Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

ОТЧЕТ ПО ПРОИЗВОДСВТЕННОЙ ПРАКТИКЕ

(ПО ПОЛУЧЕНИЮ ПРОФЕССИОНАЛЬНЫХ УМЕНИЙ И ОПЫТА ПРОФЕССИОНАЛЬНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ, В ТОМ ЧИСЛЕ ПРОИЗВОДСТВЕННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ)

Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело

Студента группы ЗССПБ-21.03.01-Гб-55(к)э

Тихонов А.Э.

Руководитель практики Борхович С.Ю.

Ижевск

2018г.



Содержание

Введение

Западно - Таркосалинское ЛПУ МГ 20 ГКС

Компрессорный цех №7-8 (Уренгой-Сургут-Челябинск.)

Линейная часть магистральных газопроводов площадки КС Западно - Таркосалинское ЛПУМГ

Площадка компрессорной станции Западно - Таркосалинская

КИПиА

Заключение

Список использованных источников

Вопросы к учебной (ознакомительной промысловой) практике



Введение

В преддипломном отчете о практике будет написано, о Западно - Таркосалинском ЛПУ МГ 20 ГКС и Компрессорном цехе № 7 (Уренгой - Сургут - Челябинск.) Компрессорном цехе № 8 (Уренгой - Сургут - Челябинск.) будет описано оборудование используемое на КЦ № 7-8.

Целями практики является:

-Закрепление теоретических знаний с практическими навыками.

-Освоение основных направлений производственной деятельности.

-Возможность зарекомендовать себя в качестве ответственного, трудолюбивого, исполнительного работника с достаточно высоким уровнем теоретических знаний.

-Научиться работать в коллективе.

-Оценить качество полученных в процессе обучения знаний и определить для себя цели на дальнейший период обучения.

Дата начала производственной практики с 15.06.2018г. по 13.07.2018г.

С самого начала прохождения практики интересовался работой всего предприятия в целом. Принимал активное участие во всех мероприятиях, проходивших в коллективе за период практики. Выполнял все порученные задания в срок.

За время прохождения практики проявил себя достаточно грамотным и дисциплинированным студентом, собрал необходимый материал, систематизировал и обработал информацию для написания отчёта.



Западно - Таркосалинское ЛПУ МГ 20 ГКС

В состав площадки КС Западно - Таркосалинское входят 6 компрессорных цехов (КЦ), каждый из которых обеспечивает рабочие режимы транспорта газа по отдельному газопроводу.

Каждый компрессорный цех подключается к магистральному газопроводу входными и выходными газопроводами-шлейфами через узел подключения. Узел подключения предназначен для обеспечения работы газопровода и КЦ в следующих режимах:

- подача газа по газопроводу с компримированием его на подключаемом КЦ - основной режим;

- подача газа по газопроводу без компримирования его на КЦ - временный режим (при поэтапном вводе газопровода в эксплуатацию, ремонтных работах на КЦ и др.);

- подача газа по газопроводу при периодической очистке его полости очистным устройством (ОУ) - временный режим.

Технологической схемой КЦ предусматриваются следующие основные процессы:

- очистка газа от жидких и механических примесей перед компримированием

- компримирование газа; охлаждение газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) ;

- подача газа на станцию охлаждения газа (весной и летом);

- измерение и контроль технологических параметров, управление режимом газопроводов путем изменения количества и режимов газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

Для обеспечения нормального функционирования основного технологического оборудования на каждом КЦ предусмотрен ряд вспомогательных систем и установок:

- система подготовки топливного и пускового газа;

- система подготовки импульсного газа;

- система хранения, очистки, подачи чистых и сбора отработанных масел;

- система энергоснабжения;

- система автоматического управления и КИП;

- система автоматического пожаротушения;

- система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

- система сбора, удаления и обезвреживания механических и жидких примесей, уловленных из транспортируемого газа;

- системы теплоснабжения и канализации;

- система молниезащиты;

- система ЭХЗ объектов КС;

- система связи;

- административно-хозяйственные помещения, склады для хранения материалов, реагентов и оборудования;

- оборудование и средства технического обслуживания и ремонта сооружений линейной части и КС.

В связи с большим количеством цехов на площадке КС Западно - Таркосалинского и идентичностью (за исключением модификаций оборудования) технологических процессов в каждом цеху, описание технологического процесса носит общий характер, технологические схемы всех цехов прилагаются.

Из магистрального газопровода через узел подключения по входным шлейфам через кран № 7 Ду=1400 газовый поток, имея параметры Рвх и Твх (давление на входе, температура на входе), поступает на входной коллектор блока очистки. Блок очистки состоит только из циклонных пылеуловителей (число работающих пылеуловителей зависит от расхода газа). После блока очистки газ поступает во входной кольцевой коллектор компрессорной станции Ду=1020, откуда через кран № 1 подается на центробежный нагнетатель (ЦБН). В нагнетателе происходит сжатие газа до Рвых, Твых (давление на выходе, температура на выходе) и, в рабочем режиме, через обратный клапан и кран № 2 газ поступает в кольцевой выходной коллектор компрессорной станции. После этого газовый поток проходит установку АВО (аппараты воздушного охлаждения) газа, где он охлаждается до температуры транспортировки. Далее через выходной коллектор АВО газа и обратный клапан газ поступает на кран № 8 и, по выходному шлейфу, - в магистральный газопровод.

На пусковом режиме турбоагрегата газ из центробежного нагнетателя поступает через обратный клапан и кран № 6 в пусковой коллектор, который связан со входным коллектором блока очистки.

Линия 6-ых кранов и пусковой коллектор образуют малый контур компрессорной станции. Для запуска всей компрессорной станции в магистраль после останова существует большой контур, который образуется соединением выходного коллектора АВО газа со входным коллектором блока очистки через трубопровод Ду=720. На этом трубопроводе установлены краны № 36, № 36р, № 36д. Кран № 36 служит для подачи газа через большой контур КС, 36д - при работе КС по большому контуру используется в качестве дросселя для создания необходимого сопротивления во избежание больших объемных расходов через ЦБН, 36р - используется для регулирования работы КС посредством перепуска газа. 36-е краны используются также для предохранения контура компрессорной станции от превышения давления газа на выходе.

Обвязка собственно турбоагрегата cостоит из кранов № 1, 2, 4, 6 и 5 (свечной). Кран № 1 установлен на входной линии нагнетателя, кран №4 - для продувки и заполнения контура нагнетателя. Кран № 2 и обратный клапан соответствующего диаметра образуют рабочий контур нагнетателя. Для стравливания газа из рабочего контура нагнетателя предназначен кран №5. Кран № 6 и соответствующий обратный клапан образуют пусковую линию нагнетателя. Расположенные на рабочей и пусковой линиях обратные клапана предназначены для предохранения нагнетателя от обратного тока газа.

Газ на собственные нужды для работы турбоагрегатов и пневмоприводов кранов отбирается из входного коллектора КС и поступает на блок подготовки топливного и пускового газа. Там происходит его очистка, редуцирование и подогрев, после чего газ подается через топливный коллектор на турбоагрегаты. Газ на управление кранами подается через коллектор импульсного газа.

Кран № 20 является магистральным краном и служит для изменения режима работы трубопровода, а именно:

при закрытии крана № 20:

а) подключение КС к газопроводу и режим копримирования;

б) отключение участка газопровода до или после крана (при необходимости).

при открытии крана № 20 - газовый поток минует компрессорную станцию без изменения параметров Рвх и Твх (давление на входе, температура на входе).

Сжатие газа осуществляется с помощью ГПА газотурбинного типа, для пуска и работы, которых требуются топливный и пусковой газ.

Процесс подготовки топливного и пускового газа включает:

отбор газа из газопровода высокого давления (из точек до и после крана № 20 или из нагнетательных шлейфов);

очистку от воды и механических примесей в блоке очистки газа на собственные нужды;

замер количества отбираемого газа, снижение давления до 1,4 - 3,0 МПа на узле редуцирования, (топливный газ), снижение давления до 0,2 - 0,6 МПа (пусковой газ);

подвод подготовленного газа к турбодетандерам и камерам сгорания ГПА.

Для обеспечения нормальной работы систем смазки, регулирования и уплотнения газотурбинных агрегатов в состав цеха входит система масло снабжения. Система обеспечивает прием, хранение, учет расхода турбинного масла, подачу чистого масла в мерную емкость и маслобаки ГПА, слив отработанного масла на склад, аварийный слив и перелив из маслобаков, очистку масла в регенераторной, очистку масла непосредственно в маслоблоке компрессорного цеха без слива масла на склад. Для охлаждения масла служат воздушные маслоохладители.

Компрессорный цех № 7 (Уренгой - Сургут - Челябинск.)

Цех подключен к магистральному газопроводу Уренгой - Сургут - Челябинск.Ду-1400мм, Рраб=7,5 МПа.

Принципиальная технологическая схема цеха приведена на рисунке 1.

Компрессорный цех № 8 (Уренгой - Сургут - Челябинск.)

Цех подключен к магистральному газопроводу Уренгой - Сургут - Челябинск.Ду-1400мм, Рраб=7,5 МПа.

Принципиальная технологическая схема цеха приведена на рисунке 2.



Рис. 1

Рис. 2

Объемно-планировочные и конструктивные решения компрессорного цеха № 7 в целом аналогично проектному решению цеха №5.

Отличия заключаются в типе оборудования, установленного в цехе:

- в цехе установлено 3 агрегата ГПА-25ДН80 в индивидуальных зданиях размером 28х13х13м (рис.3);

(Рис.3)

- в блоке очистки газа установлены 6 вертикальных пылеуловителей в один ряд. (Рис.4)



(Рис.4)

Объемно-планировочные и конструктивные решения компрессорного цеха № 8 в целом аналогичны проектному решению цеха №5.

Отличия заключаются в наборе оборудования, установленного в цехе:

- в цехе установлено 6 агрегатов ГПА-10-01 в индивидуальных зданиях размером 9х24х7,5м (рис.5);

- 

(Рис.5)

- в блоке очистки газа установлено по 6 пылеуловителей в один ряд. (Рис.6)



(Рис.6)

Линейная часть магистральных газопроводов площадки КС Западно - Таркосалинское ЛПУМГ

Коридор магистральных газопроводов, находящийся в ведении площадки КС Западно - Таркосалинское ЛПУ МГ, проходит в направлении с востока на запад от границ эксплуатации Таежного ЛПУ МГ до границ эксплуатации МГ Пелымского ЛПУ МГ. Размеры территории под трассы газопроводов определяются протяженностью трасс и шириной полосы занимаемой ими земли.

Протяженность коридора магистральных газопроводов составляет 126,9 км. Расстояния между нитками на сухопутных участках приняты 18 м по всей длине газопроводов.

Газопроводы площадки КС Западно - Таркосалинское ГКС Западно - Таркосалинское ЛПУ МГ на всем протяжении приняты в подземном исполнении параллельно рельефу местности с минимальной глубиной заложения 1,0 м.

Эксплуатируемый участок магистральных газопроводов на своем протяжении оборудован 8 подземными переходами через автомобильные дороги и 1 переходом через железную дорогу на 1046,45 км МГ Уренгой - Сургут - Челябинск. Пересечения газопроводов с транспортными артериями приняты в подземном исполнении и выполнены в защитных кожухах. На одном из концов кожуха устанавливается вытяжная свеча.

Площадка компрессорной станции Западно - Таркосалинское

Промплощадка КС Западно - Таркосалинское расположена на 1048,4-м км по трассе газопровода “ Уренгой - Сургут - Челябинск ” (КЦ №5).

Территория промплощадки имеет форму правильного прямоугольника с размерами 300 м на 1002 м (площадь 0,3 км²), вытянутого в направлении с северо-востока на юго-запад. На площадке в указанном направлении последовательно размещаются компрессорные цеха: КЦ № 8 МГ «Уренгой - Сургут - Челябинск», КЦ № 7 МГ «Уренгой - Сургут - Челябинск», КЦ № 5 МГ «Уренгой - Сургут - Челябинск», КЦ № 6 МГ «Уренгой - Сургут - Челябинск», КЦ № 9 МГ «Уренгой - Сургут - Челябинск», КЦ № 10 МГ «СРТО - Урал». С низкой стороны цеха № 5 к его границам примыкает площадка служебно-производственного комплекса станции, на которой размещаются административно-бытовые здания и сооружения (административно-бытовой блок, столовая, стоянка для автомобилей), складские помещения, здания и сооружения вспомогательного назначения (узел связи, котельная, очистные сооружения).

Планировочные решения площадок компрессорных цехов предусматривают наличие двух зон на ее территории:

- зоны основного производственного назначения;

- зоны служебно-производственного комплекса.

В зоне основного производственного назначения располагаются компрессорные цеха и связанные с ними установки (АВО газа, пылеуловители, БПТПГ и т.д.).

В зоне служебно-производственного комплекса размещены вспомогательные здания и сооружения, предназначенные для эксплуатации КС, и административно-бытовой блок.

Территория служебно-производственного комплекса располагается с низкой стороны компрессорных цехов.

Промплощадка ГКС оборудована стационарным освещением, автомобильными дорогами с твердым покрытием шириной 3,5 м и оснащена ограждением высотой 2,15 м. из металлической сетки ”Рабица” высотой 2 м, закрепленной на стальных трубах.

Таблица - Перечень основного технологического оборудования цеха №7 газопровода " Уренгой - Сургут - Челябинск "

№ п/п	Наименование оборудования, материал	Кол-во един.	Назначение	Техническая характеристика
1	2	3	4	5
	Газопроводы узла подключения КС, Ду1400, сталь имп. Ду1000, сталь имп.	182 м 130 м	Подключение КС к магистральному газопроводу “ Уренгой - Сургут - Челябинск ”	1020 x 21мм, вр=60 кгс/мм2 1420 x 23,2мм, вр=60кгс/мм2 Рраб=75 кгс/см2
	Всасывающий газопровод-шлейф: Ду1400, сталь имп.	407 м	Транспорт газа от узла подключения до блока очистки газа	1420 x 22мм, вр=60 кгс/мм2 Рраб=75 кгс/см2 ТУ 75-86
	Коллектор установки очистки газа: Ду1000,сталь имп.	128м	Подача газа на установку очистки	1020 x 16мм, вр=60 кгс/мм2 Рраб=75 кгс/см2 ТУ 75-86
	Блок пылеуловителей (ПУ) ГП-604	6шт.	Очистка газа от механических и жидких примесей	4050мм, h=9425 мм Рраб=75 кгс/см2, Q=20 млн.м3/сут, Ду вх.и вых. патрубков 500 мм
	Входной трубопровод ПУ	6шт.	Подача газа к аппаратам	Ду 500 мм L=8,0 м
	Выходной трубопровод ПУ	6шт.	Подача газа в коллектор	Ду 500 мм L=12,0м
	Выходной коллектор блока ПУ Ду1000, сталь имп.	40м	Подача газа из блока ПУ к центробежным нагнетателям	Рраб=75 кгс/см2 1020 x 16 мм, вр=60 кгс/мм2
	Выходной коллектор блока ПУ, всасывающий коллектор газопроводов ГПА Ду1000, сталь имп.	370 м	Подача очищенного газа на ГПА к центробежному нагнетателю	Рраб=75 кгс/см2 1020 x 16 мм, вр=60 кгс/мм2
	Газоперекачивающие агрегаты ГПА-25ДН80 Нагнетатели: Н-650-22-2, СПЧ RV090/02 МантТурбо	3агр	Сжатие газа до проектных значений	Трехвальные ГТУ без регенеративного цикла. Ном.мощн. N=25МВт, Производительность нагнетателя: 44 млн.м3/сутки, Габар. укрытия ГПА: 28*13*13м
	Всасывающий газопровод ГПА	3	Подача газа на компримирование	Рраб=55 кгс/см2 1020 x 16 мм, L=22 м
	Нагнетательный газопровод ГПА	3	Подача газа в коллектор	Рраб=75 кгс/см2 1020 x 16 мм, L=22 м
	Нагнетательный коллектор: Ду1000, сталь имп.	353 м	Транспорт газа к установке охлаждения газа - АВО газа	Рраб=75 кгс/см2 1020 x 16мм, вр=60 кгс/мм2
	Входной коллектор АВО газа Ду1000, сталь имп.	60 м	Подача газа в АВО	1020 x 16 мм вр=60 кгс/мм2 Рраб=75 кгс/см2
	Аппарат воздушного охлаждения газа (АВОгаза) 2АВГ-75	12 шт	Охлаждение газа	Nдв=2х37кВт; F=9930м2 Рраб=75 кгс/см2
	Входной трубопровод АВО	12	Подача газа в аппарат	Ду400 L=5 м
	Выходной трубопровод АВО	12	Подача огаза в коллектор	Ду400 L=5 м
	Выходной коллектор АВОгаза, Ду1000, сталь имп.	218 м	Прием охлажденного газа от АВО	1020 x 16 мм вр=60 кгс/мм2 Рраб=75 кгс/см2 ТУ75-86
	Нагнетательный газопровод-шлейф Ду 1400, сталь имп.	402 м	Подача газа от АВО до узла подключения КС	Рраб=75 кгс/см2 1420 x 22мм, вр=60 кгс/мм2 ТУ75-86
	Пусковой коллектор и рециркуляционный газопровод Ду700, сталь имп.	200м	Подача газа от ГПА во входной коллектор блока ПУ.	Рраб=75 кгс/см2 720 x 16мм,
	Блок потготовки топливного и пускового газа БПТПГ	1	Очистка, осушка и редуцирование газа на собственные нужды	Габариты блок-бокса: 12*18*6 м Qтопл= 19740 н.м3/ч Ртопл= 25 ата Qпуск= 17900 н.м3/ч Рпуск= 25 ата
	Фильтр-сепаратор (в составе БПТПГ) ТГ 0308	2	Очистка топливного, пускового, импульсного газа	Рраб=75,0 кгс/см2; V=0,92 м3; Q=287055400 н.м3/ч Ду вх.и вых. 150 мм
	Адсорбер ГП-606 Ст.09Г2С-15	2	Осушка импульсного газа	Рраб=75,0 кгс/см2; V=0,4 м3; Q=5000 н.м3/ч Ду вх.и вых. 50 мм
	Емкости хранения импульсного газа	2	Хранение импульсного газа на управления кранами	V1=0,95м3 , Ду вх.и вых. 50 мм V2=3,97м3; Ду вх.и вых. 50 мм Рраб=75,0 кгс/см2
	Подогреватели топливного и пускового газа	2	Подогрев топливного и пускового газа	Рраб=75,0 кгс/см2 Ду вх.и вых. 150 мм
	Коллектор газа от точки отбора до БПТПГ(блока редуцирования) Ду = 150	40 м	Отбор газа на собственные нужды	159 x 6 мм Рраб=75 кгс/см2
	Коллектор топливного газа Ду = 400	95 м	Подача топливного газа от БПТПГ до ГПА	426 x 14 мм Рраб=25 кгс/см2
	Коллектор импульсного газа Ду = 150	110 м	Подача импульсного газа до кранов на гитаре	159 x 6мм Рраб=75 кгс/см2
	Газопроводы топливного газа Ду = 80	3*20м	Подача газа к системам регулирования ГТУ	89 x 4мм Рраб=25 кгс/см2
	Газопровод импульсного газа на узел подключения Ду = 80	390 м	Подача импульсного газа для управления кранами на узел подключения	89 x 4мм Рраб=75 кгс/см2
	Маслобак ГПА	3	Содержит турбинное масло для систем смазки, регулирования и уплотнения ГПА	V= 13,8 м3
	Маслопроводы надземные на эстакаде 114 x 4, сталь Ст20 -в обвязке ГПА 57 x 4, Ст. 20	108 м 30 м	Подача чистого масла от маслоблока к ГПА и слив грязного масла от ГПА на склад ГСМ.

газопровод компрессорный охлаждение примесь

Таблица - Перечень основного технологического оборудования цеха №8 газопровода " Уренгой - Сургут - Челябинск "

№ п/п	Наименование оборудования, материал	Кол-во един.	Назначение	Техническая характеристика
1	2	3	4	5
	Газопроводы узла подключения КС, Ду1400, сталь имп. Ду1000, сталь имп.	190 м 150 м	Подключение КС к магистральному газопроводу “ Уренгой - Сургут - Челябинск ”	1020 x 16мм, вр=60 кгс/мм2 1420 x 19мм, вр=60кгс/мм2 Рраб=75 кгс/см2
	Всасывающий газопровод-шлейф: Ду1400, сталь имп.	454 м	Транспорт газа от узла подключения до блока очистки газа	1420 x 19мм, вр=60 кгс/мм2 Рраб=75 кгс/см2 ТУ 75-86
	Коллектор установки очистки газа: Ду1000,сталь имп.	73 м	Подача газа на установку очистки	1420 x 19мм, вр=60 кгс/мм2 Рраб=75 кгс/см2 ТУ 75-86
	Блок пылеуловителей (ПУ) 77 95 00.00.000 Ст. 09Г2СШ-15 Ст. 09 Г2С-14	6шт.	Очистка газа от механических и жидких примесей	2000мм, h=8995 мм Рраб=75 кгс/см2, Q=20 млн.м3/сут, Ду вх.и вых. патрубков 700 мм
	Входной газопровод ПУ	6	Подача газа в аппарат	Ду 500 L=8 м
	Выходной газопровод ПУ	6	Подача газа в коллектор	Ду 500 L=12 м
	Газоперекачивающие агрегаты ГПА-10-01 Нагнетатели: 235-23-1	6агр	Сжатие газа до проектных значений	Трехвальные ГТУ без регенеративного цикла. Ном.мощн. N=10МВт, Производительность нагнетателя (проектная и фактическая): 23 млн.м3/сутки, Габар. укрытия ГПА: 9*24*7,2 м
	Всасывающий газопровод ГПА	6	Подача газа в ГПА	Ду 700 L=14 м
	Нагнетательный газопровод ГПА	6	Подача газа в коллектор	Ду 700 L=16 м
	Нагнетательный коллектор: Ду1000, сталь имп.	246 м	Транспорт газа к установке охлаждения газа - АВО газа	Рраб=75 кгс/см2 1020 x 16мм, вр=60 кгс/мм2
	Входной коллектор АВО	66	Транспорт газа к установке охлаждения газа - АВО газа	Рраб=75 кгс/см2 1020 x 16мм, вр=60 кгс/мм2
	Аппарат воздушного охлаждения газа (АВОгаза) 2АВГ-75	12 шт	Охлаждение газа	Nдв=2х37кВт; F=9930м2 Рраб=75 кгс/см2 Вх. и вых. труб-ды Ду400 Габариты: 12820*6380*4890мм
	Входной трубопровод АВО	12	Подача газа в аппарат	Ду400 L=5 м
	Выходной трубопровод АВО	12	Подача огаза в коллектор	Ду400 L=5 м
	Выходной коллектор АВОгаза, Ду1000, сталь имп.	149 м	Прием охлажденного газа от АВО	1020 x 16 мм вр=60 кгс/мм2 Рраб=75 кгс/см2 ТУ75-86
	Нагнетательный газопровод-шлейф Ду 1400, сталь имп.	467 м	Подача газа от АВО до узла подключения КС	Рраб=75 кгс/см2 1420 x 22мм, вр=60 кгс/мм2 ТУ75-86
	Пусковой коллектор ГПА Ду 200, Ст. имп.	210м	Подача газа от блока редуцирования к ГПА	Рраб=16 кгс/см2 213 x 14мм,
	Рециркуляционный газопровод Ду700, сталь имп.	180м	Подача газа от ГПА во входной коллектор блока ПУ.	Рраб=75 кгс/см2 720 x 16мм,
	Блок потготовки топливного и пускового газа БПТПГ	1шт	Очистка, осушка и редуцирование газа на собственные нужды	Габариты блок-бокса: 12,5*18,7*6,3 м Qтопл= 19750 н.м3/ч Ртопл= 25 ата Qпуск= 6000 н.м3/ч Рпуск= 15 ата
	Адсорбер (в составе БПТПГ) ГП-606 Ст. 09Г2С-15	2шт	Осушка импульсного газа	Рраб=75,0 кгс/см2; V=0,4 м3; Q=5000 н.м3/ч Ду вх.и вых. 50 мм
	Фильтр-сепаратор (в составе БПТПГ) БТ 1808	2шт	Очистка топливного, пускового, импульсного газа	Рраб=75,0 кгс/см2; V=0,92 м3; Q=287055400 н.м3/ч Ду вх.и вых. 150 мм
	Подогреватель топливного и пускового газа "Газ-Газ"(в составе БПТПГ)	2	Подогрев топливного газа и газа собственных нужд	Рраб=75,0 кгс/см2 Ду вх.и вых. 150 мм 800*28
	Подогреватель газа ПТПГ-30 (в составе БПТПГ)	2	Подогрев топливного газа	Рраб=75,0 кгс/см2 Габариты: 6,1*1,9*2,6 м.
	Коллектор газа от точки отбора до БПТПГ. Ду=150	20м	Отбор газа на собственные нужды	159 x 6 мм Рраб=75 кгс/см2
	Коллектор топливного газа Ду = 200 Ст. имп.	110 м	Подача топливного газа от блока редуцирования до ГПА	213 x 13 мм Рраб=25 кгс/см2
	Газопроводы топливного газа Ду=160 Ст. имп.	10м	Подача топливного газа к камерам сгорания ГПА	168 x 6 мм Рраб=25 кгс/см2
	Газопроводы импульсного газа Ду=50 Ду=80 Ст. имп.	1200м 160м	Подача импульсного газа к кранам управления	57 x 4 мм Рраб=75 кгс/см2 89 x 4 мм Рраб=75 кгс/см2
	Подогреватели топливного и пускового газа	2	Подогрев топливного и пускового газа	Рраб=75,0 кгс/см2 Ду вх.и вых. 150 мм
	Маслобаки ГПА блок двигателя блок нагнетателя	6 6	Содержит турбинное и судовое МС-8п масла для систем смазки, регулирования и уплотнения ГПА	V1= 1,2 м3 (МС-8п) V2= 4,0м3 (ТП-22с)
	Емкости склада ГСМ	8	Хранение турбинного ТП-22с и судового МС-8п масла	V1 емк.= 25 м3 Vобщ.= 200 м3 Склад ГСМ рассчитан на 1 цех
	Маслоблок, габариты здания: 12,4*6,5*3 м	1	Перекачка и очистка масла	Оборудование на 1 цех: емкость V= 2 м3 - 2шт. насос Ш-8 - 5 шт. маслоочистительная установка ПСМ 2-4 - 2 шт фильтпресс ФП 2-3000 - 2шт. ФТО - 6 шт
	Маслопроводы надземные на эстакаде 89 x 4, сталь Ст20 -в обвязке ГПА 57 x 4, Ст. 20	120 м 350 м	Подача чистого масла от маслоблока к ГПА и слив грязного масла от ГПА на склад ГСМ.

КИПиА.

В качестве систем централизованного контроля и управления различными типами газоперекачивающих турбоагрегатов применяются 5 типов систем агрегатной автоматики: А-705-15-01, А-705-15-08, А-705-15-08М, МСКУ-4510, Алгостар (ССС) .

Системы автоматического управления, КИП, защиты и сигнализации обеспечивают централизованное и местное автоматическое управление и работу агрегата на всех предусмотренных техническими условиями режимах, без постоянного присутствия обслуживающего персонала в укрытиях турбоагрегатов, контроль рабочих и наладочных параметров, предупредительную звуковую и световую сигнализацию при достижении предельных величин, своевременное включение резервных систем, быстрый аварийный останов и светозвуковую сигнализацию при достижении предельных величин, расшифровывающие индикацию причин аварии.

Комплекс устройств автоматического управления, КИП, защиты и сигнализации включает в себя следующие взаимосвязанные системы:

- автоматического пуска и останова;

- защиты;

- автоматического регулирования;

- контрольно-измерительных приборов;

- сигнализации.

Система автоматического пуска и останова, защиты, КИП и сигнализации в основном электрические, с использованием электронной аппаратуры.

Система автоматического пуска и останова построена на программно-параметрическом принципе. Условием для производства каждой последующей операции является окончание предыдущей и наличие нормальных параметров. При этом предусмотрены необходимые блокировки, предотвращающие опасное состояние агрегата в случае неисправности системы управления, а также блокировки, не позволяющие персоналу производить неправильные действия по управлению агрегатом.

Системы централизованного контроля и управления А-705-15-01, А-705-15-08, А-705-15-08М, МСКУ-4510, Алгостар (ССС) предназначены для автоматического управления газоперекачивающими агрегатами с центробежными нагнетателями при параллельной работе агрегатов на компрессорной станции.

Все эти системы позволяют осуществлять:

- программно-параметрическое управление пуском и нормальным остановом агрегата из помещения операторной цеха;

- дистанционное управление режимом работы агрегата и отдельными механизмами;

- аварийный останов агрегата при срабатывании защит и по команде оператора;

- световую и звуковую сигнализацию отклонений контролируемых параметров от нормы (предупредительная сигнализация);

- световую и звуковую сигнализацию срабатывания защит (аварийная сигнализация);

- сигнализацию состояния оборудования с предоставлением оператору информации на мнемосхеме и световых табло (технологическая сигнализация);

- непрерывное измерение и регистрацию значений контролируемых параметров в аналоговой форме;

- измерение параметров, контролируемых по вызову в аналоговой форме;

- вычисление ряда параметров, непосредственное измерение которых затруднено;

- регистрация аварийных сигналов, фактов изменения режимов работы, пуска и останова агрегата с помощью БРС (блок регистрации событий);

- связь с системой “ВЕГА”.

Аппаратура системы располагается в операторной (УНС, УПИ, УЛО, СК, СМО), на щитах датчиков, в блоке защитных устройств, в шкафу датчиков давления и перепада, в шкафу регулирующих устройств.

Система управления общестанционными кранами "ВЕГА".(Рис.7)

С помощью системы осуществляется:

- одновременное управление (дистанционное) кранами;

- автоматическое управление кранами и ГПА при аварии КЦ;

- контроль положения кранов;

- автоматический контроль исправности цепей управления;

- защита от повышения давления газа на выходе цеха и др. цеховые защиты;

- измерение и отображение общестанционных параметров на цифровом табло;

- сигнализацию состояния оборудования с предоставлением оператору информации на мнемосхеме и световых табло (технологическая сигнализация);

- световую и звуковую сигнализацию отклонений контролируемых параметров;

(Рис.7)



Заключение

В ходе прохождения производственной практики я научился самостоятельно составлять и оформлять научно-техническую и служебную документацию, изучил нормативные правовые документы, старался применять процессный подход в практической деятельности, сочетать теорию и практику, применять методы метрологии и стандартизации, методы технико-экономического анализа.

Изучил методы контроля и регулирования извлечения углеводородов на данном месторождении. Научился осуществлять сбор данных для выполнения работ по проектированию технологических процессов и объектов.

В итоге можно однозначно сказать, что эта практика не прошла зря, и я смог применить свои полученные знания и узнать много нового.



Список использованных источников

1. Технологический регламент, Западно-Таркосалинского промысла.

2. Борхович С. Ю., Колесова С. Б., Волков А. Я. Программы и методические рекомендации по организации практик студентов, обучающихся по направлению подготовки - «Нефтегазовое дело», Ижевск, 2016

3. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. Уч. пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М., Недра, 1981. - 452 с.

4. Хасанов Э.М., Кагарманов И.И., Пупченко И.Н. Особенности эксплуатации УЭЦН: Учебное пособие. - Самара: ИД «РОСИНГ», 2006. - 216 с.

5. Справочник по нефтепромысловому оборудованию под редакцией Бухаленко Е.И. М., «Недра», 1990).



Вопросы к учебной (ознакомительной промысловой) практике

- Свойства нефти, газа, воды пласта БП₁₄

Залежи горизонта БП₁₄ по характеру насыщения относятся к нефтяным и охарактеризованы 68 поверхностными (из них качественных 51) и 92 глубинными (из них качественных 36) пробами нефти, 16 анализами устьевых проб газа (15 качественных).

По результатам исследования поверхностных проб средняя плотность нефти составляет 0,832 г/см³. Кинематическая вязкость при 20 ⁰С- 5,2710^-4 м²/с, при 50 ⁰С - 2,76 10^-4 м²/с.

Содержание серы составляет 0,20%, парафинов - 2,64% с температурой плавления 54,3 ⁰С, асфальтенов- 0,36%, смол селикагеновых- 3,79%. Выход светлых фракций до 300 ⁰С составляет 55%, молекулярный вес достигает 188.

По результатам исследования устьевых проб растворенный в нефти газ содержит метана 77,56%, этана - 9,26%, пропана - 7,66%, бутанов - 2,98%, пентан+высшие - 0,87%; содержание углекислого газа - 0,13%, азота - 1,51%, гелия и аргона по 0,01%. Относительная плотность по воздуху составляет 0,750. Величина среднекритического давления равна 46,69 кгс/см² (4,67 МПа), среднекритической температуры 223,94 ⁰К.

По результатам исследования глубинных проб методом однократной сепарации плотность пластовой нефти в среднем составляет 0,672 г/см³, сепарированной - 0,833 г/см³, газосодержание - 214 м³/т. Величина объемного коэффициента составляет 1,579, усадка - 36,24%, вязкость пластовой нефти - 0,45 МПа/с. Давление насыщения - 17,9 МПа.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти в среднем составляет 0,676 г/см³, сепарированной - 0,820 г/см³,газосодержание - 187,5 м³/т, объемный коэффициент - 1,490.

Газ, полученный при ступенчатой сепарации, имеет следующий состав: метана - 71,46%, этана - 10,69%, пропана - 11,10%, бутанов - 4,43%, пентан+высшие- 1,32%. Из негорючих компонентов определен углекислый газ в количестве 0,07% и азот - 0,9%. Относительная плотность по воздуху равна 0,834.

Углеводородный состав нефти изучен по 4 скважинам, на основании чего можно сказать, что нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов.

Методом инфракрасной спектрометрии нефть горизонта БП₁₄ изучена по 18 пробам пластовой нефти. Нефть исследуемого горизонта относятся к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов. В пробах нефти из скважин 77, 79, 80 отмечается повышенное содержание ароматических углеводородов.

- Схема установки скважинного штангового насоса (УСШН) и их элементы.

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой до 130°С, содержанием сероводорода не более 50мг/л, минерализацией воды не более 10г/л.

Насосная установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного оборудования.

Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 4) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.



Рис. 4. Схема штанговой насосной установки

1 - хвостовик; 2 - скважинный насос; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - насосные штанги; 5 - устьевая арматура; 6 - устьевой сальник; 7 - полированный шток; 8 - канатная подвеска; 9 - стойка; 10 - фундамент.

- Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и насосных штанг

Отечественной промышленностью насосно-компрессорные трубы изготавливаются согласно ГОСТ 633-80 следующих типов: - гладкие; - гладкие высокогерметичные (типа НКМ); - с высаженными наружу концами (типа В); - безмуфтовые с высаженными наружу концами (типа НКБ). Трубы гладкие, гладкие высокогерметичные (типа НКМ), с высажен- ными наружу концами (типа В) соединяются между собой муфтами, выпускаемыми соответственно для каждого типа труб. Гладкие трубы ослаблены нарезанной на их концах конической резьбой. Площадь поперечного сечения по резьбе труб примерно на 25% меньше площади сечения по телу трубы. Такие трубы являются «неравнопрочными». Трубы высокогерметичные (типа НКМ) относятся к гладким трубам, но имеют измененную конструкцию резьбового соединения. На конце резьбы труб (типа НКМ) имеется кольцевая проточка и обработанная поверхность торца трубы. В муфтах соответственно имеется торцевой выступ, в который упирается торец трубы при свинчивании. Использование такой резьбы позволяет повысить прочность резьбового со- единения до 85 - 90% от прочности тела трубы. Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщение по концам трубы. Эти трубы имеют одинаковую прочность по телу и резьбовой части, и их принято называть «равнопрочными». Следует помнить, что внешний диаметр их муфт больше, чем труб с гладкими концами. Трубы безмуфтовые (типа НКБ) , имеют высадку с двух концов. С одной стороны нарезается наружная, а с другой - внутренняя резьба. Трубы безмуфтовые, с высаженными наружу концами (типа НКБ), соединяются между собой непосредственным свинчиванием друг с другом, следовательно, один конец такой трубы имеет ниппельную конструкцию, а другой - муфтовую.

- Схема установки электроцентробежного насоса (УЭЦН)

Установка погружного центробежного насоса (рис. 2) состоит из насосного агрегата, спускаемого в скважину на НКТ 5, кабеля 6, арматуры устья 7, станции управления 10 и автотрансформатора 9. Погружной насосный агрегат состоит из следующих основных частей: центробежного многоступенчатого насоса 4, погружного электродвигателя 1 и протектора 2. Все эти узлы соединены между собой посредством фланцев. Валы двигателя, протектора и насоса имеют на концах шлицы и соединения шлицевыми муфтами. Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры 7, автотрансформатора 9 и станции управления 10. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле 6, подводящем ток к погружному электродвигателю 1 и навиваемом с установленного на поверхности барабана 8. Для защиты от пыли и снега трансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать в действие, останавливать установку и контролировать её работу.

Рисунок 5- Схема установки ЭЦН

Устьевая арматура 7 предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учётом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор 9 и станцию управления 10 поступает по кабелю 6 к электродвигателю 1, в результате чего начинает вращаться вал двигателя и насоса. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приёме насоса, и нагнетается по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливают сливной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъёмом агрегата из скважины. Установки центробежных электронасосов обозначаются шифром УЭЦН

- Технологический режим работы УСШН при постоянной откачке жидкости

При постоянной откачке, жидкости, уровень последней в эксплуатационной колонне, остается постоянным. Приток жидкости к забою происходит за счет разности пластового и забойного давлений, при этом пластовое, давление как правило больше, забойного.

Жидкость проходит в забой скважины через перфорационные отверстия, которые, были проделаны в эксплуатационной колонне, специальными перфораторами. При движении плунжера вверх всасывающий клапан под действием давления жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан в это время закрыт, т.к. на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные, трубы.

При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.

При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и то же количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.

Технологический режим работы УСШН: количество качаний в минуту, длина хода полированного штока может изменяться в зависимости от свойств добываемой жидкости. Число качаний в минуту регулируется при помощи смены шкивов на электродвигателе. Длина кода полированного штока изменяется путем переставления шатуна на кривошипе.

- Технологический режим работы УСШН при периодической откачке жидкости

На периодическую эксплуатацию целесообразно переводить скважины, характеризующиеся малыми коэффициентами продуктивности, большими пластовыми давлениями, большими диаметрами эксплуатационной колонны. Чем больше период накопления, тем более выгодна периодическая откачка, так как при этом увеличивается время простоя оборудования, а следовательно, экономится электроэнергия и меньше изнашивается оборудование. Чем больше частота ремонтов и стоимость каждого ремонта, тем в большей степени скважина подходит для периодической откачки.

По мере износа насоса для поддержания дебита скважины необходимо интенсифицировать режим работы установки за счет запаса подачи и увеличить продолжительность откачки. Насос рекомендуется заменять, когда период накопленной откачки увеличится в 70-75 раз.

Аналитическое определение режимных, параметров обычно не дает надежных, результатов (наличие различных, осложнений, отсутствие качественных, исследований). На практике с помощью динамографа устанавливают момент, когда уровень жидкости достигает приема насоса и происходит подсос газа из затрубного пространства. А периоды накопления устанавливают опытным путем, изменяя их, продолжительность, чтобы получить приемлемое относительное снижение дебита (отношение среднего дебита, получаемого при периодической откачке, к дебиту при непрерывной откачке). Период откачки меняется с помощью автоматических, устройств, включающих, и отключающих СК. Их работа может быть основана на разных принципах: а) реле времени (не учтен износ насоса); б) по прекращению подачи; в) косвенное измерение уровня жидкости в скважине; г) динамографическое реле; д) датчики силы и давления и др. При правильно организованной периодической эксплуатации календарный межремонтный период по смене насоса увеличивается по сравнению с непрерывной эксплуатацией в 2-3 раза.

- Технологический режим работы УЭЦН

Электроценробежный насос применяется добычи нефти, воды, закачки воды в пласт для раздельной эксплуатации двух пластов и т.д. Имеется опыт эксплуатации безтрубных, ЭЦН, спускаемых в скважину на кабеле. При подъёме жидкости по эксплуатационной колонне в нефти не должно быть большого содержания механических примесей и парафина. Эксплуатация электроцентробежных, насосов и буровых установок на одной подстанции-фидере не допустима.

Принцип действия установки: электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в результате чего начинается вращаться вал двигателя и насоса;во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленном на приеме насоса, и нагнетается по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась обратно из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливается сливной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.

Производительность ЭЦН колеблется от 20 до 1000 куб.м/сут., а напор от 1400 до 3000 м. Обычно в 146-мм эксплуатационной колонне применяется насос производительностью от 20 до 100 куб.м./сут. и напором 1200-1600 м. При увеличении напора дебит уменьшается, и наоборот. Поэтому надо подбирать установку так, чтобы КПД=0,55. При большом содержании газа в скважине ЭЦН спускается на 300-350 м ниже динамического уровня или устанавливается газосепаратор.

- Приборы для исследования работы скважинных насосов

Работу скважины, оборудованной ШСНУ, контролируют путем ее исследования и динамометрирования.

Скважины, оборудованные ШСНУ, исследуют в основном при установившихся режимах, с целью получения зависимости дебита от режимных параметров работы установки. Исследование заключается в определении динамического уровня и давления на забое скважины. Измерение давления осуществляется с помощью глубинных скважинных манометров, которые спускают на стальной проволоке диаметром 2-2,2 мм в затрубное пространство, или на кабеле если скважина глубокая или искривленная. Прямые измерения давления обеспечивают получение надежных результатов исследования. Поэтому представляет интерес применение датчиков давления, постоянно находящихся в скважине.

Для определения динамического уровня жидкости скважины применяют эхолоты. Сущность эхометрии заключается в следующем. В затрубное пространство с помощью датчика импульса звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается кварцевым чувствительным микрофоном. Микрофон соединен через усилитель с регистрирующим устройством, которое записывает все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы. Однако метод эхолотирования имеет ряд недостатков. Скорость звука зависит от давления, температуры и плотности газа. Погрешность в ее определении снижает точность результатов исследования.

Известно применение также волномеров, которые представляют собой те же эхолоты ЭМ-52, только вместо звукового импульса в затрубное пространство посылается импульс давления газа. Этот метод в отличие от эхолотирования позволяет определить динамический уровень в скважинах, глубиной до 4000 м при избыточном давлении в затрубном пространстве (до 7,5 МПа). Наличие вспененной жидкости в затрубном пространстве затрудняет получение четкого отраженного сигнала. Во избежание вспенивания не допускается разрядка газа в затрубном пространстве, а гашения пены добиваются перепуском жидкости с устья. Имеется также система контроля уровня жидкости в скважине типов СКУ-1М и "Эхо" с глубиной измерения до 3000 м при давлении газа до 15 МПа.

Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие - динамометрированием ШСМУ. Оно осуществляется с помощью динамографа. В зависимости от принципа работы различают механические, гидравлические, электрические, электромагнитные, тензометрические и другие динамографы.

Изучение динамограммы позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ и насоса.

- Результаты исследования работы УСШН

При исследовании скважин отбирают пробы жидкости или газа на забое скважины или на поверхности с последующим определением в лабораторных, условиях, их состава, вязкости, плотности, давления насыщения нефти газом, коэффициента растворимости, объемного коэффициента, обводненности, наличия механических примесей, содержания коррозионных, сред и др. Кроме того определяют дебит скважины, забойное и устьевое давления, температуру, статический и динамическмй уровни, состояние забоя, наличие и величину песчанной пробки и других, осадков и загрязнений на забое скважины.

На основании перечисленных, параметров в процессе эксплуатации устанавливают или изменяют дебит скважины, определяют сроки ее межремонтного периода при пескопроявлениях или парафиноотложениях, ведут борьбу с коррозией оборудования, труб и пр.

Состояние забоя должно быть известно до проведения в скважине подземного ремонта, а также любых, технологических, работ.

Обработка результатов исследования ведется в специальных, лабораториях.

Обработка динамограммы дает возможность определить количественные и качественные показатели работы ШСНУ: нагрузки и напряжения в полированном штоке, длину хода плунжера и полированного штока, коэффициент наполнения насоса, герметичность приемной и нагнетательной части насоса, влияние газа, правильность посадки плунжера, наличие утечек в НКТ, отвороты и обрывы штанг или штанговых, муфт, заклинивание плунжера.

По температуре на забое и на различных, глубинах, по стволу скважины можно судить о характере процесса добычи нефти и состояние скважин.

По результатам исследований с помощью глубинных, расходомеров судят о расходе жидкости - дебите или приемистости.

- Конструкции газопесочных якорей

Вспомогательное оборудование ствола скважин предназначено для обеспечения работоспособности штанговых насосных установок при большом содержании свободного газа и песка в откачиваемой жидкости.

Рисунок 6- Конструкция газопесчаных якорей

Большое содержание свободного газа в пластовой жидкости приводит к тому, что в цилиндре насоса уменьшается доля объема, занятая откачиваемой жидкостью, и, соответственно, уменьшается дебит скважины. Уменьшить количество газа, попадающего в штанговый насос позволяет применение специальных устройств, называемых газовыми якорями. Работа газовых якорей основывается на различных принципах (гравитационного разделения, центрифугирования и т.д.).

В качестве примера рассмотрим работу обычного однокорпусного газового якоря. Газожидкостная смесь заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. В кольцевом пространстве жидкость движется вниз, а пузырьки газа 3 под действием архимедовой силы стремятся всплыть вверх. Размеры газового якоря рассчитаны таким образом, что скорость всплытия большей части пузырьков была выше, чем нисходящая скорость жидкости. Поэтому из кольцевого пространства газовые пузырьки уходят вверх, а жидкость с небольшим остаточным газосодержанием через отверстия 5 поступает в центральную трубу 2 и далее в цилиндр насоса.

Одним из эффективных средств для ограничения попадания песка и мехпримесей в насосы является специальное приспособление, называемое песочным якорем. В обоих типах якорей - прямом и обращенном - для очистки используются силы инерции: после поворота жидкости на 180° частицы песка и мехпримесей продолжают свое движение вниз. Очищенная же жидкость через всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса. По мере заполнения корпуса якоря песком устройство извлекают на поверхность и очищают.

- Устройства для борьбы с отложениями парафина в подземном оборудовании

Борьба с отложениями парафина в скважинах осуществляется следующим образом:

1) Оборудование, штанг пластинчатыми металлическими скребками длиной 150 - 200 мм, изготовленных, из стали 2,5-3 мм. Ширина скребков на 2-3 мм меньше внутреннего диаметра НКТ. Расстояние между скребками на штангах, устанавливается немного меньше, чем длина хода полированного штока.

2) Распространенным методом является очистка парафина прокачкой горячей нефтью (100-120 град. C) в объеме 20-25 куб.м. без остановки скважины через затрубное пространство. Также методом удаления парафина является закачка острого пара (300 град. С) в затрубное пространство при обязательно работающей скважине.

3) В последнее время распространенным методом является использование АДП (агрегат депарафинизационный), а также с помощью ингибиторов парафиноотложений, которые дозируются в затрубное пространство. Можно применять закачку раствора жидких легких фракций углеводородов.

4) Методом борьбы с отложением парафина является также спуск НКТ остеклованных, эмалированных, покрытых эпоксидными смолами и т.д.

5) Механические методы: а) металлические скребки, спускаемые на проволоке в лифты фонтанных скважин через лубрикатор; б) замена запарафиненных НКТ или подъем их из скважин для очистки от парафина с помощью ППУ, пропарочных, камер, стационарных, стелажей вблизи котельной и т. д.

- Схема групповой замерной установки



Рисунок 7 - Схема групповой сепарационно-замерной установки.

Групповая сепарационно-замерная установка (рис. 6) оборудована распределительным коллектором 5, на который поступает по выкидным линиям продукция отдельных скважин. Распределительный коллектор позволяет при открытии и закрытии соответствующих задвижек продукцию любой из скважин направить в замерный сепаратор 6, в то время как продукция всех остальных скважин, подключенных к данной сепарационно-замерной установке, направляется в рабочий сепаратор первой ступени 8. В рабочем сепараторе с помощью регулятора давления 2 поддерживается давление до 0,6 МПа. Под этим давлением газ, отделяемый в рабочем сепараторе, направляется в газосборную сеть, а нефть поступает на вторую ступень сепарации в сепаратор 1, в котором поддерживается давление, близкое к атмосферному, так что газ, выделившийся на второй ступени сепарации, сжигается на факеле. Переключение скважин на замер и измерение дебита осуществляется вручную. Измерение дебита нефти и воды по отдельным скважинам проводят в замерном сепараторе 6 или мерник...