Оборудование для нагнетания воды в пласт

Очищенная и обработанная вода направляется из резервуаров к насосным станциям - стационарным или блочным. Первые представляют собой капитальные помещения с насосами, аппаратурой управления и контроля, электрооборудованием и бытовыми помещениями. Станции второго типа состоят из блоков заводской комплектации. Кустовые насосные станции соединяются с питающим трубопроводом, который может быть кольцевым и опоясывать месторождение или линейным. От КНС жидкость под давлением направляется к нагнетательным скважинам, причем по мере разработки, добывающие скважины переводятся в нагнетательные.

Блочная кустовая станция состоит из ряда блоков: насосных, управления, электроаппаратуры, распределительного и бытового. Наиболее ответственными элементами КНС являются насосные агрегаты. К ним предъявляются определенные требования:

1. КПД в рабочем режиме 70-75 %

2. Равномерная подача

3. Моторесурс 7-10 тыс. часов, а продолжительность безостановочной работы 600-1000 часов.

4. Минимальные габаритные размеры

5. Устойчивость материала деталей гидравлической части к перекачиваемым жидкостям.

Схема блочной КНС:

1 - магистральный водопровод; 2 --буферная емкость; 3 -- приемный коллектор; 4, 9,11 -- задвижки; 5 -- центробежные насосы; 6 -- электродвигатели; 7 --задвижки с дистанционным управлением; 8 -- высоконапорный коллектор; 10 -- сборный коллектор для грязной воды; 12 -- емкость

Насосы, используемые для перекачки жидкости в пласт - специализированные. Их основные параметры: подача от 2 до 1000 м³/ч, давление 3-50 МПа.

Для закачки воды в пласт используются насосы двух типов - центробежные и плунжерные. Центробежные насосы прочны в монтаже и обслуживании. Однако, они работают с пониженным КПД при отклонении подачи от оптимальной. Получение малой подачи и больших давлений при высоком КПД для них невозможно.

Насосы объемного действия выполняются многоплунжерными с рабочими давлениями до 50 МПа, числом оборотов коленчатого вала 280-1000 мин^-1. Их КПД при работе в широком диапазоне подач составляет 80-85%. У нас применяются для нагнетания жидкости в пласт многоступенчатые секционные насосы ЦНС с подачей до 1000 м³/ч при давлении 0,4-20 МПа. Напор ЦНС регулируется изменением числа ступеней. Конструкция насоса представляет собой набор секций, зажатых между всасывающей и нагнетательной крышками и стянутых шпильками. Для повышения долговечности, основные детали насоса изготавливаются из хромистых сталей.

Для сокращения расходов на строительство кустовых насосных станций используют центробежные электронасосы в качестве водозаборных и одновременно нагнетательных, для чего они спускаются в водяную скважину. В этом случае закачка производится без водоподготовки, а одновременно с забором воды обеспечивается дополнительный напор (1200-1300м), необходимый для нагнетания воды в пласт. Т.о. вода перемещается из пласта в пласт без контакта ее с воздухом, т.е. без аэрации, без установок водоподготовки, без сооружения кустовых станций. Однако, при этом усложняется контроль и ремонт внутрискважинных насосов. При удачном сочетании расположения водяного пласта и пласта, в который нагнетается вода, используют межпластовый переток, а для обеспечения соответствующего напора устанавливают ЦЭН, обеспечивающий перекачку воды из одного пласта в другой без подъема ее на поверхность. В отдельных случаях, когда имеется высоконапорный водяной пласт, удается обеспечить подачу в продуктивный пласт без применения ЦЭН, только за счет использования энергии пласта.

Оборудование для увеличения проницаемости пласта

Оборудование для гидроразрыва пласта

Гидроразрыв пласта основан на неоднородности (слоистости) структуры нефтесодержащих пластов, способности их расслаиваться под воздействием закачиваемой в пласт жидкости. Процесс осуществляется нагнетанием в пласт под большим давлением порции жидкости гидроразрыва, что приводит к образованию послойных трещин, в которые сразу же закачивается жидкость- песконоситель, продавливаемая с помощью буферной жидкости. Крупнозернистый песок, заполняя трещины, создает высокопроницаемые слои, улучшающие приток жидкости к фильтру скважины. Процесс гидроразрыва - быстротечный, эффективность его находится в прямой зависимости от темпа проведения операций собственно разрыва и заполнения трещин песком. Поэтому комплекс оборудования отличается высокой подачей и большим давлением нагнетания (100МПа). Основное оборудование для гидроразрыва пласта: автоцистерны для трех жидкостей - гидроразрывной, песконосителя и буферной; насосные агрегаты высокого давления для подачи гидроразрывной жидкости, пескосмесители, насосные агрегаты для закачки песка с жидкостью - песконосителем, манифольд, оборудование устья скважины, комплект внутрискважинного оборудования - НКТ, якорь,пакер.

Автоцистерны

Требования к автоцистернам:

1. Наличие емкости заданного объема.

2. Наличие средств стабилизации температуры жидкости.

3. Наличие средств перекачки жидкости.

4. Автоцистерна должна обладать хорошей проходимостью.

Наиболее часто применяемые цистерны: ППЦ-23-552П, АЦН-11-257, АЦН-75-5334, ЦР-7АП и т.д.

Конструкция цистерны представляет собой емкость эллиптического или круглого сечения. В качестве насосов для перекачивания жидкости используются центробежные насосы, приводимые в действие ходовым двигателем. Цистерны имеют дополнительное оборудование для контроля режима работы насосов.

Насосные агрегаты

Гидроразрывная и буферная жидкости должны закачиваться одним и тем же агрегатом с автономным приводом. Насосы агрегата должны иметь большую подачу и создавать давление, необходимое для гидроразрыва в условиях района применения. Давление для образования трещин в пласте приблизительно может быть определено как Р = 1,5 - 2,5L, где L- глубина скважины.

Насосный агрегат 4АН-700

Для создания давления используются насосные агрегаты 4АН-700 на шасси КРАЗ-257. Оборудование агрегата включает в себя силовую установку, коробку передач, горизонтальный трехплунжерный насос, манифольд и систему управления. Агрегат обеспечивает подачу от 0,3 - 22 л/с, давление от 21 МПа-70МПа.

Пескосмеситель

Обеспечить перевозку песка и приготовление песчано-жидкостной смеси. Агрегаты имеют две емкости для заполнения песком двух фракций - мелкой и крупной. Бункер оснащен загрузочным шнеком, приводимым в действие гидромотором. Гидропривод работает от ходового двигателя автомобиля. Для исключения прилипания песка к стенкам емкости на ней смонтированы пневматические вибраторы. Песчано-жидкостная смесь получается в гидросмесителе. Производительность 50-75 т/ч. Смесь подается к насосным агрегатам песковым насосом. В настоящее время применяются пескосмесительные агрегаты 4-ПА и УСП-50.

Пескосмесительный агрегат

1 - пульт управления; 2 - аккумулятор; 3 - смесительный горшок; 4 - регулятор выдачи сыпучего материала; 5 - рабочий шнек; 6 - бункер; 7 - загрузочный шнек; 8 - пневмовибратор; 9 - монтажная рама

Манифольд

Предназначен для соединения в одну систему всех агрегатов комплекса, управления процессом гидроразрыва, контроля и защиты. Блок манифольда состоит из двух групп коммуникаций низкого и высокого давлений. В настоящее время применяется блок манифольда 1БМ-700, который включает в себя напорный и приемный коллекторы, подъемную стрелу и комплект труб с шарнирными соединениями.

Оборудование устья

Схема расположения оборудования при проведении гидроразрыва пласта:

1 - насосный агрегат 4АН-700; 2 - пескосмесительный агрегат; 3 - автоцистерна; 4 - песковоз; 5 - блок манифольда 1БМ-700; 6 - арматура устья 2АУ-700; 7 - станция контроля и управления процессом

Предназначено для соединения напорной линии, идущей от манифольда к скважине, с устьем скважины и колонной НКТ с разными трубопроводами. Для этого применяются специализированные устьевые арматуры высокого давления. В настоящее время устья скважин оборудуют универсальной арматурой АУ-700, которая может также использоваться при гидропескоструйной перфорации и цементировании скважин. Максимальное рабочее давление на которое рассчитана арматура - 70 МПа.

Внутрискважинное оборудование

Предназначено для направления потока жидкости в пласт при обеспечении сохранности ствола скважины. Для этого скважина оснащается комплектом НКТ с пакером над фильтровой зоной ствола, предохраняющим ствол от воздействия высокого давления жидкости. Для исключения возможности смещения пакера при больших осевых усилиях и разгрузке колонн труб устанавливается якорь.

Оборудование для кислотной обработки

Обработка нефтесодержащего коллектора, в составе которого находятся карбонатные породы, кислотой улучшает проницаемость пласта в зоне скважины. Для обработки пласта кислотой применяется комплекс оборудования, в состав которого входят: арматура для устья скважины, насосный агрегат для нагнетания кислоты в скважину, автоцистерна для перевозки кислоты и химреагентов, манифольд для соединения автоцистерны с насосным агрегатом и устьевой арматурой. При солянокислотной обработке концентрация кислоты в растворе составляет 8-20%. Для предохранения оборудования от коррозионного воздействия кислоты в раствор добавляют ингибиторы. В качестве ингибитора применяют формалин. В процессе обработки скважины в соляной кислоте образуется значительное количество примесей в виде окислов железа, которые выпадают из раствора и закупоривают пласт. Для предотвращения выпадения применяются стабилизаторы, в качестве которых применяется уксусная кислота, добавляемая в раствор в количестве 0,8-1,6% объема разведенной соляной кислоты. Применяются кислотные обработки нескольких видов: закачка кислоты в пласт под давлением, кислотные ванны, закачка горячего кислотного раствора. Для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты и нагнетания его в пласты применяются специальные агрегаты «Азинмаш» 30А, АКПП-500, КП-1,5.

Агрегаты смонтированы на шасси автомобилей, оборудованы гуммированной цистерной, насосными агрегатами, трубопроводами и т. д. При отсутствии специальных кислотных агрегатов скважину обрабатывают при помощи обычных насосных или промывочных агрегатов с последующей промывкой водой гидравлической части насосов.

Лекция № 13 Оборудование для теплового воздействия на пласт

Для повышения коэффициента нефтеотдачи и увеличения темпов отбора нефти из пласта применяется термическое воздействие на пласт. Оно оказывает эффективное воздействие на высоковязкую нефть неоднородных пластов и используется, когда другими способами извлечь нефть из пласта не удается. Этот метод воздействия на пласт характеризуется меньшими затратами, чем другие.

Классификация термических методов воздействия на пласт

Термические методы воздействия на пласт основаны на резком снижении вязкости нефти при нагреве, в результате чего ее подвижность в пласте увеличивается и улучшается приток к эксплуатационным скважинам.

Существуют три области воздействия термических методов: призабойная зона пласта, пласт в целом и ствол скважины. Воздействие на призабойную зону осуществляется: нагревательными устройствами - устьевыми и глубинными; тепловой обработкой в сочетании с другими средствами интенсификации. В качестве теплоносителя могут быть использованы вода, пар, нефть и газ. Различают источники тепла двух видов: топливо, энергия которого используется в наземных теплообменных аппаратах, и топливо, находящееся в пласте или сжигаемое там же. При термическом воздействии на ствол скважины обычно осуществляют депарафинизацию, борьбу с гидратными пробками, повышение приемистости скважин.

При термическом воздействии на пласт основная цель - повышение коэффициента нефтеотдачи и сокращения времени разработки месторождения.

Устьевое и внутрискважинное оборудование для нагнетания пара в нефтяные пласты

При воздействии на пласт применяется комплекс оборудования, состоящий из специальной арматуры устья скважин: головки колонной сальниковой; лубрикатора для спуска приборов; термостойких пакеров; внутрискважинных компенсаторов удлинения колонны НКТ.

Арматура устья для герметизации нагнетательных скважин в период тепловой обработки пласта обеспечивает подвеску колонны НКТ, компенсирует ее удлинение и позволяет проводить исследовательские работы по стволу скважины и на забое. Она состоит из запорных устройств - задвижек и вентилей, фитингов - крестовиков, тройников, катушек и специальных устройств для компенсации тепловых удлинений колонны и подводящего паропровода. Арматура устья устанавливается на скважине перед началом паротеплового процесса и после его окончания демонтируется.

Устьевая арматура АП-65-150

1 - узел (задвижка, шарнир, тройник); 2 - труба; 3 - набор прорезиненных асбестовых манжет; 4 - корпус; 5 - затрубный вентиль

Арматура включает в себя крестовину с затрубным вентилем, устанавливаемым на фланце колонны обсадных труб. Зазор между корпусом и телескопической трубой уплотняется набором прорезиненных асбестовых манжет. На фланце телескопической трубы монтируется узел, состоящий из задвижки шарнира и тройника. Устьевое шарнирное устройство состоит из трех шарниров и обеспечивает компенсацию теплового расширения НКТ и подводящей линии паропровода. Так устроена арматура типа АП-65-150.

Головка колонная сальниковая предназначена для оборудования устья нагнетательных многоколонных скважин. Эти головки имеют уплотнительное устройство, обеспечивающее компенсацию тепловых усилий эксплуатационной и технической колонн.

Головка колонная сальниковая ГКС-40

1 - шпилька; 2, 5 - грундбукс; 3 - корпус сальника; 4 - сальниковая набивка; 6 - запорный болт; нажимная гайка; 8 - верхний фланец корпуса головки; 9 - переводник.

Лубрикатор устьевой предназначен для спуска в скважину глубинных манометров, термометров и других приборов для исследования пласта без прекращения закачки. Лубрикатор устанавливается на фланце верхней задвижки, смонтированной на тройнике арматуры устья. Лубрикатор состоит из корпуса, масляного бачка с трубами и блока. В верхней части корпуса установлен узел сальника, а нижняя имеет фланец, с помощью которого он присоединен к фланцу задвижки устьевой арматуры.

Термостойкие пакеры герметизируют затрубное пространство скважины при нагнетании пара в пласт и защищают эксплуатационную колонну от воздействия давления и температуры. Одновременно пакеры предотвращают тепловые потери и позволяют снизить температурные напряжения.

Компенсаторы теплового расширения НКТ могут быть конструктивно объединены с пакером, либо устанавливаться отдельно. Телескопическое устройство представляет собой конструкцию штока, соединенного с головкой и сальникового узла, манжеты которого изготавливаются из прорезиненной асбестовой ткани. Телескопическое устройство обеспечивает осевое перемещение головки относительно патрубка при сохранении герметичности внутренней полости НКТ.

Оборудование для подготовки воды и ее подогрева

Использование для воздействия на пласт установок подготовки воды и подогрева в блочном исполнении, позволяет сократить расходы и сроки обустройства месторождения.

Парогенераторная установка ППГУ-4/120 М предназначена для получения 4 т/ч влажного пара при давлении до 12 МПа. Установка состоит из двух блоков, которые могут перевозиться по ЖД или на специальном шасси. В качестве топлива используется сырая нефть. Установка имеет блок водоподготовки, деаэрации и парогенератор.

Оборудование для прогрева ствола скважин

Для прогрева ствола скважины и фильтровой зоны пласта используются паровые передвижные установки и электрические нагреватели.

Паровая передвижная установка ППУ-ЗМ.

1 - цистерна с водой; 2 - кузов; 3 - парогенератор; 4 - рама; 5 - приводная группа; 6 - питательный насос.

В качестве источников пара могут использоваться установки ППУ-3М либо ППУ-1200/100, ППУ-1600/100. Установка ППУ-3М смонтирована на шасси автомобиля КРАЗ 257 и включает в себя цистерну с водой, парогенератор, питательный насос. При работе установки предварительно подогретая вода подается питательным насосом в парогенератор, где превращается в пар, требуемой температуры. Источником тепла является дизельное топливо.

Характеристика:

- производительность 1200 кг/час

- мах давление пара 10МПа

- мах температура 310⁰С

Эксплуатация агрегата требует строгого контроля жесткости применяемой воды .

В качестве теплоносителя может использоваться и нефть. Для промывки скважины горячей нефтью служит агрегат 1АДП-4-150 для нагнетания в скважину нефти под давлением до 20 МПа и расходом 4л/сек. При температуре 150⁰С. При использовании электроэнергии для нагрева призабойной зоны в соответствующем интервале глубин в скважину опускается электронагреватель. Он представляет собой герметичный кожух, внутри которого установлены трубчатые электронагревательные элементы. Для улучшения теплопередачи внутренняя полость корпуса заполнена окисью магния. Мощность нагревателей 10-25 квт, Ш - 130ч140 мм, L= 2600ч3000 мм.

Для обеспечения работы внутрискважинного нагревателя возле скважины устанавливается повышающий трансформатор и станция управления. Монтируют нагреватели в скважине с помощью кабель - троса.

Оборудование для поджога пласта

Для добычи нефти с применением внутрипластового горения необходимо создать в призабойной зоне условия для возникновения и образования устойчивого фронта горения. Для этого используют забойные нагреватели следующих типов: топливные горелки, электрические нагреватели, химические реагенты. После образования фронта горения в пласт подают окислитель - воздух, обогащенный кислородом или кислород. Конструкция горелок предусматривает использование жидкого и газообразного топлива. Спускаются они на забой с помощью труб или троса. Глубинные нагреватели эксплуатирующиеся на жидком топливе, рассчитываются на сжигание нефти, мазута, дизтоплива и т. д. Смесь топлива и воздуха при определенном давлении подается по каналу НКТ и после сгорания отводится по затрубному пространству. Наиболее часто для поджога пласта применяются электрические подогреватели.

Глубинный огневой нагреватель

1 - устьевое оборудование; 2 - колонна НКТ; 3 - запальное устройство; 4 - конусное гнездо; 5 - камера сгорания; 6 - кожух; 7 - эксплуатационная колонна; 8 - замковая опора; 9 - фильтр

Обустройство устья зажигательной скважины для работы электронагревателя

1 - компрессорная; 2 - воздушный затвор; 3 - направляющий блок; 4 - сальник; 5 - лубрикатор; 6 - электрокабельтрос; 7 - станция управления; 8 - источник электропитания

Нагреватели повышают температуру на забое скважины до 260⁰С за сутки. При использовании электронагревателей на устье скважины устанавливается лубрикатор высокого давления, сальник, КИП. На основании изложенного видно, что поджог и внутрипластовое горение не требует реконструкции устьев скважин.

Лекция № 14 Системы сбора и подготовки нефти и газа

Последним этапом объема работ по добыче нефти является сбор, нефтепромысловая транспортировка и первичная обработка пластовой жидкости. Организация сбора нефти, газа и воды является неотъемлемым компонентом проекта промыслового обустройства.

Факторы, определяющие выбор типа системы сбора. Основные системы сбора продукции скважин

Выбор системы сбора зависит от технической схемы разработки. Ее определяет необходимость:

1. Точного автоматического замера нефти, газа и виды по каждой скважине.

2. Герметизированного сбора компонентов и их движение от скважины до магистрального трубопровода.

3. Изготовление основных узлов системы сбора индустриальным методом.

4. Обеспечение высоких экономических показателей по капитальным и эксплуатационным затратам.

5. Минимальной металлоемкости оборудования.

К основным характеристикам системы сбора относятся: давление, действующее в ней, и способ транспортирования продукции. По давлению различают самотечные и высоконапорные системы. По способу транспортирования продукции - раздельные или совместные.

Самотечные системы сбора нефти предусматривают расположение устройств для замера и сепарации нефти в непосредственной близости от скважин, от которых нефть за счет разности отметок самотеком поступает на сборный пункт. От него насосами перекачивается к установкам подготовки нефти. Если нефть с водой и газ транспортируются по отдельным трубопроводам, то это раздельный способ. В самотечных системах сбора обычно используется раздельная система сбора. В высоконапорных системах продукция скважин может транспортироваться на значительные расстояния под устьевым давлением до 6 МПа.

Высоконапорные однотрубные системы сбора позволяют:

1. Полностью устранить потерю легких фракций нефти.

2. Снизить металлоемкость системы сбора.

3. Сократить эксплуатационные расходы на обслуживание системы.

4. Автоматизировать основные операции подготовки и контроля качества пласта, жидкости.

5. Упростить систему сбора и очистки трубопроводов от парафина и солей.

Самотечная система сбора продукции скважин

Самотечная (двухтрубная) система сбора продукции скважин использовалась на старых месторождениях. Эта система предусматривает раздельный сбор нефти и газа. Схема включает в себя: выкидные линии, распределительные коллекторы, замерные установки, сборные пункты, установки подготовки нефти, насосные установки, трапы. Общим для всех самотечных систем сбора является следующее: противодействие на устье скважины при работе системы минимально и практически не оказывает влияния на работу внутрискважинного оборудования. Мерники замерно-сепарационных установок располагаются таким образом, чтобы обеспечить достаточный гидростатический напор перетока жидкости к сборному пункту. Трасса трубопровода должна быть проложена с учетом этого требования.

Достаточно высока точность замера дебитов отдельных скважин и глубокая сепарация газа.

Частая чистка трубопроводов от парафина, солей и механических примесей, отложения которых интенсивны из-за низкой скорости жидкости. Потери легких фракций нефти и газа составляют до 30% из-за негерметизированных резервуаров и мерников.

Схема самотечной двухтрубной системы сбора продукции скважин

I -- с применением индивидуальных замерно-сепарацнонных установок (ИЗУ), II -- с применением групповых замерно-сепарационных установок (ГЗУ). 1 -- скважины; 2 -- индивидуальные замерные установки ИЗУ; 3 -- газопроводы; 4 -- выкидные самотечные линии; 5 --сборный газопровод; 6 --участковый негерметизированный резервуар; 7- сырьевой насос; 8 -- сборный коллектор, 9 -- сырьевой резервуар; 10 -- групповая замерная установка

Высоконапорные системы сбора

Все, вновь поступающие в разработку месторождения, обустраиваются с применением высоконапорных систем сбора.

Недостатками их являются:

1. Снижение точности замеров дебитов отдельных скважин.

2. Сокращение периода фонтанирования скважин из-за увеличения буферного давления.

3. Необходимость увеличения подачи газа в скважины, эксплуатируемые компрессорным способом.

4. Увеличение нагрузки на элементы насосного оборудования, обусловленное увеличением устьевых давлений.

Существует несколько основных схем, отличающихся друг от друга числом обслуживаемых скважин и перечнем выполняемых операций. Схема сбора продукции с большого числа скважин включает в себя: выкидные линии от скважин, ГЗУ, сборные коллекторы, дожимные насосные станции ДНС, сборные коллекторы нефти и газа, сепараторы, установки подготовки нефти УПН, установки подготовки воды УПВ, компрессорные станции, газоперерабатывающий завод ГПЗ, герметизированные резервуары, автоматизированные установки сдачи товарной нефти и т. д.

Система сбора продукции скважин на морских промыслах

Характерным для морских промыслов является кустовое бурение, в результате чего устья большого числа скважин располагаются на одной площадке. Это упрощает их соединение - автоматизированными запорно-сепарационными установками. Когда разработка ведется с площадок, соединенных эстакадами, трубопроводы прокладываются по ним, а в случае отдельного расположения - по дну моря. При эксплуатации кустов скважин с устьями, расположенными на площадках, соединение их с трубопроводом может быть выполнено, как и на суше. Для скважин с подводным устьем схема сбора продукции может состоять из пучка трубопроводов от устья скважин к эксплуатационной платформе, где устанавливается резервуар с манифольдом для подключения и выключения соответствующих скважин, и соединения резервуара с танкером. Обработка продукции - обезвоживание, обессоливание, отделение механических примесей - проводится с помощью оборудования, установленного на берегу. Для сбора продукции скважин, расположенных на глубине, не позволяющей сооружать площадки, разработаны подводные станции-спутники с манифольдами, контрольными и управляющими устройствами. Станция-спутник включает в себя гидравлические насосы для подачи в скважины и извлечения из них инструмента для очистки от парафина, смеси газлифтных клапанов и гидропоршневого насоса. Станции замеряют дебиты отдельных скважин. Все операции могут выполняться автоматически по команде с земли, либо выполняться оператором. Поднятая к станции пластовая жидкость смешивается с продукцией других скважин и направляется по трубопроводу на берег или центральную платформу.

Основные элементы системы сбора и подготовки продукции скважин. Оборудование для отделения жидкости от газа

Для отделения пластовой жидкости от газа или газа от конденсата служат сепараторы. Сепараторы состоят из четырех секций: основной для выделения наибольшей доли газа; осадительной секции для выделения пузырьков газа, вышедших из основной секции; секции для сбора нефти перед ее выводом из сепаратора и каплеуловительной секции для улавливания капель жидкости, уносимых газом из сепаратора.

Эффективность работы сепаратора определяется содержанием газа в жидкости, выходящей из сепаратора, и содержанием жидкости в газе, отводящемся в трубопровод для сбора газа. По принципу работы сепараторы можно разделить на гравитационные, центробежные и химические. На промыслах используются горизонтальные и вертикальные конструкции корпусов сепараторов.

Устройство вертикального сепаратора

1 -- ввод продукции скважин; 2 -- раздаточный коллектор; 3 -- регулятор уровня; 4 -- каплеуловительная насадка; 5 -- предохранительный клапан; 6 -- наклонные плоскости; 7 --датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8 -- исполнительный механизм, 9 -- патрубок; 10 -- предохранительный клапан, 11 -- водомерное стекло, 12 -- кран; 13 -- дренажная трубка

Общим недостатком гравитационных сепараторов является низкая производительность. Использование центробежных сил в гидроциклонных и циклонных сепараторах позволяет уменьшить их габариты и увеличить производительность.

Циклонный сепаратор для природного газа

1 - корпус - кожух сепаратора; 2 - сливная трубка; 3 - корпус циклона; 4 - вывод газа из циклона; 5, 6 - тангенциальные выводы газожидкостной смеси; 7 - перегородка; 8 - сливная трубка

Простейшие циклонные сепараторы представляют собой полый цилиндр, в нижней части которого приварен патрубок, обеспечивающий тангенциальный выход газожидкостной смеси. Разделяемая жидкость получает в корпусе сепаратора вращательное движение, газ отделяется от жидкости в объеме, располагающемся у оси цилиндра, а дегазированная жидкость - у периферии.

Сепараторы рассчитываются исходя из требуемой пропускной способности по газу и жидкости, определяются основные размеры поперечных секций.

Средства измерения объема продукции скважин

Для разработки регулирования месторождения, контроля за работой системы «пласт- скважина- внутрискважинное оборудование» необходимо измерение количество продукции скважины в единицу времени. Продукция скважин при самотечной системе может быть измерена за счет измерения уровня в мернике. Суточный дебит (м³/сут.) может быть определен по формуле

где D - внутренний диаметр мерника

h_ж - изменения уровня жидкости за время t

Расход жидкости измеряется так же с помощью расходомеров.

Расходомер жидкости ТОР-1

1--входной патрубок корпуса; 2 -- обтекатель; 3 -- магнитоиндукционный датчик; 4 -- отражатель; 5 -- понижающий редуктор; 6 -- станина; 7 -- муфта съема показаний; 8 -- механический счетчик; 9 -- диск; 10 -- магнитная муфта; 11 -- лопатка крыльчатки; 12 -- крышка; 13 -- регистратор

Принцип действия счетчика основан на измерении числа оборотов крыльчатки, обтекаемой потоком жидкости. Размеры крыльчатки и корпуса подобраны таким образом, чтобы число оборотов крыльчатки было пропорционально объему прошедшей жидкости. Для измерения расхода газа обычно применяются камерные диафрагмы в сочетании с дифференциальными манометрами. Принцип действия основан на измерении перепада давления, обусловленного установкой на газопроводе камерной диафрагмы или сопла меньшего проходного сечения, чем у трубопровода.

Принципиальная схема «Спутника-Б40»

1 -- обратные клапаны; 2-- задвижки; 3 -- переключатель скважин многоходовой- 4 -- роторный переключатель скважин; 5 -- замерная линия; 6 -- общая линия, 7 -- отсекатели; 8-- коллектор обводненной нефти; 9, 12 -- задвижки (закрыты); 10, 11 -- задвижки (открыты); 13 -- гидроциклонный сепаратор; 14 -- регулятор перепада давления; 15 -- расходомер газа; I6 -- золотники; 17 -- поплавок; 18 -- расходомер жидкости; 19 -- поршневой клапан; 20 -- влагомер; 21 -- гидропривод: 22 -- электродвигатель; 23 -- коллектор безводной нефти; т -- выкидные линии от скважины

Автоматический замер продукции скважин обеспечивается с помощью технических схем «Спутник А», «Спутник В», «Спутник Б 40».

Оборудование для транспортирования продукции скважин

Продукция скважин транспортируется по трубопроводам. Они различаются:

1. по характеру перекачиваемой продукции - нефтегазопроводы, нефтеводопроводы, нефтепроводы, газопроводы и водопроводы

2. по напорам - высокого (до 6,4 МПа), среднего (до 1,6 МПа), низкого (до 0,6 МПа) давлений

Т.е. работающие с полным заполнением сечения и безнапорные, работающие с неполным заполнением сечения.

3. По способу прокладки - наземные, подземные, подводные.

4. По назначению - выкидные линии скважин, сборные коллекторы, товарные трубопроводы.

5. По гидравлической схеме работы - простые, разветвленные, кольцевые.

При проектировании трубопроводов прежде всего руководствуются расположением скважин, их дебитами, рельефом местности.

Продукция скважин, перекачиваемая по трубопроводам на месторождении, содержит в себе твердые частицы, продукты коррозии, парафин. При течении по трубопроводу твердые частицы оседают, парафин откладывается на стенках труб, уменьшая проходное сечение. Уменьшению отложения парафина способствуют: высоконапорная система сбора продукции, применение ППУ, покрытие лаком, остекление труб, применение ПАВ для разрушения эмульсии «вода - нефть», теплоизоляция трубопроводов, применение резиновых шаров в трубопроводах для снятия налипшего парафина.

Оборудование для обессоливания и обезвоживания нефти

Обезвоживание нефти - это не только удаление пластовой воды, отделившейся от нефти, но и разрушение водонефтяных эмульсий. Водонефтяные эмульсии разрушаются следующими способами: гравитационное холодное разделение, центрифугирование, фильтрация, термохимическое воздействие и воздействие электрическим полем.

Гравитационное холодное разделение - применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости с использованием земляных амбаров, резервуаров. Для ускорения разрушения эмульсий добавляется ПАВ.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, где под действием сил инерции эмульсия разделяется по причине разной плотности нефти и воды. Разделенные фракции отводятся по трубопроводам.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, т.е. обладающие эффектом селективного смачивания.

Конструкция фильтров представляет собой цилиндрический вертикальный сосуд, в средней части которого располагается фильтр. Эмульсия подается в нижнюю часть колонны, проходящая через фильтр нефть, отводится сверху, а вода сбрасывается снизу колонны.

Термические воздействия используются для обработки более 80 % всей добываемой нефти. Установки подразделяются: на работающие под давлением и без давления. В настоящее время получили распространение большие термохимические установки, в которых производится обезвоживание, обессоливание и сепарация нефти и газа.

Воздействие электрическим полем позволяет эффективно разрушать водонефтяные эмульсии. Интенсификация отделения воды от нефти в электрическом поле обусловлена нарушением отдельными каплями однородности поля, при этом капли воды поляризуются и начинают укрупняться за счет взаимного притяжения. Наиболее эффективно применение переменного тока. Электродегидратор представляет собой цилиндрический корпус, в котором расположены электроды в форме прямоугольных рам. Эмульсия подается в аппарат снизу через коллектор и поднимается вверх через слой отделяемой воды. При этом, часть воды отделяется, а оставшаяся смесь попадает в зону расположения электродов, где действует электрическое поле. Отделенная нефть поднимается в верхнюю часть корпуса, а вода опускается вниз.

Применение ПАВ позволяет не только интенсифицировать процесс разрушения эмульсий, но и предотвратить их образование. Для этого ПАВ подается в скважину, в кольцевое пространство между НКТ и колонной. Смешиваясь с пластовой жидкостью, ПАВ вытесняет с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующиеся вещества, образуя гидрофильный адсорбционный слой, способствующий слиянию капель воды при их столкновении. Этот процесс коалесценции капель происходит в колонне НКТ и трубопроводах при перекачивании по территории промысла, что резко упрощает процесс подготовки нефти. При применении ПАВ - деэмульгаторов, их расход составляет 20-30 г на тонну жидкости.

Оборудование для хранения нефти

Для хранения продукции скважин в течении непродолжительного времени с целью накопления, учета или проведения разных технологических процессов используются резервуары. По конструкции резервуары делятся на металлические и бетонные, на земные, полузаглубленные и заглубленные. Вместимость резервуаров изменяется в пределах от 100-10000 м³.

Резервуар представляет собой стальную сварную оболочку. Для хранения, раздачи и приема продукции он оборудован специальной арматурой и устройствами. Для производства ремонтных работ резервуар оборудован специальными люками и лазами. Резервуары оборудованы системой клапанов и запорных устройств, обеспечивающих «дыхание» резервуаров, обусловленное суточными изменениями температуры. Наиболее эффективным средством для снижения потерь продуктов испарения является сведение до минимума газового пространства в резервуаре и обеспечение постоянства его объема независимо от степени наполнения резервуара. Для достижения этого используют плавающие крыши. Для уменьшения «дыхания», резервуары окрашивают в светлый цвет, что уменьшает их нагрев лучами солнца. В резервуарных парках с большим числом резервуаров используется газоуравнительная система. Принцип ее работы заключается в том, что газовые пространства всех резервуаров, соединяются трубопроводами с резервуаром - компенсатором, в качестве которого используется резервуар с плавающей крышей.

Все перечисленное позволяет уменьшить потери легких фракций нефти при ее хранении.

Размещено на Allbest.ru