Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 [ 65 ] 66 67 68 69 70

сообразного сечения камеры и направляет клапан и инструмент для посадки или съема клапана из кармана. Консольной отклонитель применяется в сильно искривленных скважинах совместно с камерами, которые имеют направляющие втулки. Для срабатывания консольного отклонителя его совместно с инструментом пропускают через скважинную камеру, а затем поднимают и снова опускают. При подъеме защелка отклонителя входит в паз направляющей втулки, инструмент ориентируется, отклоняются рычаги и при спуске клапан попадает в карман скважинной камеры.

Толкателем открываются и закрываются циркуляционные клапаны (типа скользящей втулки), приводится разблокировка телескопического соединения и верхней цанги разъединителя колонны.

Описанные компоновки оборудования можно также применять для перфорации, тампонажа, кислотных обработок и др.

Для спуска на забой различных устройств (желонок-контейнеров с реагентами, взрывных пакеров, стреляющих тампонаж-ных снарядов и др.) применяют также канат, кабель-трос. Разрабатываются методы ремонта с использованием гибких труб, шлангоканата, шлангокабеля. Все эти работы можно проводить без подъема НКТ, однако! в заглушённой скважине.

Контрольные вопросы

1. Дайте классификацию подземного ремонта скважин.

2. Зачем и как осуществляют глушение скважин?

3. Расскажите о методах борьбы с обводнением скважин.

4. Как удаляют песчаные пробки из скважины?

5. Какие оборудование и инструменты используют при подземном ремонте скважин?

6. Расскажите об использовании канатной техники.

Глава 11

СБОР И ПОДГОТОВКА ДОБЫВАЕМОЙ НЕФТИ НА ПРОМЫСЛЕ

Добываемая нефть - смесь нефти, газа, минерализованной воды, механических примесей и других попутных компонентов - должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции- товарной нефти, нефтяного газа, а также пластовой н сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.

§ 11.1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта (ЦСП). Они транспортируются под действием напора, обусловленного давлением на устье скважин, точнее, его превышением над атмосферным давлением, разностью геодезических отметок входной и выходной точек трубопровода (гористый рельеф местности), а также (при необходимости) создаваемого насосами. Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скважине с целью проектирования эксплуатации скважин, контроля и регулирования разработки месторождения.

Получение товарной продукции называют подготовкой добываемой нефти. Она включает технологические процессы сепарации, стабилизации, обезвоживания (деэмульсации) и обес-срливания нефти, очистку сточной воды от эмульгированной нефти и механических примесей (шлама), а также осушку (от водяного пара) и очистку (от сероводорода и диоксида углерода) нефтяного газа. Первичная подготовка добываемой нефти на промыслах вызвана необходимостью уменьшить транспортные расходы (отсутствие перекачки воды как балласта на нефтеперерабатывающий завод и обратно для возврата в пласт), предотвратить образование стойких эмульсий («старение» эмульсий), не допустить гидратообразования в газопроводах, сохранить приемистость водонагнетательных скважин (см. § 3.2), уменьшить коррозионное разрушение внутрипромыслового, магистрального и заводского оборудования и трубопроводов прн транспорте нефти, газа и воды.

В настоящее время сбор и подготовка нефти - не два последовательных процесса, а единая система перечисленных техно-

логических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти. Современная система нефтегазосбора и подготовки/- это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Она должна также обеспечить: 1) предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки; 2) отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды; 3) надежность функционирования каждого звена и системы в целом; 4) высокие технико-экономические показатели работы.

На сооружение объектов и коммуникаций "системы сбора и подготовки нефти расходуется около 50 % капитальных вложений, выделяемых нефтяной промышленности. Использование оборудования в блочно-комплектном исполнении сокращает затраты почти в 2 раза, ускоряет ввод в разработку месторождения на 3-4 года, позволяет избежать потерь нефтяного газа и некондиционной нефти. Оно обеспечивает также возможность полной автоматизации технологического процесса, гибкость и маневренность в наращивании или сокращении мощностей (монтаж и демонтаж отдельных блоков) для учета динамики добычи нефти и жидкости, обводненности продукции во времени (см. § 1.5, 4.1). Уменьшить затраты можно еще рациональным выбором числа и размещением замерных и других установок, трасс трубопроводов с учетом характера местности (рельеф, реки, озера, овраги, система землепользования, застроенность и т. д.), диаметров труб, укрупнением и централизацией технологических объектов, совмещением процессов сбора и подготовки нефти (внутритрубная деэмульсация нефти с подачей деэмуль-гаторов, предварительный отбор газа, предварительный сброс и очистка воды и др.). Важно также рационально использовать избыточную энергию, поступающую из скважин. Эти и другие положения учитываются при проектировании промыслового обустройства месторождения, когда совместно рассматриваются различные варианты системы кустования скважин (при наклонно направленном бурении), сбора и подготовки нефти, поддержания пластового давления, электроснабжения, подъездных автомобильных дорог и др. Совместное рассмотрение этих сложных систем стало возможным на базе использования ЭВМ по методике, сочетающей экономико-математические модели с опытом проектировщика. Оптимизация промыслового обустройства обеспечивает уменьшение капитальных вложений на 10-15%.

§ 11.2. КЛАССИФИКАЦИЯ СИСТЕМ НЕФТЕГАЗОСБОРА, ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА

Каждое нефтяное месторождение имеет свои особенности (свойства нефти, условия эксплуатации скважин, климат, характер местности и др.). Поэтому единой универсальной системы нефтегазосбора не существует.

По степени герметизации выделяют системы сбора открытые, смешанные (частично герметизированные), герметизированные; по числу сборных трубопроводов для транспорта продукции скважин - одно-, двух- и трехтрубные; по величине напора - самотечные, напорные (низко- и высоконапорные); по типу замер но-сепарационных установок - с индивидуальными и групповыми установками. Эти критерии классификации по-разному сочетаются в применяемых системах.

На ранних этапах развития нефтяной промышленности применялся открытый способ добычи, сбора и хранения нефти. Нефтяной газ и легкие фракции нефти улетучивались в атмосферу.

Бакинская (самотечная) система сбора

Первой более совершенной системой была бакинская смешанная, самотечная двухтрубная система сбора, которую продолжают применять на давно разрабатываемых месторождениях (рис. 11.1, а). В этой системе совместное герметизированное низконапорное транспортирование нефти осуществляется от скважин 1 до индивидуальных 2 (ИЗУ) или групповых 3 (ГЗУ) замерных установок, расположенных на расстоянии от устья не более 500 м. К ГЗУ подключают выкидные линии 5-8 скважин (фонтанных, газлифтных, насосных). На ИЗУ или ГЗУ происходит сепарация (разделение фаз) в трапах (сепараторах) 2 при давлении 0,11-0,15 МПа.

Нефть вместе с водой из трапов самотеком (благодаря естественным уклонам на местности) по нефтесборному трубопроводу поступает в резервуары 5 группового сборного пункта (ГСП), из них перекачивается насосами 6 в сырьевые резервуары 7 промыслового парка на центральном сборном пункте (ЦПС) и дальше насосами 8 на установку подготовки нефти (УПН) или на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).-Раньше вода из трапов сбрасывалась в канализационную сеть.

Газ из трапа по газопроводу поступает на прием компрессорной станции 9 и дальше подается на газоперерабатывающий (газобензиновый) завод (ГПЗ). Иногда в зависимости от давления на устье скважин применяют две ступени сепарации и предусматривают две газосборные линии (низкого и высокого давлений).

-./2 /J)-----1-т--г-,

гпз -

На гпз

лифтныв скВамимы

т 10. J

а-\

Рис. 11.1. Системы нефтегазосбора бакинская (а), Бароняна - Везирова (б) и Гипровостокнефти (в):

/ - скважина; 2 - трап; 3 - групповая замерная установка; 4 - мерник; 5 - сборные резервуары группового сборного пункта; 6, 8 - насос; 7 - сырьевые резервуары промыслового парка; 9, 18 - компрессор; 10 - распределительная батарея задвижек; - сепаратор высокого давления; /2 - нефтегазовый сепаратор; /3 -отстойник; /4 - сборные резервуары для нефти; /5 - сырьевые резервуары; IS - вакуум-компрессор; i - газоосушитель; 19 - маслоотделитель; 20 - сепаратор i ступени; 21 - центробежный насос; 22 -сепаратор ii ступени; 23 -сепаратор iii ступени (пунктиром показаны газовые линии)

Нефть И воду замеряют путем переключения через распределительную батарею 10 в замерном трапе или мернике 4, а газ - с помощью диафрагменного прибора.

Потери нефти вследствие испарения из негерметизированных мерников и резервуаров достигают 3% от общей добычи. С 50-х годов начали внедрять однотрубные герметизированные системы нефтегазосбора.

Система сбора Бароняна-Везирова

Предложена бакинскими инженерами Ф. Г. Бароняном и С. А. Везировым в 1946 г. Эта система (рис. 11.1,6) предусматривает однотрубный высоконапорный сбор всей продукции скважин под действием устьевого давления 0,4-0,5 МПа через ГЗУ до группового (участкового) сборного пункта, расположенного на расстоянии 3-8 км.

На ГСП производят сепарацию газа в две ступени: отделяют газ в сепараторе 12 при давлении 0,4-0,5 МПа и отбирают вакуумным компрессором 16 при давлении 0,1 МПа из отстойников 13 и сборных резервуаров 14. Газ через газоосушитель 17 подают на компрессорную станцию 18 и дальше через маслоотделитель 19 на газлифтные скважины или ГПЗ.

Продукция фонтанных скважин проходит также дополнительную сепарацию в сепараторах 11 высокого давления (0,4- 0,6 МПа), расположенных у скважин или на ГЗУ. Отделившийся газ направляют в сборный газопровод и дальше на ГПЗ или для газлифтной эксплуатации.

Дегазированная обводненная нефть из сепаратора 12 поступает в отстойники 13, где отделяются вода и песок, которые сбрасываются в систему очистки сточных вод. Частично обезвоженную нефть из сборных резервуаров 14 насосами 6 подают в сырьевые резервуары 15 ЦСП и на УПН.

Система нефтегазосбора Бароняна - Везирова не ликвидирует потери нефти от испарения только в сырьевых резервуарах 15. Она широко распространена на месторождениях юга страны, а также в Туркмении.

Высоконапорная система сбора Гипровостокнефти

Эта система (рис. 11.1,б) с 1960 г. начала внедряться йа месторождениях Куйбышевской области. Она предусматривает перекачку газонасыщенной нефти от месторождений всего нефтепромыслового района на ЦСП, на котором сосредоточены все мощности по подготовке нефти и переработке газа.

Продукция скважин под действием устьевого давления поступает через ГЗУ, обслуживающую 6-12 скважин, или на участковую дожимную насосную станцию (ДНС), или на участковую сепарационную установку (УСУ). ДНС сооружают на промыслах или участках промыслов, удаленных на значительные расстояния от ЦСП (обычно более 10 км), УСУ - для нефтесбора с участков, расположенных вблизи ЦСП.

На дне (или УСУ) осуществляют первую ступень сепарации при давлении 0,6-0,7 МПа, которое обеспечивает бескомпрессорное транспортирование газа до ГПЗ, расположенного на площадке ЦСП, и перекачку газонасыщенной нефти центробежными насосами 21 на ЦСП на расстояние до 100 км и более.

На ЦСП осуществляют вторую и, если требуется, третью ступени сепарации, подготовку нефти и очистку воды.

При этой системе достигается высокая степень централизации технологических объектов, их количество на месторождении сводится к минимуму, отсутствуют отстойники и компрессорные