Нефтяные и газовые скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ

1.СВЕДЕНИЯ О КОНСТРУКЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Элементы конструкции скважин приведены на рис. 1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Рис. 1. Конструкция скважины:

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт;

4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне;

I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна;

IV - эксплуатационная колонна.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

2. НАЗЕМНОЕ ОБОУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Многообразие условий разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин предопределяет определенные, достаточно жесткие требования к оборудованию фонтанных скважин. Не менее жесткие требования к оборудованию диктуются законами охраны недр, окружающей среды, техники безопасности и обеспечения условий жизнедеятельности работающего персонала.

Принципиально наземное оборудование фонтанных скважин состоит из следующих элементов: колонная головка, фонтанная арматура и манифольды.

Колонная головка

Верхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается колонной головкой. Колонная головка предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, обвязки обсадных колонн и установки фонтанной арматуры.

Рис. 2. Схема колонной головки: 1 - фланец катушки; 2 - пробка; 3 - корпус головки; 4 - резиновые кольца; 5 - пакер; 6 - клинья; 7 - патрубок; 8 - фланец; 9 - эксплуатационная колонна; 10 - фланец кондуктора.

Колонная головка при эксплуатации скважины должна не только герметизировать межтрубные пространства, но и позволять замерять в них давление, отводить из них газ или заполнять их тяжелой жидкостью при газопроявлениях. Для этого в колонных головках имеются отверстия, закрытые пробками. Вместо пробок можно подсоединять манометры или технологические трубопроводы.

В зависимости от количества обсадных колонн, спущенных в скважину, выпускаются одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки, но все они должны удовлетворять следующим требованиям:

- надежная герметизация межтрубных пространств;

- возможность контроля за давлением во всех межтрубных пространствах;

- быстрое и надежное крепление подвески обсадных колонн; - универсальность (возможность использования различных обсадных колонн);

- быстрый и удобный монтаж;

- минимально возможная высота;

- высокая надежность (в процессе эксплуатации скважины колонная головка не подлежит ремонту).

Колонные головки выпускаются на различное давление от единиц МПа до десятков МПа. В процессе бурения на колонной головке монтируются превенторы. Перед эксплуатацией скважины превенторы демонтируют и на них устанавливают фонтанную арматуру.

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура предназначена для:

- подвески одной или двух колонн НКТ;

- герметизации и контроля пространства между колоннами НКТ и затрубного пространства;

- проведения различных технологических операций при вызове притока, освоении, эксплуатации, исследовании и ремонте; - направления продукции скважины на замерную установку;

- регулирования режима работы скважины и проведения глубинных исследований путем спуска приборов в подъемник; - закрытия скважины (при необходимости).



Рис. 3. Схема фонтанной арматуры.

Манифольды

Манифольды предназначены для обвязки выкидов фонтанных скважин (арматуры фонтанных скважин) со сборными коллекторами, транспортирующими продукцию скважин на пункт сбора и подготовки. Манифольды предусматривают установку на них штуцеров, вентилей для отбора проб продукции скважин, запорных устройств и предохранительных клапанов. Основные узлы манифольдов унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры и на концах имеют фланцы под трубы диаметром 80 мм.

Рис. 4. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры

На рис. 4 показаны стандартизированные узлы сборки манифольда. Они очерчены четырехугольником и помечены номером (№ 1, № 2, № 3). Схема предусматривает два регулируемых штуцера 1, два вентиля для отбора проб жидкости и газа 2, запорные устройства 3 для сброса продукции на факел, тройники 4, крестовики 5, предохранительный клапан 6, фланцевые соединения 7. Основные узлы манифольда унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры.

3. ОБСЛУЖИВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

В процессе обслуживания фонтанных скважин оператор по добыче нефти обязан контролировать их работу, регулировать дебит в соответствии с установленным режимом, производить проверку действия, осмотр, профилактический, а в необходимых случаях п текущий ремонт оборудования и средств автоматики, установленных на скважине.

Текущий контроль за работой скважины осуществляется по величине дебита, а также наблюдением за величиной буферного и затрубного давления. Обычно дебит замеряют один или два раза в неделю по специальному графику (на многих промыслах эта работа выполняется под руководством геологической службы промысла замерщиками дебитов), но во многих случаях, когда возникает сомнение в соответствии дебита скважины установленному режиму, оператор должен делать контрольные замеры большей или меньшей продолжительности. Основанием для выполнения внеочередного контрольного замера дебита может быть изменение буферного или затрубного давления, всякое нарушение характера работы скважины или замена штуцера.

По графику, утвержденному мастером по добыче или начальником участка, оператор производит проверку штуцеров. На промыслах, где добывается нефть с песком, эта операция выполняется с целью проверки степени износа штуцера под действием песка, а на промыслах, где добывается парафинистая нефть, проверкой определяется (ориентировочно) количество отложений парафина около штуцера. В случае необходимости оператор должен самостоятельно принимать необходимые меры по исправлению работы скважины и сообщать об обнаруженных неисправностях мастеру или диспетчеру.

В скважинах, дающих парафинистую нефть, через каждые два-три дня фонтанная струя переводится с одной выкидной линии на другую, что способствует более равномерному отложению парафина в каждой из них в период между очередными обработками обвязки скважины паром. Сокращение дебита скважины вследствие увеличения сопротивления потоку и выкидных линиях при регулярном выполнении этой операции становится менее заметным.

Все работы, выполняемые оператором с целью проверки и сохранения установленного отбора нефти из скважины, так же как и результаты измерений дебита, буферного и затрубного давления должны фиксироваться в вахтовом журнале в конце рабочего дня.

Помимо общего наблюдения за работой скважины и обеспечения заданного режима ее фонтанирования, оператор во время ежедневного обхода скважин обязан проводить следующие работы, связанные с обслуживанием и ремонтом наземного оборудования:

1) устранять утечки и пропуски нефти и газа во фланцевых соединениях, сальниковых уплотнениях фонтанной арматуры и выкидных трубопроводов; своевременно заменять изношенные и поврежденные прокладки;

2) устранять мелкие неисправности фонтанной арматуры и прискважинного оборудования для сепарации, сбора и откачки нефти;

3) проверять действие и выполнять регулировку механизмов автоматической депарафинизационной установки, а также осматривать отдельные ее узлы и производить мелкий ремонт;

4) проверять действие отсекающих автоматических устройств, которыми оборудована скважина, путем создания аварийного положения (переполнения) индивидуальной или групповой емкости для сбора нефти;

5) очищать прискважинную территорию от следов нефти, от парафина, мусора, а также от поросли травы и кустарника.

На тех промыслах, где практикуется совмещение профессий оператора и электромонтера по обслуживанию средств автоматики, в обязанности оператора вменяются также проверка и профилактический осмотр электрической части средств автоматики, установленных на скважине. Большую часть работ на скважине оператор выполняет самостоятельно, но в тех случаях, когда по характеру работы требуется участие двух или трех человек, на помощь оператору приходит старший оператор - руководитель смены или дежурные операторы и слесари.

При обслуживании фонтанных скважин необходимо выполнять правила безопасности общего характера.

1. Измерение давления должно производиться исправными, прошедшими госпроверку манометрами, а подключение их к скважине должно осуществляться через трехходовые краны.

2. Обслуживание фонтанной арматуры следует выполнять с металлических площадок, имеющих лестницы и ограждения. Размеры настила площадки (из рифленого листового железа или 40-мм досок) должны быть не менее 1,5х1,5 м, высота перил не менее 1,25 м. Ширина металлической лестницы должна быть но менее 1 м, уклон не более 60° и расстояние между ступенями не более 25 см.

3. На верхней площадке фонтанной арматуры и на лестнице нельзя размещать никакие предметы. В виде исключения разрешается оставлять на площадке лубрикатор в собранном виде, но при этом он должен надежно закрепляться к перилам или раме площадки.

4. Верхнее положение скребка следует устанавливать так, чтобы в любом случае обеспечивалось свободное закрывание центральной задвижки.

5. При всех работах по ремонту узлов автоматической лебедки и лубрикатора лебедку следует обесточить путем отключения рубильника, а скребок втянуть в лубрикатор и закрыть буферную задвижку.

При ликвидации аварийного разматывания проволоки с барабана лебедки применяются такие же меры предосторожности. Если же в это время скребок находится в скважине на глубине, необходимо наделаю закрепить скребковую проволоку за нижний пояс вышки и до отказа затянуть сальник лубрикатора.

6. При работе со скребковой проволокой следует соблюдать необходимые меры предосторожности, особенно оберегая глаза от повреждения свободным концом проволоки.

Обрубать проволоку нельзя, следует переламывать ее, предварительно расплющив место слома. При наматывании «жучка» в процессе крепления скребка и других аналогичных работах свободный конец проволоки следует оставлять длиной не более 30 см.

Нельзя выдергивать куски проволоки из земли, из-под тяжелых предметов и т.п. без защитных очков и рукавиц.

4. НАЗЕМНОЕ ГАЗЛИФТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Основным источником при газлифтной эксплуатации является газ газовых месторождений, а также попутно добываемый газ. В процессе подъема нефти газ, выполняющий роль рабочего агента, насыщается тяжелыми газообразными углеродами, а также содержит определенное количество жидкой фазы (отработанный газ). В замкнутом технологическом цикле отработанный газ должен быть соответствующим образом подготовлен перед подачей его на компримирование. Подготовка этого газа в основном заключается в его подготовке и удалении жидкой фазы. Природный газ газовых месторождений перед подачей в скважины проходит специальную обработку по удалению из него конденсата и влаги; в противном случае в системе газоснабжения и газораспределения образуются кристаллогидраты, нарушающие нормальную работу системы. Для отделения конденсата и осушки газа используются различные системы; газоперерабатывающие заводы с установками по низкотемпературной сепарации газа; абсорбционные установки для выделения из газа бензиновых функций; установки по осушке газа от влаги с использованием твердых адсорбентов; установки по очистке газа от сероводорода, механических примесей и Т.П. Обязательным элементом подготовки газа является его подогрев в беспламенных газовых печах.

Основные операции подготовки природного газа:

1. На устье газовых скважин ввод в газ ингибиторов гидратообразования (хлористый кальций, метанол, гликоли).

2. Охлаждение газа с частичным понижением давления с целью отделения жидкости (низкотемпературная сепарация газа).

3. Дросселирование газа для снижения давления до рациональной величины.

4. Подогрев газа в газовых печах.

5. Пропускание газа через аппараты высокого давления (фильтры-пылеуловители) для отделения механических примесей. Эта операция является чрезвычайно ответственной, в противном случае возможна эрозия газлифтных клапанов, регулирующей и контрольно-измерительной аппаратуры.

5. ОБСЛУЖИВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Обслуживание газлифтных скважин включает исследование газлифтных скважин, анализ их работы и устранение неисправностей газлифтной установки.

Целью исследования является определение параметров пластов, пластовых жидкостей и призабойной зоны для оценки рационального расхода рабочего агента (газа) по критерию максимума добычи нефти или минимума удельного расхода газа.

Основной метод исследования газлифтных скважин -- метод пробных откачек. Забойное давление при этом определяется глубинным манометром или расчетом по давлению нагнетаемого газа.

Осложняющие условия эксплуатации газлифтных скважин требуют проведения необходимых оргтехмероприятий.

Для борьбы с пескопроявлением используют:

- фильтры для закрепления призабойной зоны;

- ограничение депрессии для предотвращения разрушения скелета нефтесодержащих пород;

- конструкции подъемных лифтов и режимы их работы, при которых обеспечивается полный вынос песка.

Для борьбы с парафином, гидратами, солеотложением, образованием эмульсии, несмотря на повышенную металлоемкость установки, иногда используют второй ряд НКТ, что позволяет закачивать в кольцевое пространство между ними растворители и химреагенты без остановки скважины.

Образование ледяных и гидратных пробок в скважинах и негерметичностях лифта устраняют следующими методами:

устранением негерметичности лифта и уменьшением перепада давления на клапане;

вводом ингибитора в нагнетаемый газ;

подогревом газа; снижением давления при прекращении подачи газа на скважину.

6. НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ УЭЦН

Трансформаторы

Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц. Трансформатор повышает напряжение, чтобы двигатель на вводе в обмотку имел заданное номинальное напряжение. Рабочее напряжение двигателей составляет 470-2300 В. Кроме того, учитывается снижение напряжения в длинном кабеле (от 25 до 125 В/км).

Станция управления

Станция управления предназначена для управления работой и защиты УЭЦН и может работать в ручном и автоматическом режимах. Станция оснащена необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле (максимальные, минимальные, промежуточные, реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и установка отключается.

Станция управления выполнена в металлическом ящике, может устанавливаться на открытом воздухе, но часто размещается в специальной будке.

Оборудование устья скважины

Оборудование устья обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции, регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технологических операций.

Устье скважины для эксплуатации установками ЭЦН (рис. 5) оборудуется либо стандартной фонтанной арматурой со специальной планшайбой для пропуска и герметизации кабельной линии, либо специальным оборудованием.

нефть скважина коррозия



Рис. 5. Схема оборудования устья скважины при эксплуатации ее ЭЦН.

7. ОБСЛУЖИВАНИЕ УЭЦН

Во время эксплуатации УЭЦН необходимо вести систематический контроль за состоянием всех электрических приборов, аппаратов и наземного оборудования.

Контроль за состоянием электрооборудования ЭЦН, а также за работоспособностью ЭЦН осуществляется специалистом по обслуживанию таких установок. В межремонтный период работы установки производится профилактический осмотр не реже чем через три месяца. При производстве профилактических работ осуществляется:

-проверки состояния и подтяжка болтовых соединений, обращая особое внимание на затяжку болтовых соединений токоведущих цепей, так как искрение и нагрев при слабой затяжке могут вызвать перебой в работе блока управления;

-проверка целостности и очистка всех изоляционных деталей;

-зачистка контактных поверхностей, не имеющих гальванопокрытия протираются бензином с последующей смазкой техническим вазелином.

После производства профилактических работ необходимо проверить функционирование защитных цепей установки.

Ежедневный осмотр за работоспособностью установки ЭЦН производится оператором по добыче нефти и газа.

При этом оператор по добыче должен:

- произвести внешний осмотр УЭЦН, на целостность всех входящих в него оборудований (токопроводящего кабеля, станции управления питающего трансформатора);

- снимаются показания приборов на панели управления. ШГС (нагрузка по показанию амперметра, напряжение в питающей сети, сопротивление изоляции, срабатывание элементов защиты), все изменения параметров по этим контрольным приборам передаются специалисту по обслуживанию ЭЦН и диспетчеру. Своевременное принятие соответствующих мер по устранению этих неисправностей позволяет увеличить межремонтный ресурс работы ЭЦН;

- контроль за работой установки путем опрессовки, когда преднамеренно поднимается давление. При исправной работе ЭЦН в зависимости от типа установки, при правильной фазировке поднятия давления до определенного давления производится за определенный промежуток времени. Контроль за работой ЭЦН можно также осуществлять путем снятия замеров - это один из главных факторов стабильной работы ЭЦН.

По изменению нагрузки можно судить о запарафиненности труб НКТ или же об уменьшении КПД насоса из-за попадания песка через сетчатый фильтр, уменьшение нагрузки - первый признак негерметичности в трубах НКТ или пропуска части жидкости через перепускной клапан устьевой арматуры. Комплексный подход при анализе изменения нагрузки, нестабильности дебита, прослеживание динамического и статических уровней позволяет своевременно планировать вид ремонтных работ.

При уменьшении динамического уровня с работающей установкой до минимальных критических значений производится переключение работы ЭЦН на соответствующий режим, поддерживающий безопасный для работы ЭЦН динамический уровень. Оператор по добыче нефти и газа также должен знать основные характеристики обслуживаемых ЭЦН, уметь производить пуск и остановку установки.

8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Под установленным технологическим режимом скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим проектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа и соблюдение условии надежности эксплуатации. Технологический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлениями;

б) дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором;

в) типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.).

Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти , жидкости и газа, и утверждаются главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки.

Ответственность за соблюдением установленных режимов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.

Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической службами нефтегазодобывающих предприятий. В порядке надзора контроля осуществляют вышестоящие организации и органы Госгортехнадзора СССР.

Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, (эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и т.д.).

Пуск новых, необорудованных для индивидуального замера дебита и исследования скважин в эксплуатацию не разрешается .

Материалы по режимам работы скважин подлежат анализу и обобщению:

а) цех по добыче нефти (нефтепромысел) проводит оперативный анализ выполнения установленных режимов, намечает план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего предприятия;

б) нефтегазодобывающее управление обобщает результаты анализа режимов по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и др. и отражает их в ежегодных отчетах.

9. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:

сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

обезвоживание продукции;

обессоливание;

стабилизация нефти.

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50^о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды > 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН - 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10 . В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50^оС, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49^оС поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

10. ТРУБОПРОВОДЫ

Характеристика трубопроводов и транспортируемой продукции.

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами.

Рис. 6. Трубопроводы.

Руководящим документом по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов является РД 39 - 132 - 94. Продукция, транспортируемая трубопроводами, это агрессивная смесь из нефти, газа и пластовой воды, содержащая механические примеси, серу, парафины, кальцит и другие вредные вещества. Она представляет собой газированную жидкость коричневого (светло-коричневого) цвета.

Все внутрипромысловые трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора и коррозионной активности транспортируемой среды подразделяются на четыре категории.

Категории участников промысловых трубопроводов определяются в соответствии с приложением 20 РД 39-132-94.

На нефтепромысле применяется следующая классификация трубопроводов:

выкидные линии (трубопровод от устья скважины до АГЗУ);

нефтесборные коллекторы (трубопроводы от АГЗУ до ДНС или УПСВ);

внутриплощадочные трубопроводы (трубопроводы площадочных объектов);

напорные нефтепроводы (трубопроводы в которых нагнетание жидкости осуществляется насосными агрегатами);

водоводы низкого и высокого давления, включая нагнетательные линии (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами);

газопроводы низкого и высокого давления (газопроводами низкого давления обычно являются факельные газовые линии).

Техническая эксплуатация трубопроводов.

Общие положения.

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопроводов частично или полностью должны быть установлены охранные зоны:

вдоль трасс трубопроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 50 м. от оси трубопровода с каждой стороны;

вдоль трасс многониточных трубопроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 50 м. от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

вдоль подводных переходов трубопроводов - в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток трубопроводов на 100 м. с каждой стороны.

В охранных зонах трубопроводов должны быть предусмотрены плакаты с запретительными надписями против всякого рода действий, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов либо привести к их повреждению, которые устанавливаются вдоль трасс трубопроводов в пределах видимости, но не реже, чем через 1 км друг от друга. Трасса подземных трубопроводов через каждый километр и в местах поворота должна быть закреплена на местности постоянными знаками, высотой 1,5 - 2 м. на которых содержится информация о местоположении оси трубопровода, километре трассы, телефон эксплуатирующей организации.

Закрепительные знаки должны быть также установлены на переходах через естественные и искусственные препятствия. Двумя знаками с каждой стороны, по створу трассы закрепляются:

пересечения автомобильных дорог 1..3 категорий;

переходы через крупные овраги шириной более 50 м.;

переход через каналы.

Борьба с осложнениями.

Технологическая схема и конструктивное оформление трубопроводов сбора нефти выбираются из условий эффективного применения технологических методов борьбы со следующими вредными факторами:

коррозией (обеспечение эмульсионного течения, использование ингибитора коррозии) трубопроводов,

замораживанием (достаточного заглубления, использование теплоизоляционных материалов),

отложениями песка (пескоуловители), парафина (очистка пропуском очистных устройств, пропарка),

скоплениями пластовой воды и газа в них (обеспечение скорости выноса водных и газовых скоплений).

Замораживание трубопроводов.

Во избежание замораживания продукции, трубопроводы заглубляются в грунт ниже точки промерзания. Для предотвращения замораживания участков трубопроводов, незаглубленных в грунт (надводные и надземные переходы), необходимо обеспечивать бесперебойную работу трубопроводов в соответствии с регламентными нормами, строго соблюдать технологические параметры работы трубопроводов, своевременно производить подачу в трубопроводы хим.реагенты, предотвращающие замораживание трубопровода, при длительной остановке необходимо заполнить чистой нефтью, Допускается обмотка трубопроводов утеплителями. Для ликвидации замороженных участков трубопроводов разрешается применять отогрев горячей воды или паром.

Использовать открытый или закрытый огонь для отогрева трубопроводов строго запрещается!

Отложения парафина, песка, окислов железа.

Для предотвращения отложений парафина, песка, окислов железа и других механических примесей в трубопроводах необходимо строго соблюдать технологические параметры работы трубопроводов, проводить мероприятия по предупреждению данных отложений, использовать хим.реагенты, предотвращающие отложения парафина. Для ликвидации отложений парафина и механических примесей необходимо производить очистку полости трубопроводов, применяя очистные устройства (скребки ЩС,ЩСП,ГРВС, СМР и др.) согласно инструкций по очистке полости трубопроводов. Допускается промывка полости трубопровода горячей нефтью. Узлы запуска и приема очистных устройств должны предусматриваться на трубопроводах диаметром 200 мм. и более. Выбор метода очистки (механический, химический, термический, комбинированный) должен быть подтвержден технико-экономическим расчетом.

Защита от коррозии.

Комплекс мероприятий по защите от внутренней коррозии разрабатывается проектной организацией и в общем случае включает:

Технологические методы:

Поддержание в системе нефтесбора гидродинамического (турбулентного) режима течения продукции скважин, препятствующего выпадению свободной воды из нефтяного потока;

Сброс избыточного количества свободной воды на УПСВ;

Очистку трубопроводов от механических примесей, продуктов коррозии, воды в застойных зонах;

Специальные методы защиты, включают применение покрытий, футеровок химических реагентов, электрохимическую защиту.

Контроль коррозийной активности и физико-химических свойств среды.

Защита трубопроводов от внешней коррозии осуществляется с помощью изоляционных покрытий и средств электрохимзащиты, которые предусматриваются проектом и монтируются на трубопроводах до их сдачи в эксплуатацию. В процессе эксплуатации трубопроводов необходим постоянный контроль за состоянием изоляционного покрытия и нормального функционированием средств ЭХЗ, который осуществляет служба электрохимической защиты НГДУ.

Размещено на Allbest.ru