поплавковых датчиков 6 и 8. Если уровень жидкости в сепараторе достигнет аварийной отметки, поплавковый сигнализатор 10 уровня подаст электрический сигнал на соленоидный клапан 14, который направит сжатый воздух из осушителя 4 на пневмопривод задвижки 13. При этом будет перекрыта линия, по которой газонефтяная смесь поступает на установку.

В случае аварийного превышения давления импульс от электроконтактного манометра 15 воздействует на клапан 14, который подаст сжатый воздух на пневмопривод задвижки 13, и поступление газонефтяной смеси на установку прекратится.

Рисунок 24. Схема блочной сепарационной установки

ДНС предназначены для внутрипромысловой перекачки продукции скважины. Нефть от ГЗУ поступает в буфер емкости ДНС, затем насосами откачивается в нефтепровод по назначению. Отсепарированный газ после буфера емкости направляется в газосборную систему. Система контроля и управления ДНС предназначена для оперативного учета, поддержания заданных значений параметров технологического процесса и предотвращения возникновения аварийных ситуаций. Блок сепарации:

1) Измерение давления в емкости манометром МП-4.

2) Сигнализируется предел значений давлений.

3) Автоматическое регулирование давлений в сепарационной емкости при помощи клапана отсечки.

4) Автоматическое регулирование уровня жидкости в емкости (УС 1500, Сапфир).

5) Сигнализируется верхний и нижний аварийные уровни сигнализатором типа СУ.

Блок насосов:

1) Автоматическое регулирование давлений и уровня в буфере емкости (датчик давления МИДА).

2) Автоматическое управление насосным агрегатом по уровню в буфере емкости при периодической откачке.

3) Автоматическое включение резервного насосного агрегата.

4) Контроль температуры подшипников насосных агрегатов и двигателя.

5) Защита электропривода насосного агрегата от перегрузок и короткого замыкания.

6) Измерение давлений на приеме и выкиде насосов, автоматическое отключение их при аварийном снижении давлений в напорном трубопроводе.

7) Измерение тока электродвигателя и напряжение каждого насосного агрегата.

8) Автоматическая защита насосного агрегата при превышении температуры подшипников двигателя и насосов (датчик ТСМ).

9) Сигнализация о загазованности и пожаре в помещении.

10) Извещение диспетчерского пункта сигнала о срабатывании защит с расшифрованием причин.

Блок дренажной емкости:

1) Автоматический контроль уровня жидкости в емкости.

2) Автоматическое управление погружения насоса по уровню в емкости.

3) Сигнализация состояния погружных насосов «Вкл» в операторной.

По общестанционарным параметрам ДНС:

1) Сигнализация предельных значений давления на приеме ДНС.

2) Сигнализация предельных значений давления на выходе ДНС.

3) Сигнализация о загазованности в помещении с нефтенасосом.

4) Автоматическое управление вентиляцией.

5) Отключение насосных агрегатов при недопустимой загазованности.

6) Аварийная сигнализация о пожаре нефтенасосов.

7) Сигнализация о загазованности площадок объектов на территории ДНС.

24. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ОПЕРАТИВНОГО УЧАТА ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ

Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуществляется на основании данных замера дебита скважин по жидкости с помощью замерных устройств с учетом отработанного скважинами времени и процентного содержания воды с применением сертифицированного оборудования.

Для измерения газоводонефтяной смеси по отдельной скважине применяются бессепарационные и сепарационные методы.

В бессепарационных используются:

1) Мультифазные - позволяют непосредственно определять расходы нефти, воды и нефтяного газа в потоке;

2) Мультифазные парциальные - разделяют смесь с помощью мини-сепараторов на нефтяной газ, нефть и воду, затем измеряют их расход непосредственно в потоке.

Сепарационные методы основаны на разделении в сепараторе смеси, поступающей из скважины, на нефтяной газ и жидкость. Объемный расход нефтяного газа измеряют счетчиком газа, и его значение приводят к стандартным условиям. Жидкость накапливают в емкости, а время накопления фиксируют, чтобы потом вычислить суточный дебит скважины по массе.

1) Метод с отстоем воды - жидкость выдерживают в емкости до расслоения на пластовую воду и нефть. Затем воду и нефть сливают отдельно, измеряя их массы прямым методом динамических измерений. Метод считается самым точным, но и самым дорогостоящим и трудоемким, чаще всего используется на УПН.

2) Прямое измерение - массу жидкости в емкости измеряют прямым методом статических измерений или прямым методом динамических измерений при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти, затем вычисляют их массы.

3) Косвенный метод динамических измерений - объем жидкости измеряют с помощью счетчика объема при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. Плотность нефти и воды определяют в лаборатории плотномером по отобранной пробе, затем вычисляют их массы с поправками на температуру и давление. Сюда относятся АГЗУ «Спутник» различных модификаций.

4) Гидростатический - массу жидкости определяют косвенным методом, для чего измеряют ее гидростатическое давление и объем с помощью мер вместимости. Влагомером при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти, затем вычисляют их массы. В последние годы начали появляться установки, работающие по этому принципу: АГЗУ «Электрон-400» и «Электрон-1500», выпущенные ОАО «Опытный завод «Электрон» (Тюмень).

Технологии постоянно совершенствуются. Так, в последние годы появились ядерно-магнитные расходомеры для многофазной среды, автоматизированные групповые трехфазные замерные установки и другие новинки.

25. НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ И ИХ ЭЛЕМЕНТЫ

Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 17) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 18). Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам: дисковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны,т. к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее - к ее потоплению. Двуслойные крыши, наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, т. к. пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном. Подобно плавающей крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам, снабжены опорными стойками и уплотняющими затворами, тщательно заземлены.

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 м³. На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости дли сбора утечек.

Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные. Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные же резервуары более просты в изготовлении.

Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем стальные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвращают проникновение паров нефти (нефтепродукта) из резервуара в атмосферу. Другая проблема - борьба со всплыванием резервуаров при высоком уровне грунтовых вод. Существуют трудности с ремонтом внутреннего оборудования железобетонных резервуаров.

В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.

Рисунок 25. Вертикальный цилиндрический резервуар

1 - корпус; 2 - щитовая кровля; 3 - центральная стойка; 4 - шахтная лестница; 5 - днище



Рисунок 26. Резервуар с плавающей крышей

1 - уплотняющий затвор; 2 - крыша; 3 - шарнирная лестница; 4 - предохранительный клапан; 5 - дренажная система; 6 - труба; 7 - стойки; 8 - люк

26. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ТРЕБОВАНИЙ ОХРАНЫ ТРУДА ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

Охрана труда - система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

Выдержки из «Правил безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти на предприятиях нефтяной промышленности»:

Все установки, мастерские, лаборатории и другие объекты должны иметь инструкции по технике безопасности по профессиям и видам работ, обеспечивающие безопасность проведения всех работ на данном участке.

Все производственные объекты установки должны быть обеспечены средствами пожаротушения по перечню, согласованному с местными органами пожарного надзора.

Для каждого газовзрывопожароопасного объекта должен быть разработан план ликвидации аварий в соответствии с «Инструкцией по составлению планов ликвидации аварий».

Запрещается пуск в эксплуатацию новых, а также подвергшихся реконструкции установок без приема их комиссией с участием представителя службы техники безопасности предприятия, технического инспектора профсоюза, представителей пожарного и санитарного надзора, органов Госгортехнадзора.

Все рабочие и инженерно-технические работники, поступающие на установку или переводимые с одного объекта на другой, могут быть допущены к самостоятельной работе только после прохождения ими инструктажа по технике безопасности, пожарной безопасности и газобезопасности, стажировки на рабочем месте и проверки полученных ими знаний комиссией. Рабочие должны пройти дополнительно к этому обучение по профессии.

Спецодежда, спецобувь и предохранительные приспособления должны выдаваться по установленным нормам.

При работе в местах, где возможно увеличение концентрации вредных газов и паров выше допустимых санитарных норм, работники должны обеспечиваться соответствующими противогазами.

Территория и помещения установки должны содержаться в соответствии с требованиями «Инструкции по санитарному содержанию промышленных предприятий».

Запрещается движение транспорта без искрогасителей по территории установки.

На территории установки и в производственных помещениях, где возможны ожоги работающих с вредными и агрессивными веществами (кислоты, щелочи и едкие реагенты), обязательно устройство аварийного душа с автоматическим включением при вступлении на площадку под душевой рожок, а также фонтанчика для промывания глаз с регулировкой подачи воды к нему.

Устройство электрооборудования, включая приборы контроля и автоматики, электроинструмент и сварочные аппараты, освещение на территории установки и в производственных помещениях, в резервуарных парках и на других объектах должны соответствовать требованиям СНиП, «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ), «Правилам изготовления взрывозащищенного и рудничного электрооборудования», а эксплуатация их должна осуществляться в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

Производственные помещения установок оборудуются отопительными устройствами и нагревательными приборами, отвечающими требованиям санитарных и противопожарных норм. Для отопления помещений должны применяться централизованные системы, использующие в качестве теплоносителя горячую воду, пар или нагретый воздух.

Во всех взрыво- и пожароопасных помещениях вентиляция должна работать круглосуточно.

На каждой установке и на отдельных объектах должны иметься санитарно-бытовые помещения в соответствии со СНиП.

Все производственные объекты должны быть обеспечены водоснабжением и канализацией согласно СНиП.

Количество предохранительных клапанов, установка и обслуживание их должны отвечать требованиям «Правил устройства и безопасности эксплуатации сосудов, работающих под давлением» и «Правил безопасности при транспортировке и хранении сжиженных нефтяных газов», а также «Рекомендаций по установке предохранительных клапанов».

На всех установках и объектах должны выполняться требования, предусмотренные «Правилами защиты от статического электричества производств химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности».

Для монтажа, демонтажа и ремонта оборудования и трубопроводов на территории установок и в производственных помещениях должны применяться подъемно-транспортные средства и механизмы, эксплуатация которых должна производиться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов».

Все работающие с деэмульгаторами должны быть проинструктированы по мерам предупредждения отравления ими и оказания необходимой первой доврачебной помощи пострадавшим от отравления.

Персонал, обслуживающий установки, обязан знать их схему и назначение всех аппаратов, трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.

27. ОРГАНИЗАЦИЯ ПОЖАРНОЙ ОХРАНЫ НА ПРЕДПРИЯТИИ

Основные требования пожарной безопасности. Безопасность людей должна обеспечиваться: планировочными и конструктивными решениями путей эвакуации в соответствии с действующими строительными нормами и правилами, постоянным содержанием путей эвакуации в надлежащем состоянии, обеспечивающим возможность безопасной эвакуации людей в случае возникновения пожара или другой аварийной ситуации.

Все производственные, административные, вспомогательные, складские, ремонтные помещения, а также стоянки и площадки хранения автотранспортной техники должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения (огнетушители, пожарные щиты, установки пожаротушения и т.п.), согласно нормам.

Все помещения предприятия должны быть оборудованы знаками пожарной безопасности в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026-76 «Цвета сигнальные и знаки безопасности» и указателями эвакуации.

Спецодежда работающих должна своевременно подвергаться стирке (химчистке) и ремонту в соответствии с установленным графиком. Промасленная спецодежда подлежит сушке в специальном помещении.

Автоцистерны, предназначенные для перевозки легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, должны храниться в отдельно стоящих одноэтажных зданиях или на специально отведенных для этой цели открытых площадках.

Требования к помещениям. Во всех производственных, административных, складских и вспомогательных помещениях на видных местах должны быть вывешены инструкции о мерах пожарной безопасности, а также планы эвакуации работающих и материальных ценностей с указанием мест хранения ключей от всех помещений.

В производственных и административных зданиях должны быть специально отведены места для курения, оборудованные урнами и емкостями с водой.

В производственных и административных зданиях запрещается:

- курить в местах, не предусмотренных для этой цели;

- производить работы с применением открытого огня в не предусмотренных для этой цели местах;

- пользоваться открытыми источниками огня для освещения во время технических осмотров, проведения ремонтных и других работ;

- оставлять в автомобиле промасленные обтирочные материалы и спецодежду по окончании работы;

- оставлять автомобили с включенным зажиганием;

- использовать для дополнительного обогрева помещений электронагревательные приборы с открытыми нагревательными элементами;

- поручать техническое обслуживание оборудования лицам, не имеющим соответствующей квалификации.

Электробезопасность. Лица, ответственные за состояние электроустановок (главный электрик, энергетик, работник соответствующей квалификации, назначенный руководителем предприятия или цеха), обязаны:

- обеспечивать организацию и своевременное проведение профилактических осмотров и планово-предупредительных ремонтов электрооборудования, аппаратуры и электросетей, а также своевременное устранение нарушений «Правил устройства электроустановок», «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», могущих привести к пожарам и загораниям;

- следить за правильностью выбора и применения кабелей, электропроводов, двигателей, светильников и другого электрооборудования в зависимости от класса пожаровзрывоопасности помещений и условий окружающей среды;

- систематически контролировать состояние аппаратов защиты от коротких замыканий, перегрузок, внутренних и атмосферных перенапряжений, а также других ненормальных режимов работы;

- следить за исправностью специальных установок и средств, предназначенных для ликвидации загораний и пожаров в электроустановках и кабельных помещениях;

- организовать систему обучения и инструктажа дежурного персонала по вопросу пожарной безопасности при эксплуатации электроустановок;

- участвовать в расследовании случаев пожаров и загораний от электроустановок, разрабатывать и осуществлять меры по их предупреждению.

В местах, где возможно образование статического электричества, должны быть предусмотрены заземляющие устройства.

Аварийное освещение следует предусматривать, если отключение рабочего освещения и связанное с этим нарушение нормального обслуживания оборудования и механизмов может вызвать взрыв или пожар.

Неисправности в электросетях и электроаппаратуре, которые могут вызвать искрение, короткое замыкание, сверхдопустимый нагрев изоляции кабелей и проводов, должны немедленно устраняться дежурным персоналом; неисправную электросеть следует отключить до приведения ее в пожаробезопасное состояние.

Запрещается проведение работ внутри аппаратов, где возможно образование взрывоопасных смесей, в комбинезоне, куртке и другой верхней одежде из электролизующихся материалов.

Вентиляция. Ответственность за техническое состояние, исправность и соблюдение требований пожарной безопасности при эксплуатации вентиляционных систем несет главный механик (главный энергетик) предприятия или лицо, назначенное руководителем предприятия.

В производственных помещения, где вентиляционные установки удаляют горючие и взрывоопасные вещества, все металлические воздуховоды, трубопроводы, фильтры и другое оборудование вытяжных установок должны быть заземлены.

В помещениях, где выделяются легковоспламеняющиеся или взрывоопасные вещества (пары, газы), разрешается устанавливать вентиляционные системы (местные отсосы), исключающие возможность искрообразования.

...