Обработка паром высокого давления наземного оборудования скважин и выкидных линий
Обновлено: 07.07.2024
Поддержание пластового давления (ППД) на нефтяных залежах
Схема системы ППД для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента.
1.1. Принципиальная схема системы ППД
Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.
Система ППД должна обеспечивать:
- необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами;
- подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех. примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;
- проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом;
- герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;
- возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.
Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис.10.1)
- систему нагнетательных скважин;
- систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);
- станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.
Рис.1.1.1. Принципиальная схема системы ППД
1.2. Система трубопроводов ППД
К трубопроводам системы поддержания пластового давления относятся:
- нагнетательные линии (трубопровод от ВРБ до устья скважины);
- водоводы низкого давления (давление до 2 МПа);
- водоводы высокого давления (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами);
- внутриплощадочные водоводы (водоводы площадочных объектов).
Транспортируемой продукцией трубопроводов является агрессивная смесь вод, содержащая: механические примеси, серу, кальцит и другие вредные вещества.
Технологии сбора и транспорта продукции
Подача воды на блочные кустовые насосные станции (БКНС) осуществляется из нескольких источников:
- по водоводам низкого давления подается пластовая вода (УПСВ и ЦППН (ЦПС));
- по водоводам низкого давления подается вода из водозаборных скважин;
- из открытых водоемов по водоводам низкого давления подается пресная вода.
Рис.1.2.1. Кольцевая (а) и лучевая (б) водораспределительные системы 1 водоочистная станция; 2 магистральный водовод; 3 водовод высокого давления; 4 нагнетательная линия; 5 колодец; 6 нагнетательные скважины; 7 подводящие водоводы; 8 подземные резервуары чистой воды; 9 кустовая насосная станция; 10 перемычка
Из БКНС рабочий агент (вода) через водораспределительные блоки (ВРБ) по водоводам высокого давления и нагнетательным линиям скважин подается для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.
Основные технологические параметры
Конструкция промысловых трубопроводов (диаметр, толщина стенки), способ их прокладки, материал для их изготовления определяются проектной организацией и обеспечивают:
- безопасную и надежную эксплуатацию;
- промысловый сбор и транспорт вод системы ППД в нагнетательные скважины;
- производство монтажных и ремонтных работ;
- возможность надзора за техническим состоянием водоводов;
- защиту от коррозии, молний и статического электричества;
- предотвращение образования гидратных и других пробок.
Рабочее давление в трубопроводах системы ППД
1.3. Напорные трубы
Размеры и масса нефтепроводных труб (по ГОСТ 3101 46) приведены в табл. 1.3.1. Нефтепроводные трубы испытываются на гидравлическое давление не более 40 МПа, рассчитываемое по формуле
Р = 20 δ ơ/ d (1.3.1)
где Р гидравлическое давление в МПа; δ минимальная толщина стенки в мм.; ơ допускаемое напряжение, принимаемое равным 35% предела прочности, в кг/мм 2 ; d внутренний диаметр трубы, в мм.
Графитовые смазки для резьбовых соединений труб
Для смазывания резьбовых соединений труб применяют графитовые смазки следующих составов:
1) 5 массовых частей машинного масла, 1 массовая часть графитового порошка (смесь тщательно размешивается до мазеобразного состояния);
2) 50…60 % графитового порошка, 5% технического жира, 1,5 % каустической соды крепостью 32 градусов Ве, 33,5 43,5 % машинного масла (все составляющие части берутся в процентах к общей массе);
3) 24% солидола, 36% графита, 8% известкового молока, 2% канифоли (все составные части берутся в процентах к общей массе).
Размеры и масса нефтепроводных труб
1.4. Насосные станции и установки для закачки воды
Для закачки воды используются насосные станции и установки, базирующиеся, в основном, на центробежных поршневых насосных агрегатах (рис. 1.4.1).
Рис.1.4.1 Установка погружного центробежного электронасоса а для подачи пластовых вод: 1 погружной электродвигатель; 2 - погружной насос; 3 - оборудование устья скважины; 4 - силовой кабель; 5 - комплексное оборудование; 6 - трансформатор; б - для закачки воды: 1 - шурф; 2 - разводящий водовод; 3 - электронасосный погружной аппарат; 4 - контрольно-измерительные приборы; 5 - нагнетательный водовод; 6 - комплексное устройство; 7 - трансформаторК насосным станциям, называемым кустовыми насосными станциями (КНС), подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин.
Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения.
Выделяются блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосов 1 2 3 5 6 4 7 6 5 4 3 2 1 а б ЦНС-180 и ЦНС-500.
Состав БКНС в зависимости от числа насосов приведен в табл.1.4.1.
Описание конструкции и принцип действия БКНС
Насосный блок включает в себя в качестве основных элементов центробежные многоступенчатые секционные насосы типа ЦНС-180 или ЦНС-500, основные показатели которых, в зависимости от числа ступеней, приведены в табл.1.4.1. Насосный блок включает электропривод насоса (синхронного типа серии СТД со статическим возбуждением или асинхронного типа серии АРМ), масляную установку для насосного агрегата, осевой вентилятор с электроприводом, пост местного управления с кнопкой аварийного останова, стенд приборов, запорно-регулирующую арматуру насосного агрегата, технологические трубопроводы.
На типовой технологической схеме БКНС (рис. 1.4.2) цифрами обозначено: 1, 2, 7 - шкафы соответственно трансформаторные, вводы кабеля и управления дренажными насосами; 3 - станция управления; 4 - распределительное устройство низковольтное; 5, 6 - щиты приборный и общестанционный; 8, 13, 23 - насосы 1СЦВ, ЦНСК и ЦНС180; 9, 11, 21 - клапаны соответственно: обратный, подъемный и обратный; 10, 19, 26, 28 - вентили соответственно: запорный, электро- магнитный, регулирующий, угловой; 12, 14, 16, 17, 20 - задвижки ЗКЛ и электроприводная; 15 - фильтр; 18 - маслоохладитель; 22 - бак масляный; 24 - муфта зубчатая; 25 - электродвигатель; 27 - диафрагма; I - насосные блоки; II - блок дренажных насосов; III - блок низковольтной аппаратуры и управления; IV - блок напорных гребенок; V - распределительное устройство РУ-6(10) кВ; VI - трансформаторная комплектная подстанция КТПН 66-160/6КК; VII - резервуар сточных вод.
В состав БКНС входят насосные блоки двух видов: НБ-1 (крайний насосный блок) и НБ-2 -средний. Блок НБ-1 обязателен независимо от числа насосных агрегатов в составе БКНС. Различие этих блоков - в исполнении их укрытия.
Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия - обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403.
Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распределения поступающей от насоса ТЖ по напорным трубопроводам, размещают в отдельном цельнометаллическом боксе на расстоянии не менее чем 10 м от остальных блоков. Включает в себя распределительный коллектор, коллектор обратной промывки, пункт управления, расходомер с сужающим устройством, запорный вентиль, вентилятор, площадку для обслуживания, электропечь.
Рис. 1.4.2 - Типовая технологическая схема БКНС
Перспективным направлением является применение гидропроводных модульных насосов с «абсолютной» регулируемостью подачи.
Электропровод и кабели уложены в металлических коробах, стальных трубах, гибких металлорукавах. В БА электропроводы (стянутые в жгуты) и кабели проложены в лотках под настилом, доступ к которым осуществляется через люки.
Работа станции происходит следующим образом. Технологическая вода через всасывающий трубопровод подается на вход центробежного насоса ЦНС-180. От насоса по напорному трубопроводу вода подается в БГ, где распределяется на восемь, пять или четыре водонапорных водовода (в зависимости от типа БГ) и далее подается на нагнетательные скважины.
Для сброса воды из водоводов при ремонте БГ имеется специальный коллектор. Насосные агрегаты с насосами ЦНС 180-1900 и ЦНС 180-1422 снабжены индивидуальными маслосистемами, обеспечивающими принудительную подачу масла для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя.
Система водяного охлаждения предусматривает:
- охлаждение масла при принудительной смазке подшипников насосного агрегата НБ;
- охлаждение подшипников НА с насосом ЦНС- 1050;
- подачу воды для охлаждения и запирания сальников концевых уплотнений насосов ЦНС-180 в случае падения давления во всасывающем патрубке насоса до 0,1 МПа, а также охлаждение электродвигателей с ЗЦВ.
Из резервуара сточная вода периодически перекачивается основными насосами БД ЦНСК-60/254 на вход насосов ЦНС-180.
В БА установлена аппаратура, обеспечивающая пуск, контроль основных параметров и эксплуатацию станции, аппаратуры распределения электроэнергии, щитов управления двигателями, отопления и дренажных насосов. Измерение, запись давления и расхода воды. поступающей в нагнетательные скважины производится расходомерными устройствами, расположенными на каждом водоводе БГ.
В качестве основного варианта рассмотрим насосный блок с принудительной смазкой подшипников насосного агрегата НА (давление на выкупе насосов выше 10 МПа).
В НБ установлены:
- насосный агрегат НА, состоящий из насоса типа ЦНС-180 и электродвигателя;
- маслоустановка и трубопроводы системы смазки с арматурой;
- трубопроводы и арматура технологической воды;
- трубопроводы и арматура системы охлаждения;
- трубопроводы подпора и охлаждения сальников насоса;
- кнопочный пост управления маслоустановкой,
- кнопочный пост управления электроприводной задвижкой;
- короба и трубы электропроводки,
- кнопочный пост управления вентиляцией.
Установленное оборудование смонтировано и закреплено на санях и ограждающих конструкциях блока.
Центробежный секционный насос ЦНС-180 имеют номинальную производительность 180 м 3 /ч при расчетном (номинальном) давлении на выкиде насоса. Допускается изменение расхода воды от 50 до 180 м 3 /ч при плотности воды равной 1000-1001кг/м 3 .
Для защиты проточной части насоса от крупных механических примесей во всасывающем патрубке установлен сетчатый фильтр.
Для привода насоса используются электродвигатели двух типов - синхронные и асинхронные. Охлаждение воздуха в двигателях с ЗЦВ осуществляется пресной водой. В двигателях с РЦВ охлаждение обмоток статора осуществляется воздухом из машинного зала.
Маслосистема НА состоит из маслобака емкостью 0,6 м 3 , шестеренного маслонасоса с электроприводом производительностью 2,1 м 3 /ч и давлением 0,27 МПа, маслоохладителя с фильтрами и системы трубопроводов с запорной арматурой.
На всасывающем трубопроводе технологической воды установлены клиновая задвижка типа ЗКЛ2 и сетчатый фильтр. На напорном трубопроводе установлены обратный клапан и электроприводная задвижка В-407Э. В верхней точке напорного трубопровода установлен вентиль для стравливания воздуха.
Трубопроводы системы охлаждения предназначены для подвода охлаждающей воды к маслоохладителю и воздухоохладителям двигателей с ЗЦВ. От системы охлаждения вода подается вода для запирания и охлаждения концевых сальниковых уплотнений насоса при падении давления а приемном патрубке насоса ниже 0,1 МПа.
При работе насоса с давлением во входном патрубке от 0,6 до 3,0 МПа происходит разгрузка сальников с отводом воды через щелевые уплотнения насоса в безнапорную емкость. Отвод воды из камеры гидропяты насоса производится во всасывающий трубопровод. Дренаж от концевых уплотнений насоса производится в дренажный бак, установленный в БД.
Местный контроль технологических и эксплуатационных параметров работы насосных агрегатов, настройка датчиков сигнализации осуществляются по манометрам и показаниям амперметра цепи возбуждения двигателя типа СТД.
После пуска кнопкой "пуск со щита управления, установленного в БА, включается масляный насос, и при достижении давления в конце масляной линии 0,05. 0,1 МПа начинается запуск основного насоса. После достижения давления за насосом 0,9 Рном начинает открываться электрозадвижка на линии нагнетания. После открытия задвижки в течение 60с насос выходит на установившийся режим работы.
В насосном блоке с системой виброизоляции насосных агрегатов насосный агрегат с рамой устанавливается на резино-металлические амортизаторы, закрепленные к саням. На всасывающем и напорном трубопроводах насоса устанавливаются компенсаторы, а на трубопроводах подачи смазки, подпора сальников - резиновые рукава.
При работе станции за счет амортизаторов и упругих компенсирующих вставок на трубопроводах снижается передача вибрации от насосного агрегата трубопроводам, несущим конструкциям, основаниям блоков и фундаментам, а также уменьшается передача шума.
В БД установлены:
- 2 насосных агрегата с насосами ЦНСК-60/264;
- 2 самовсасывающих насоса 1СЦВ-1,5М;
- 4 блока печей ПЭТ-4;
- защитные короба электропроводки;
- трубопроводы и арматура технологической воды.
1 насос является резервным. Блок напорной гребенки (БГ) служит для распределения технологической воды на скважины системы ППД. Разработано шесть типов блока напорной гребенки в зависимости от количества водоводов и типа устройства измерения расхода воды.
В БГ установлены:
- устройство измерения расхода;
- элементы вентиляции и отопления,
- кнопочный пост управления вентиляцией.
Блок трубопроводов состоит из напорного коллектора с регулирующими вентилями, высоконапорных водоводов, сбросного коллектора, вентилей и устройства измерения расхода. Изменение расхода технологической воды осуществляется регулирующими вентилями, установленными на напорном коллекторе.
При установке аппаратуры Электрон-2М и датчика расхода ДРК 1-100-50-5 первичные приборы устанавливаются непосредственно на напорных трубопроводах в БГ, а вторичные - на стойках в отдельно стоящем приборном блоке (ОП). Для отопления блока установлены 3 маслозаполненные печи мощностью по 2 кВт с контролем температуры. Вентиляция осуществляется путем забора воздуха через воздуховод, расположенный на полу блока, осевым вентилятором типа В-06-300№ 5H1C, установленным на боковой панели.
В таблице 1.4.3 приведена техническая характеристика четырех основных групп блочных кустовых насосных станций: БКНС¥100; БКНС¥150, БКНС¥200; БКНС¥500.
Центробежные насосы секционные типа ЦНС
Насосы типа ЦНС - центробежные насосы секционные: Г - для перекачивания воды с температурой 45-105 оС (масла - 2-60 о С), М - для перекачивания масла, УН - для перекачивания утечек нефти, после цифр указывается климатическое исполнение и категория размещения насоса при эксплуатации по ГОСТ 15150-69. Допустимая массовая доля механических примесей до 0,1% и размером твердых частиц не более 0,1 мм. Давление на входе в насос при перекачивании воды должно быть не менее: - 0,1 МПа и 0,07-0,015 МПа при перекачивании масла. Максимально допустимое давление на входе всех типов - не более 0,3 МПа. Общий вид центробежного секционного насоса (ЦНС) приведен на рис. 1.4.3.
В табл. 1.4.4 приведены технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 38 и 60 м 3 /час. В табл. 1.4.5 приведены технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 105, 180 и 300 м 3 /час.
Агрегаты ЦНС 300-120…540 и ЦНС 105-98…441 предназначены для перекачивания обводненной газонасыщенной и товарной нефти с температурой 0-45оС плотностью 700-1050кг/м 3 , содержанием парафина не более 20%, механических примесей размером твердых частиц до 0,2 мм и объемной концентрацией 0,2%, обводненностью не более 90%. Давление на входе в насос составляет 0.05-0,6 МПа.
Телефон:
Прошедший инструктаж и производственное обучение персонал может быть допущен к самостоятельной работе только после проверки его знаний соответствующей комиссией. Не реже одного раза в год должен проводиться повторный инструктаж по технике безопасности.
До начала работы оператор, выполняющий работу по обработке паром высокого давления, должен убедиться в исправности и работоспособности всех узлов и систем установки.
Преподаватели Учебного Центра "Приоритет" проводят обучение в городе Бузулуке по курсу Проведение работ по обработке паром высокого давления.
Необходимые документы для приёма:
- Заявление установленного образца;
- Документы об образовании;
- Паспорт;
- СНИЛС;
После окончания курса выдается удостоверение установленного образца.
Чтобы записаться на курсы: Проведение работ по обработке паром высокого давления - позвоните нам!
Техника и технология проведения паротепловой обработки скважин
Паротепловая обработка скважин – это способ термической обработки скважины, заключающийся в периодическом подогреве призабойной зоны скважины при помощи нагнетания в пласт насыщенного пара.
Воздействие на пласт посредством нагнетания насыщенного пара проводится с целью подогрева определенной площади пласта, который направлен на увеличение продуктивности скважины. Также в результате этого мероприятия значительно улучшаются фильтрационные характеристики, меняется смачиваемость горных пород, уменьшается вязкость нефти, увеличивается подвижность нефти. Воздействие насыщенным паром на скважину производится в режиме циклической закачки в добывающие скважины. Пароциклическая обработка скважины осуществляется в три этапа:
- На первом этапе в добывающую скважину закачивается пар в течении двух-трех недель, объем нагнетаемого пара равняется примерно 30-100 тоннам на один метр нефтенасыщенной толщины пласта. Происходит нагревание скелета пласта, который содержит в себе полезное ископаемое (нефть), сопровождающееся повышением давления в призабойной зоне скважины и увеличением температурного расширения компонентов. Объем закачиваемого пара зависит от степени вязкости нефти (чем выше вязкость, тем больше объем нагнетаемого пара) и давления в пласте (чем меньше давление, тем больше объем закачиваемого пара).
- На втором этапе обрабатываемую скважину закрывают на «паропропитку», суть которой заключается в выдерживании пара для конденсации, а также для перераспределения насыщенности внутри пласта. В течении этого времени происходит выравнивание температур между горными породами пласта, флюидами и закачанным паром. Когда давление в пласте уменьшается, нефть, оттесненная от призабойной зоны скважины, начинается двигаться в сторону зоны конденсации.
- На третьем этапе на скважине начинается отбор продукции, который ведется до предельного рентабельного дебита. Дебит добывающей скважины постепенно уменьшается, из-за остывания прогретой зоны пласта. Процесс остывания подогретой зоны пласта сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что становится причиной снижения давления в зоне, которая до этого была занята насыщенным паром. Данный процесс сопровождается возникновением депрессии, которая увеличивает приток нефти в данную зону.
Готовые работы на аналогичную тему
Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту Узнать стоимостьВсе перечисленные этапы паротепловой обработки скважин составляют один цикл. Объемы закачки насыщенного пара и фазы каждого цикла непостоянны и могу изменяться от цикла к циклу, в зависимости от поставленных целей и полученных результатов. При проведении паротепловой обработки скважин, горные породы выступают в качестве теплообменников и способствуют аккумуляции тепла в процессе нагнетания пара, также происходит очистка призабойной зоны скважины от смолистых отложений и парафина.
Определение 2Призабойная зона скважины – это область, в которой все процессы, сопровождающие эксплуатацию скважины, протекают наиболее эффективно.
Во время проектирования и проведения пароциклической обработки должны быть рассмотрены такие вопросы, как выбор оборудования, разработка схемы обустройства, составление программы проведения мероприятия, оценка целесообразности проведения мероприятия, оценка температурных условий, обоснование параметров пароциклической обработки, а также проведение гидравлического расчета для конкретной скважины, для определения возможных параметров и темпов закачиваемого пара.
Техника и оборудование для проведения паротепловой обработки скважин
При паротепловой обработке скважин используются специальные техника и оборудование, парогенераторные установки отечественного и зарубежного производства. Парогенераторные установки предназначены для выработки пара. Котлоагрегаты таких установок могут работать на жидком топливе, а также на природном газе.
Отечественные агрегаты серии АДПМ используются для депарафинизации добывающих скважин горячей нефтью. Сам агрегат монтируется на шасси автомобиля КраЗ 255 Б1А и состоит из:
- Вспомогательных трубопроводов.
- Технологических трубопроводов.
- Системы автоматики.
- Системы КИП.
- Системы подачи топлива.
- Системы подачи воздуха.
- Нагревателя нефти.
- Нагнетательного насоса.
Рабочий процесс такого агрегат проходит следующим образом. Нефть, которая привозится в специальных автоцистернах, закачивается насосом агрегата, затем прокачивается через нагреватель агрегата, где нагревается до определенной температуры. После этого нефть закачивается в скважину и расплавляет отложения парафина и выносит их на поверхность земли, тем самым очищает призабойную зону и увеличивает приток полезного ископаемого.
Геологопромысловая характеристика месторождения. Общие сведения о месторождении
Оператор 3 разряда - Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов. Отбор проб для проведения анализа. Участие в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ.
Оператор 4 разряда - Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий. Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке. Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики.
Оператор 5 разряда - Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата и подземного хранения газа. Разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов простого нефтепромыслового оборудования и арматуры. Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара.
Оператор 6 разряда - Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования. Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников) под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы УКПГ, цеха.
Мастер – Помощник старшего мастера. Заказывает и договаривается с техникой; принимает информацию о кустах от операторов. «Правая рука» старшего мастера.
Старший мастер – Полностью связан со всеми людьми в цеху. Через него осуществляются какие-либо сложные или опасные работы, так как он несет ответственность за людей своей бригады и за рентабельность своего фонда.
3.2 Основные способы эксплуатации скважин на месторождении:
- характеристика наземного и погружного оборудования УШГН, УЭЦН;
- технологический режим работы УШГН, УЭЦН и способы регулирования режима эксплуатации скважин;
- элементы автоматизации и диспетчеризации на промысле
Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин — от десятков килограмм в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200 — 3400 м.
а) наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;
б) подземное оборудование — насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
Рис. 12. Схема штанговой насосной установки
Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 12) 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 .
- Оборудование для бесштанговой эксплуатации скважин.
В УШСН наиболее ответственное и слабое звено-колонна насосных штанг — проводник энергии от привода, расположенного на поверхности.
В связи с этим разработаны насосные установки с переносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним относятся установки погружных центробежных, винтовых и диафрагменных электронасосов. Электроэнергия в этом случае подается по кабелю, закрепленному на НКТ. Имеются глубинные насосы, например, гидропоршневые, струйные, которые используют энергию потока рабочей жидкости, подготовленной на поверхности и подаваемой в скважину по трубопроводу (НКТ).
Главной отличительной особенностью бесштанговых глубинных насосов (БШГН) является отсутствие механической связи между наземным приводом и самим насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса.
Наиболее обширную и потому первую группу в классе бесштанговых насосов составляют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН).
Ко второй группе относятся установки электродиафрагменных насосов (УЭДН), в которых подача жидкости производится колеблющейся гибкой диафрагмой. Область их использования - малодебитные скважины.
Третью группу составляют установки электровинтовых насосов (УЭВН). Их доля в общем балансе добычи нефти в настоящее время незначительна.
Четвертую группу составляют установки гидропоршневых насосов (УГПН), они получили пока ограниченное применение на Российских промыслах.
Пятую группу составляют установки струйных насосов (УСН),разработанные и испытанные в настоящее время на про мыслах.
Рассмотрим каждую из перечисленных групп бесштанговых насосов.
- УЭЦН.
Установка предназначена для подъема жидкости с содержанием в ней воды на более 99%, механических примесей не более 0,01%, с температурой не более 90 о С. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей 0,05%. Средний дебит установки составляет 100…500 м 3 /сут., дебит 40-1000 м 3 /сут, напор насоса от 550 м и выше (550-1800 м – отечественные насосы).
К подземному оборудованию относятся:
а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки (ЭЦН)
б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса
в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора
г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД
д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность
е) клапан обратный, исключающий переток жидкости из НК'Г через насос во время остановки насоса и его обратное вращение, облегчает запуск двигателя
ж) клапан сливной, обеспечивающий выход жидкости из НКТ перед подъемом установки.
К наземному оборудованию относятся:
а) устьевая арматура, служащая для направления и регули рования дебита поступающей жидкости из скважины и гермети зации устья и кабеля
б) станция управления погружным двигателем, осуществ ляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН
в) трансформатор, предназначенный для регулирования вели чины напряжения, подаваемого к ПЭД
г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спускоподъемных операциях.
Отечественная промышленность освоила и в настоящее вре мя выпускает более 300 типоразмеров УЭЦН. Каждый типораз мер имеет определенный шифр.
Например, УЭЦНМ5 - 125 - 1200 обозначает: У - установка, Э - привод от электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос, М - модульного исполнения, 5 - группа насоса (диаметр обсадной колонны), 125-подача насоса (м 3 /сут), 1200 напор (м). Буквы К, Т, И в шифре обозначают соответ ственно коррозионностойкое, теплостойкое или износостойкое исполнение.
- Осложнения при работе фонтанной скважины.
Часто встречающимся осложнением при работе фонтанных скважин является выпадение из нефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа.
Добыча нефти при наличии в ней парафина осложняется выпадением парафиновых отложнений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных линиях, в резервуарах.
Парафиновые отложения состоит из парафина, нефти, смолистых компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка.
Парафиновые отложения нарушают нормальную работу скважин: их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи нефти.
В условиях Башкирии затраты на депарафинизацию промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой нефти.
Начало отложения парафина отмечается на глубине 800-900 м. Наибольшие отложения наблюдаются примерно на глубине 100-200 м.
Фонтанный лифт диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут. полностью запарафинивается примерно за пять суток. За это время в лифте скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины при этом снижается до 50 т/сут.
Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на выпадение парафина из нефти.
В пластовых условиях парафин обычно находится в растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования.
Выпадению парафина способствует снижение температуры в лифте. Температура начала кристаллизации парафина для месторождений Татарии и Башкирии находится в пределах 15…35 градусов С.
Снижение температуры в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в свою очередь снижением давления по мере перемещения частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также при снижении устьевого давления.
Эмаль более прочна, чем стекло, стойка к агрессивным жидкостям, но также разрушается при механическом воздействии.
Следует сказать, что процесс нанесения стекла и эмали требует нагрева трубы до 700 о С и выше, что вызывает изменения в структуре металла и ведет к снижению прочности.
Эпоксидная смола является упругим материалом, наносится при температуре +100 о С, процесс нанесения может быть осуществлен в условиях промысловых мастерских. При высоком качестве подготовки поверхности и соответствующем подборе материалов покрытие долговечно и надежно, противостоит парафинообразованию.
Следует упомянуть и метод борьбы с парафином, заключающийся в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая система, состоящая из скребков переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой, программного реле времени и концевых выключателей.
Конструктивно скребки были выполнены так, что при движении вниз они уменьшали свой диаметр, что обеспечивало им свободной проход даже при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме же они увеличивали диаметр и срезали парафин.
Скребки в некоторых нефтяных районах применяются и в настоящее время.
Очистка устьевой арматуры, а также труб от парафина производится депарафинизационным передвижным агрегатом, представляющим собой автомобиль, на котором установлен нагреватель.
В нагревателе монтируется труба, через которую прокачивается жидкость. Здесь она нагревается до определенной температуры и направляется в скважину. Агрегат может быть подключен на «циркуляцию», т.е. выходящая из скважины жидкость направляется в печь, подогревается до 100 о С и возвращается в затрубное пространство скважины. В процессе циркуляции производится очистка ствола скважины и НКТ.
- Методы борьбы с солеотложениями на рабочих органах уэцн, ушгн.
- химический - борьба с отложением водонерастворимых солей в скважине и системе сбора. Применяют ингибиторы: гексаметафосфат натрия (NaPO3)6 и триполифосфат натрия (Na5P3O10) как в чистом виде, так и с добавлением присадок. Сущность метода в том, что при образовании кристаллов солей они тут же сорбируют из раствора ингибитор, в результате этого на поверхности кристаллов возникает коллоидная оболочка, препятствующая прилипанию их к поверхности труб. Так же можно применять соляную кислоту, но она ведет к усиленной коррозии оборудования. Для удаления отложения солей на оборудовании применяют композитные составы из ингибиторов солеотложений, раствора ингибитора соляной кислоты и ПАВ, синол.
- физический – воздействие магнитного поля и ультразвуковых колебаний. При обработке воды магнитным полем создаются условия для образования большого количества мелких кристаллов, которые затем выпадают в виде аморфного шлама, легко удаляемого потоком жидкости.
- технологический – предупреждение отложения солей направлены на: сдвиг карбонатного равновесия в ионную сторону – исключение контакта пластовой воды со стенками трубопровода. Для этого повышают давление в системе или вводят свободный диоксид углерода (т.е. повышают парциальное давление CO2), или подкачивают пресную воду. Для борьбы с образованием и отложением водорастворимых солей применяют метод подачи в скважину пресной воды (непрерывный подлив на забой и периодический)
- Элементы автоматизации и диспетчеризации на промысле.
Современные принципы построения систем автоматического управления неф тегазодобывающими предприятиями. Системы автоматизации нефтяных скважин. Автоматизация скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Режим работы скважин. Самозапуск скважин. Отключение электродвигателя станка-качалки при аварийных состояниях оборудования: обрыве фаз, ремней, повышении или пони жении давления в выкидном нефтепроводе от установленных значений, токовых перегрузках и коротких замыканиях электродвигателя. Автоматизация скважин, оборудованных электропогружными насосами. Отключение погружного электродвига теля при отклонении напряжения питания от номинальных значений, перегрузках и недогрузках, автоматическое повторное включение при восстановлении уровня жидкости в скважине, непрерывный контроль сопротивления изоляции кабеля и отключение двигателя при значительных снижениях давления в напорном нефтепрово де скважины и др.
Автоматизация скважин, оборудованных электродиафрагменными и электро винтовыми насосами.
Автоматизированные групповые замерные установки, их устройство и принцип работы. Технологическая схема замера дебита скважин.
Автоматизация дожимных насосных станций. Автоматическое регулирование производительности ДНС контроль за уровнем жидкости в буферных емкостях, вклю чение рабочих и резервных насосов. Автоматическая защита ДНС при аварийных уровнях нефти, повышения давления и др.
Автоматизированные сепарационные установки. Автоматическое регулирова ние уровня нефти в сепараторах, регулирование давления в газовой линии. Регулято ры уровня и давления прямого действия.
Автоматизированные блочные установки подготовки нефти. Система автома тики безопасности подогрева газонефтяной смеси в трубчатых печах.
Автоматическое измерение массы товарной нефти. Станции учета нефти КОР-МАС и особенности их применения в производственных условиях.
Автоматизация нефтеперекачивающих насосных станций. Технологическая схема и аварийная защита агрегатов при нарушении технологических регламентов.
Автоматизированные блочные кустовые насосные станции. Блок автоматическо го управления, защиты и контроля параметров технологического оборудования насос ных блоков. Выбор режима работы оборудования насосной станции, учет закачиваемо го агента.
Автоматизация добычи и промысловой подготовки газа. Автоматическое управ ление производительностью промысла. Телемеханизация технологических процессов добычи нефти и газа. Агрегатная система телемеханики. Устройство контролируемых пунктов управления. Телеизмерение дебита нефтяных скважин. Системы телемеханики для технологических объектов газодобывающих предприятий.
3.3 Схема ППД
Система ППД должна обеспечивать:
– необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответ ствии с проектными документами;
– подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода, микроорга низмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;
– проведение контроля качества воды системы ППД, замеров приеми стости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по груп пам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом:
– герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;
– возможность изменения режимов закачки воды в скважины, про ведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.
В состав системы ППД входят (рис. 1):
1) источники поставки воды – поверхностные воды из открытых во доемов (водозабор), сеноманские воды (водозаборные скважины), сточные (пластовая) воды с УПСВ ДНС;
2) специальные водоочистные установки для подготовки воды;
3) система низконапорных водоводов с давлением до 3,0 МПа;
4) кустовые насосные станции по закачке агента (КНС);
5) система высоконапорных водоводов и распределительных блоков (ВРБ) с давлением до 20 МПа;
6) фонд нагнетательных скважин.
Рис. 1. Состав системы поддержания пластового давления
Основной задачей КНС является нагнетание воды в продуктивные неф тяные пласты для поддержания или создания необходимых пластовых давлений, установленных технологической схемой разработки месторож дений. Насосные станции в зависимости от конструктивного исполнения подразделяются на блочные кустовые (БКНС), оборудование которых мон тируют в специальных блок-боксах на заводах-изготовителях, и кустовые (КНС), технологическое оборудование которых монтируют в капитальных сооружениях.
Курс обучения на оператора по добыче нефти и газа в России (3-7 разряд)
Обучение на оператора по добыче нефти и газа – обязательное требование к специалистам, которые обеспечивают бесперебойную работу скважин, комплексных установок, трубопроводов в целях добычи, переработки, распределения нефти и газа (Приказ Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 18 ноября 2014 г. №898н). Курс рекомендован специалистам как дополнительное профессиональное образование, но на его основе можно также повышать квалификацию.
Информация о курсе
| Код программы | 15824 |
|---|---|
| Направление | Обучение рабочим профессиям |
| Курс | Оператор по добыче нефти и газа |
| Часы/Разряд | (3-7 разряд) |
| Тип обучения | Дистанционное обучение в России |
| Вид обучения | Обучение |
Что включает в себя обучение оператора по добыче нефти и газа?
Обучение рабочей профессии с выдачей удостоверения оператора по добыче нефти и газа позволяет получить исчерпывающие знания по ведению технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание и наладка машин и механизмов.
Справка! Корочка оператора по добыче нефти и газа необходима горнорабочим и рабочим других профессий по добыче полезных ископаемых подземным и открытым способами, в том числе бурильщикам скважин и колодцев и представителям родственных профессий.Курс позволяет получить удостоверение оператора по добыче нефти и газа 3-7 разрядов. В нем рассматривается широкий круг вопросов, которые позволяют соискателю сразу приступить к работе по специальности после окончания обучения:
- чтение чертежей и схем;
- применение гидравлики;
- геология нефти и газа;
- техника и технология бурения скважин;
- способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин;
- использование ресурсосберегающих технологий;
- добыча газа из газовых и газоконденсатных месторождений;
- конструкция запорно-регулирующей арматуры;
- сбор и подготовка скважинной продукции;
- оборудование для промыслового сбора и подготовки нефти, газа и воды;
- применение контрольно-измерительных приборов при добыче нефти.
Важный момент! В зависимости от присваиваемого слушателю разряда, сроки проведения теоретических и практических занятий могут варьироваться.
Программа обучения Оператор по добыче нефти и газа охватывает такие вопросы теоретического и практического характера:
Читайте также: