Нефтегазопромысловое оборудование 1)9). Изобразить скважину законченную бурением и объяснить назначение элементов конструкции. 2)10) Оборудование устья и забоя скважин. Назначение трубной головки Наземное оборудование включает всё оборудование работающие на поверхности (устьевая арматура, штуцер, лубрикатор, задвижки, манифольд). Подземное оборудование включает всебя устройство и приспособления работающие ниже фланца абсадной колоны (НКТ, якорь,пакер,). Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной. 3)11) Виды перфорации скважин. Перфорация– операция создания в обсадной колонне отверстий для сообщения между скважиной и пластом-коллектором. Перфорационные отверстия используются для извлечения пластового флюида, а также для закачки в пласт или затрубное пространство воды, газа, цемента и др. агентов. Перфоратор– прибор для производства перфорационных работ. Виды перфорации. Одним из первых видов была пулевая перфорация. Бронебойные пули являлись инструментом для пробивания отверстий в колонне. Пулевой перфоратор представлял цилиндр с отверстиями, в которые вставлялись пулевые заряды. Пулевой перфоратор опускался в колонну, затем производился «залп». Существенным недостатком являлось застревание пуль в стенках колонны и неглубокая проницаемость в пласт. В настоящее время пулевая перфорация скважин не применяется. Кумулятивной перфорации. Раскаленная струя направленного кумулятивного заряда прожигает стенки трубы и проникает в призабойную зону, образуя каналы. Кумулятивная перфорация широко используется и сегодня. Однако, существенным ее недостатком является ударное воздействие на обсадную колонну и связанные с этим негативные последствия – нарушение целостности цементного кольца ниже и выше интервала перфорации, что приводит к заколонным перетокам, если поблизости находятся водонефтяные слои. Гидропескоструйная перфорация - разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок специального аппарата –пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. 4)12) Методы освоения скважин. Освоение скважины – комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. Дело в том, чт в процессе вскрытия возможно попадание в пласт бурового раствора воды, что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины нефть. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ : тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами. 5)13) Способы добычи нефти и газа. Достоинства и недостатки. Фонтанная добыча, когда пластовое давление намного больше гидростатического давления и нефть с газом при помощи собственной энергии поднимается на поверхность. Газлифтный способ добычи нефти, когда нефть на поверхность поднимает газ, закачиваемый в скважину. Есть такое понятие как эрлифт т.е. закачка воздуха, но поскольку это представляет опасность, от эрлифта отказались. Добыча нефти при помощи установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) или как называют бесштанговым насосом . В скважину на трубах НКТ спускается насос с двигателем и производит откачку жидкости. Существует много мнений, многие говорят что этот способ добычи можно отнести к варварским способам т.к. данная установка способна забирать столько, сколько не дает сам нефтяной пласт. Поэтому о плюсах и минусах УЭЦН можно говорить, прочитав статью. Добыча нефти при помощи штангового насоса . Насос спускается в скважину на штангах и производит откачку жидкости, медленно, равномерно. 6)14) Наземное и подземное оборудование фонтанной скважины. Назначение и устройство фонтанной арматуры. Наземное оборудование включает всё оборудование работающие на поверхности (устьевая арматура, штуцер, лубрикатор, задвижки, манифольд). Подземное оборудование включает всебя устройство и приспособления работающие ниже фланца абсадной колоны (НКТ, якорь,пакер,). Фонтанная арматура состоит из двух узлов: трубной головки и фонтанной елки . Фонтанная арматура предназначена для:герметизации кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и НКТ;подвески колонн подъемных труб;направления движения газожидкостной смеси (ГЖС) в выкидную линию; создания противодавления на устье;для проведения необходимых технологических операций, контроля и регулирования режима эксплуатации скважины. 7)15) Регулирование режима работы фонтанной скважины Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время, прежде чем проводить какое-либо измерение. 8)16) Осложнения при эксплуатации фонтанных скважин. Неполадки в работе фонтанных скважин могут быть связаны с отложениями парафина, солей, накоплением песка на забое, воды, а также с различного рода утечками нефти, газа, нарушением герметичности затвора или поломками запорных устройств. В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за работой, что позволяет выявить осложнения, например: при уменьшении устьевого давления Р2 и одновременном повышении затрубного давления Рзатр — отложения парафина и солей в НКТ; при уменьшении давлений Р2 и Рзатр — образование песчаной пробки или накопление воды между забоем и башмаком НКТ; при уменьшении давления Р2 и увеличении дебита Q — разъедание штуцера; при увеличении давлений Р2 и Рзатр и уменьшении дебита Q — засорение штуцера или отложение парафина в манифоль- де и выкидном шлейфе. 9)17) Виды газлифта. Наземное и подземное оборудование. Область применения газлифта — высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах 'механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы. Принцип работы газлифта Основные виды газлифта: 1) Компрессорный газлифт - рабочим агентом является сжатый компрессором попутный газ 2) Бескомпрессорный газлифт - рабочим агентом является природный газ под естественным давлением 3) Бескомпрессорный внутрискважинный газлифт - рабочим агентом является газ из продуктивного пласта, вскрытого той же скважиной 4) Эйрлифт - рабочим агентом является воздух Наземное оборудование включает всё оборудование работающие на поверхности (газовый компрессор, устьевая арматура, штуцер, задвижки). Подземное оборудование включает всебя устройство и приспособления работающие ниже фланца абсадной колоны (НКТ, пусковой клапан, пакер). 10)18) Наземное и подземное оборудование УШГН Установка штангового глубинного насоса состоит из наземного и подземного оборудования: Подземное оборудование: 1перфорационные отверстия 2- скважинный насос 3- насосные штанги 4- насосно-компрессорные трубы 5- эксплуатационная колонна Наземное оборудование: станок-качалку, редуктор, электродвигатель, блок управления скважиной 11)19)Станки - качалки, их типоразмеры, конструкция и условное обозначение Основные элементы станка-качалки: 1 - канатная подвеска 2 - откидная головка 3 - балансир 4 - шатун 5 - противовес 6 - кривошип 7 - редуктор 8 - ременная передача 9 - электродвигатель Условное обозначение на примере 4СКЗ-1,2-700 расшифровывается следующим образом: 4СК - станок-качалка 4 - базовой модели; 3 - допускаемая нагрузка на головку балансира 3 т; 1,2 - наибольшая длина хода точки подвеса штанг 1,2 м; 700 - допускаемый крутящий момент на редукторе 700 кг · м. Вращательное движение от электродвигателя передается редуктору, и далее с помощью шатуна и балансира преобразуется в вертикальное возвратно- поступательное движение штанг, подвешенных на головке балансира посредством канатной подвески Станки-качалки - выпускается стандартный ряд типоразмеров станков на различные нагрузки и различные длины хода плунжера • Штанговый скважинный насос состоит из длинного ( 2 - 4 м) цилиндра. На нижнем конце цилиндра располагается всасывающий клапан. В цилиндре перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан • Плунжер подвешивается на штангах • При движении плунжера вверх, жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет цилиндр насоса • При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается и открывается нагнетательный клапан. Жидкость перетекает в надплунжерное пространство. При очередном ходе вверх, нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6-6 м). Невставные (трубные) - цилиндр спускается в скважину на НКТ, а плунжер спускается на штангах Вставные - цилиндр и плунжер спускают на штангах Штанги - стальные стержни круглого сечения длиной от 6 до 9 м, диаметром 16,19 и 22 мм На концах имеются утолщения, участок квадратного сечения и резьба Соединяются между собой муфтами Достоинства ШГН Достаточно высокий общий коэффициент полезного действия Дешевизна и простота оборудования при малых (до 50 м3/сут) подачах насоса Недостатки ШГН Ограниченная мощность станка-качалки Высокая стоимость и большая масса установки при расходах более 50 м3/сут Высокая аварийность при эксплуатации наклонных скважин 12)20) Типы глубинных штанговых насосов, маркировка. Есть вставной и не вставной. Вставной насос спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекаются тоже в собранном виде путем подъема штанг. Типы насосов: НВ1- вставной с замком вверху; НВ2- вставной с замком внизу.Вставные насосы целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска. Применение вставных насосов значительно ускоряет ремонт скважины, так как для его смены требуется подъем лишь штанговой колонны. Невставной. Цилиндр трубных насосов спускают в скважину на НКТ, а плунжер и клапана на насосных штангах. Поднимают такой насос в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем НКТ с цилиндром.Типы насосов: НН – невставной без ловителя; НН1- невставной с захватным штоком; НН2- невставной с ловителем НН2 получил наибольшее распространение вследствие большой надежности и простоты конструкции механизма опорожнения. Пример обозначения насосов: ХХХ Х – ХХ – ХХ – ХХ – Х 1 2 3 4 5 6 1. Тип насоса: НВ1, НВ2, НН, НН1, НН2. 2. Исполнение насоса по конструкции цилиндра и конструктивным особенностям самого насоса 3. Условный диаметр плунжера в миллиметрах. (29,32, 38, 44, 57, 70, 95 и 102) 4. Максимальный ход плунжера в миллиметрах, уменьшенный в 100 раз. 5. Напор в метрах водяного столба, уменьшенный в 100 раз. 6.Группа посадки 0, 1, 2, 3 по степени увеличения зазора между плунжером и цилиндром. 13)21) Оборудование устья скважин УШГН. Назначение устьевого сальника. Наземное оборудование: станок-качалку, редуктор, электродвигатель, блок управления скважиной Для подвески насосных труб, вывода продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также для отбора газа из затрубного пространства, на устье скважины устанавливают специальное оборудование. Наиболее распространенным оборудованием устья скважин на промыслах является устьевой сальник. Это оборудование состоит из шайбы, имеющей по центру внутреннюю цилиндрическую резьбу, патрубка, муфты и тройника-сальника. Устьевой сальник с самоустанавливающей головкой с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные сальниковые набивки без разрядки скважины. 14)22) Назначение НКТ, насосных штанг. Маркировка. Насосные штанги представляют собой стержень круглого поперечного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба. Резьба служит для соединения штанг с муфтами, а участок квадратного сечения используется для захвата штанги ключом при свинчивании и развинчивании резьбового соединения. ШН предназначены для передачи возвратнопоступательного движения плунжеру насоса. Изготавливаются в основном из легированных сталей круглого сечения длиной 8000 мм и укороченные — 1000 - 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации. Шифр штанг — ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей — сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа. У нас в стране штанги выпускаются диаметром 16, 19, 22, 25 мм, а допускаемое напряжение, для наиболее широко распространенных марок сталей, составляет 70...130 МПа. В небольших количествах выпускаются штанги с допускаемыми напряжениями 150 Мпа. НКТ – явл каналом для подъёма добываемой жидкости, служат для подвески глубинного оборудовнаия, явл каналом для проведения различных технологических работ, служат инструментом воздействия на забой и призабойную зону. НКТ исполнения А – длина 10м, В- 1)5.5-8.5 м 2)8.5-10м. Следущей группы прочности Д-650МПа, К-700МПА, Е-750МПА, Л-800МПА, М-900МПА. Трубы маркируют у муфтого конца на клейме указывают условный диаметр, группу прочности, толщину стенки, товарный знак завода, месяц и год выпуска. 15)23) Регулирование режима работы УШГН. Регулируют с помощи изменения длины хода полированного штока и изменение числа качаний достигаеться при помощи смены шкива на валу электродивгателя. Регулирующие устройства предназначены для регулирования режима работы скважины путем дросселирования (установка штуцера)потока рабочей среды изменением площади проходов боковых отводов фонтанной арматуры.Штуцера представляют собой насадку с относительно небольшим проходным сечением от 2 до 20 мм. 16)24) Осложнения при эксплуатации скважин оборудованных УШГН Осложнения в работе скважин эксплуатируемых УШГН возникают по причине неисправностей как подземного так и наземного оборудования и скважины. Так как мы имеем дело с работой нескольких узлов, каждый из которых состоит из отдельных деталей, то установление истинной причины неисправности может оказаться непростой задачей. Чтобы выявить причину отказа глубинного оборудования иногда требуется поднять его на поверхность. Опишем некоторые, наиболее очевидные осложнения, которые может выявить оператор, а иногда и устранить. Парафинообразоваиие в насосно-компрессорных трубах. Устанавливается: а) динамографированисм по возрастанию нагрузки на головку балансира; б) увеличением силы тока по амперметру при ходе вверх. Образование песчаной пробки. Устанавливается контролем за динамикой механических примесей-продуктов разрушения пласта в пробах жидкости. Возрастают также и нагрузки на голову балансира. Эмульсияобразование. Ведет к увеличению вязкости жидкости, росту сил трения при движении колонны штанг и увеличению нагрузки на головку балансира. Увеличение давления в выкидном трубопроводе. Причины: а) запарафинивание; б) образование вязкой эмульсии. Определяется увелечением давления в рабочем манифольде по маномет-РУ- Снижение подачи насоса. Оценивают по замерам на ГЗУ Причины: а) износ клапанов; б)уменьшение глубины погружения и влияние газа; в) засорение фильтра насоса; г) засорение забоя и перекрытие рабочей толщины пласта. Односторонний износ полированного штока. Причина: нарушение центровки станка-качалки. 17)25) Наземное и подземное оборудование УЭЦН Подземное : 1)Погружной агрегат, который состоит: из на вертикальном вала электродвигатель (ПЭД), многоступенчатого насоса и гидрозащиты. 2)Кабельная линия служащяя для подачи электроэнергии к ПЭД 3)Колона НКТ 4)Обратный клапан 5)Сливной клапан Наземное : 1)устьевая арматура скв 2)Трансформатор для регулировнаия величины напряжения подоваемый к ПЭД 3)Станция управления, ощуствляет запуск и контроль УЭЦН 18)26) Оборудование устья скважин УЭЦН. Особенности конструкции. Устьевое оборудование: 1)устьевая арматура скв 2)Трансформатор для регулировнаия величины напряжения подоваемый к ПЭД 3)Станция управления, ощуствляет запуск и контроль УЭЦН. Для эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин широко распространены погружные центробежные электронасосы (УЭЦН). Отличительная черта таких насосных установок – расположение двигателя непосредственно у насоса и устранение штанг. 19)27) Осложнения при эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН Неполадки в работе скважины могут быть вызваны отложениями песка, парафина и солей, вредным влиянием газа. Борьба с вредным влиянием газа на работу ЭЦН осуществляется так. Увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме и, как следствие, уменьшается объемный расход свободного газа за счет сжатия, т. е. увеличивается растворимость газа в нефти. 20)28) Назначение и принцип работы диафрагменных, винтовых, гидропоршневых, струйных насосов. Скважинные диафрагменные насосы предназначены для работы в условиях больших пескопроявлений (значительного содержания механических примесей) или для откачки агрессивных жидкостей, так как перекачиваемая жидкость соприкасается только с клапанами, диафрагмой и стенками рабочей полости. Подача УЭДН составляет 4...16 м3/сут при напоре 650...1700 м. Межремонтный период их при откачке агрессивных сред с массовым содержанием механических примесей до 1,8% существенно больше, чем межремонтный период скважинных штанговых насосов и ЭЦН. Наиболее важной особенностью глубинных диафрагменных насосов является расположение всех рабочих органов насоса, кроме всасывающего и нагнетательного клапанов, в маслозаполненной герметичной камере. Эта камера отделена от добываемой жидкости гибкой диафрагмой. Таким образом, воздействию добываемой жидкости подвергается минимально возможное количество деталей глубинного насоса. Винтовые насосы предназначены для перекачивания сред с различной степенью вязкости с вакуумметрической способностью до 8 м, а также с содержанием механических примесей и без них. Винтовые насосы различных модификаций должны подключаться к трехфазной сети переменного тока частотой 50 Гц, напряжением 380В через устройство защитного отключения. Универсальность системы винтовых насосов объединяет многие положительные свойства других видов насосов: 1)не имеет всасывающего и напорного клапанов, однако, пропорциональную числу оборотов, равномерную величину подачи. 2)перекачивание неоднородных, газосодержащих и абразивных сред таких, которые содержат прочные и волокнистые вещества с консистенцией, не способной к текучести. 3)перекачивает среды наивысшей вязкости. 4)возможность применения для дозирования. 5) не вспенивает перекачиваемое вещество. Установки гидропоршневых насосов. Блочные автоматизированные установки гидропоршневых насосов (УГН) предназначены для добычи нефти из 2—8 кустовых наклонно-направленных скважин с внутренними диаметрами эксплуатационных колонн 117,7—155,3 мм. Установки можно применять для добычи нефти плотностью 870 кг/м3, содержащей до 99% воды, до 0,1 г/л механических примесей, до 0,01 г/л сероводорода, при температуре пласта до 120 °С. Принцип действия установки основан на использовании гидравлической энергии жидкости, закачиваемой под высоким давлением по специальному каналу в гидравлический забойный поршневой двигательвозвратно-поступательного действия, преобразующий эту энергию в возвратно-поступательное движение жестко связанного с двигателем поршневого насоса. Струйные насосы используются для подъема воды из артезианских скважин, для водоотлива и водопонижения при производстве строительных работ, для подмешивания горячей воды в системах отопления. На канализационных сооружениях их используют, например, для удаления осадка из песколовок и перемешивания ила в метантенках. Струйные насосы можно применять также для откачивания воздуха из центробежных насосов перед их пуском. Принцип действия струйного насоса следующий. В сопле жидкость за счет сужения поперечного сечения приобретает большую скорость, кинетическая энергия ее возрастает, а потенциальная, следовательно, уменьшается. При этом давление снижается и при определенной скорости становится меньше атмосферного, т.е. во всасывающей камере возникает вакуум. Под действием вакуума жидкость из приемного резервуара по всасывающей трубе поступает во всасывающую камеру и далее в камеру смешения. В камере смешения происходит перемешивание потока рабочей жидкости, при этом рабочая жидкость отдает часть энергии перекачиваемой жидкости, поступившей из приемного резервуара. Пройдя камеру смешения, поток поступает в диффузор, где его скорость постепенно уменьшается, а статический напор увеличивается. Далее по напорному трубопроводу жидкость попадает в сборный резервуар. Достоинства и преимущества: Достоинствами струйных насосов являются простота конструкции, надежность в работе, небольшие габариты и невысокая стоимость. Недостатки: К недостаткам можно отнести низкий КПД и необходимость подачи к соплу относительно больших объемов жидкости под высоким давлением. 21)29) Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной. Назначение и устройство пакера. При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующими индивидуального подхода к их разработке. Даже в пределах одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, всегда присутствуют пропластки с различной проницаемостью, разделенные тонкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах могут существовать различные давления и нефти с различными свойствами, что обусловливает необходимость раздельной эксплуатации пластов. Дальнейшее развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути создания специального оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность. технология и соответствующее оборудование для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами. Полностью выполнить эти требования практически не удается даже в простейшем случае, т. е. при раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Возможности раздельной эксплуатации через одну скважину существенно зависят от размера эксплуатационной колонны. При больших диаметрах (168 мм и больше) легче удовлетворить большую часть изложенных требований и создать достаточно надежное оборудование. 22)30) Схема и назначение оборудования сбора и подготовки нефти на промысле. 23)31) Описать работу АГЗУ АГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт. Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3. УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин. Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины. Продукция скважин по сборным коллекторам, через обратные клапана и линии задвижек поступает в переключатель ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод через задвижку. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке, поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки. При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде на нем установлен предохранительный клапан СППК. СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1~1.25). Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения. Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла. Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели. Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами. 24)32) Назначение и основные технологические процессы УКПН Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц. На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти. 25)33) Требования к качеству товарной нефти и газу. Качество товарной нефти формируется при подготовке сырой нефти к транспортированию. Важнейшими товарными показателями качества нефти являются: плотность, содержание воды, хлористых солей, серы, механических примесей. Кроме того, определяются технологические показатели качества: давление насыщенных паров, вязкость, содержание парафинов. В обеспечении качества товарной нефти и продуктов ее переработки важная роль принадлежит системе тех параметров сырья и продукции, которые определяют их эксплуатационные ( потребительские) свойства. Этими параметрами являются химический состав, структура, физические, физико-химические свойства и разнообразные специальные технические свойства. Поэтому значение, которое имеют измерения состава и свойств нефти и нефтепродуктов, трудно переоценить. 26)34)Устройство и принцип работы нефтяного сепаратора. Нефтяные сепараторы представляют собой емкости, в которых происходит отделение газа от нефти. Газ содержится в нефти в виде пузырьков, вносимых в сепаратор с потоком, а также в растворенном в нефти состоянии. Если давление в сепараторе меньше давления в подводящем трубопроводе, то в сепараторе происходит выделение из нефти растворенного газа либо в виде мелких пузырьковзародышей, либо в результате испарения газа в пузырьки, вносимые потоком. В обоих случаях в процессе движения смеси в сепараторе пузырьки увеличиваются в размерах, всплывают и удаляются из слоя нефтегазовой смеси. Некоторые сепараторы оборудуют наклонными плоскостями для облегчения всплытия пузырьков. Действительно, поскольку толщина слоя нефти, текущей по наклонной плоскости, мала, то пузырьки, даже относительно небольшие, успевают всплыть. Выделение растворенного газа более интенсивно происходит в большом объеме смеси. Поэтому в сепараторах, предназначенных для удаления растворенного в нефти газа за счет понижения давления, установление системы наклонных плоскостей нецелесообразно. С другой стороны, для удаления газа, находящегося в нефти в свободном состоянии при отсутствии выделения растворенного газа, их использование будет достаточно эффективным. 27)35)Подготовка подтоварной воды ПВ для закачки в пласт. В настоящий момент в системе добычи нефти и газа для осуществления ППД используют различные технологические жидкости (ТЖ), Подтоварная вода, которые помимо закачки в пласт широко применяются для следующих целей: 1) повышения нефтегазоотдачи ( ПНГО ); 2)проведения подземного ремонта скважин ( ПРС );3)капитального ремонта скважин ( КРС );4)обработки призабойной зоны пласта ( ПЗП ) с целью интенсификации притока ( ИП ) и ограничения водопритока ( ОВП );5)удаления асфальтосмолопарафиновых отложений ( АСПО );6) разрушения отложений минеральных примесей ( МП ). Подготовка и закачка ПВ в пласт для целей поддержания пластового давления ( ППД ) и повышения нефтеизвлечения ( ПНИ ) формируют крупную подотрасль в нефтегазовой отрасли. Объемы закачки ПВ в несколько раз превышают объемы добычи нефти. Анализ современной ситуации в нефтегазодобывающих объединениях показывает, что в условиях ограниченных поставок оборудования, труб и химических реагентов наиболее актуальным на сегодняшний день является вопрос ограничения закачки и отбора воды без ущерба для добычи. При решении этого вопроса главенствующее положение занимают затраты на подготовку и закачку ПВ, включая смежные затраты во всей системе добычи, с другой – технологический и экономический эффект. 28)36)Описание и принцип работы дозирующих устройств. Дозирующие устройства (дозаторы) предназначены для введения в хроматографическую колонку определенного количества анализируемой смеси (пробы). Изменение величины пробы обусловливается недостатками конструкции дозирующего устройства, непостоянством условий дозирования и субъективной ошибкой оператора, производящего дозирование. В аналитической практике приходится иметь дело с пробами разнообразными как по величине, так и по агрегатному состоянию, однако универсального дозирующего устройства, позволяющего эффективно вводить большие и малые газообразные, жидкие и твердые пробы, не имеется. 29)37)Схема и назначение оборудования сбора т подготовки газа на промысле СМОТРИ ВОПРОС 22)30)!!!! 30)38)Назначение и основы технологические процессы УКПГ Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) представляет собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата. Товарной продукцией УКПГ являются: сухой газ газовых месторождений, сухой отбензиненный газ газоконденсатных месторождений, газовый конденсат. Технологический процесс Промысловая обработка газа на УКПГ состоит из следующих этапов: абсорбционная или адсорбционная сушка; низкотемпературная сепарация или абсорбция; масляная абсорбция. На газовых месторождениях подготовка газа заключается в его осушке, поэтому там используются процессе абсорбции или адсорбции. На газоконденсатных месторождениях осушка и выделение легкоконденсирующихся углеводородов осуществляются путём низкотемпературной сепарации, низкотемпературной абсорбции или низкотемпературной масляной абсорбции. В состав УКПГ входят: блок предварительной очистки (сепарации); Обеспечивает отделение от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей. В состав блока входят сепараторы и фильтр-сепараторы. технологические установки очистки, осушки и охлаждения газа; дожимные компрессорные станции; Обеспечивает рабочие параметры технологии промысловой обработки газа, поддерживают давление подачи газа в магистральный газопровод. Располагаются перед или после установок технологической подготовки газа. Для снижения температуры компримированного газа после дожимной станции устанавливаются аппараты воздушного охлаждения. — вспомогательные системы производственного назначения (операторная, площадки с установками средств связи, электро-, тепло- и водоснабжения, электрохимической защиты, пожаротушения, резервуарный парк хранения диэтиленгликоля или триэтиленгликоля и т.д.). 31)39) Назначение, устройство и принцип работы обезвоживающей установки. Обезвоживающая установка - сооружения и аппараты для отделения воды от полезного ископаемого. Оператор должty : Вести технологический процесс обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти с отбором широкой фракции легких углеводородов согласно технологическим регламентам установок. Производить регулирование и контроль за технологическими параметрами: температурой, давлением, расходом, межфазными уровнями в технологических аппаратах. Производить приготовление растворов деэмульгатора и щелочи. Производить защелачивание нестабильного бензина. Производить сдачу нестабильного бензина потребителю. Вести учет количества подготовленной нефти, нестабильного бензина и расхода химических реагентов. Производить обслуживание насосов и технологического оборудования, проверку работы предохранительных устройств, обслуживание печей подогревателей нефти. Производить подготовку аппаратов к ремонту, участвовать в ремонте и приемке из ремонта. Рационально организовывать и содержать рабочее место. Бережно обращаться с инструментами и механизмами, экономно расходовать материалы и электроэнергию. Выполнять требования безопасности труда, производственной санитарии, пожарной безопасности и внутреннего распорядка. Оказывать первую помощь при несчастных случаях. 32)40) Назначение, устройство и принцип работы обессоливающей установки. СМ Вопрос 31)39) 33)41)Классификация внутрипромысловых трубопроводов. Нефтепровод – это трубопровод, предназначенный для транспортирования нефти и нефтепродуктов. В зависимости от разновидности перекачиваемого продукта нефтепроводы именуются также мазутопроводами, бензинопроводами, керосинопроводами и т.д. При создании различных типов трубопроводов используются трубы сварные большого диаметра, так как именно они выдерживают большие давления транспортируемых жидкостей, при обеспечении высокой надежности эксплуатации. По выполняемым функциям трубопроводы подразделяются на следующие группы: внутренние – соединяют различные установки и объекты на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтехранилищах; местные – объекты большой протяженности (по сравнению с внутренними), связывающие нефтепромысловые места, нефтеперерабатывающие заводы с основным пунктом магистрального трубопровода или с нефтеналивными терминалами и станциями; магистральные – трубопроводы значительно большей протяженности, чем местные. Поэтому транспортирование ведется сразу несколькими станциями, размещенными по всей трассе. Режим эксплуатации данного вида нефтепроводов – непрерывный, при этом кратковременные остановки связаны с ремонтом или авариями. Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы имеют четыре класса – это зависит от условного диаметра труб: первый класс – от 1000 до 1200мм; второй класс – от 500 до 1000мм; третий класс – от 300 до 500мм; четвертый класс – до 300мм. Магистральным газопроводом именуется трубопровод, транспортирующий газ из мест разработки или производства в конечное место его потребления, или трубопровод, связывающий обособленные месторождения газа. Диаметры используемых труб составляют от 530 до 1220 мм, поэтому используются трубы сварные большого диаметра. Ответвление (от магистрального газопровода) – это трубопровод, который непосредственно присоединяется к магистральному газопроводу, для доставки части транспортируемого газа к промышленным или жилым объектам. Магистральные газопроводы подразделяются на два класса, исходя из величины рабочего давления в трубопроводе: первый класс – от 2,5 до 10МПа; второй класс – от 1,2 до 2,5МПа. 34)42)Коррозия и основные способы защиты. Одним из наиболее широко распространенных и обеспечивающих основную часть добычи нефти видов оборудования являются установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН). Среди основных факторов, приводящих к отказам УЭЦН при небольших наработках, преобладают солеотложение и засорение механическими примесями. Однако для скважин с длительным сроком работы оборудования возрастает доля отказов УЭЦН по причине коррозии оборудования. Коррозия оборудования связана с воздействием сразу нескольких факторов – повышением обводненности продукции скважин, увеличением выноса солей и механических примесей, повышением скорости движения пластовой жидкости, увеличением токов и напряжений в кабельных линиях и погружных электродвигателях. Поэтому повышение ресурса скважинного оборудования, в том числе УЭЦН, невозможно без защиты оборудования от коррозии. Однако для обоснования выбора методов защиты оборудования необходимо применение научных подходов при изучении видов и причин коррозии. Вообще под коррозией понимается процесс разрушения материалов в результате взаимодействия с агрессивной средой. Основными способами защиты от коррозии являются: химические, физические, технологические. Химическая защита осуществляется за счет использования химических реагентов, которые доставляются либо к приему скважинного насоса, либо непосредственно на забой скважины. В последнее время все шире применяются физические методы защиты от коррозии скважинного оборудования. В частности, широко начали применяться коррозионностойкие варианты исполнения погружного оборудования: корпусные детали УЭЦН из нержавеющей стали или с антикоррозионным покрытием, кабель и удлинитель с броней из нержавеющей стали или с антикоррозионным покрытием, НКТ из нержавеющей стали или из стеклопластика (стеклопластиковые трубы – СПТ).Применение труб и корпусных деталей из нержавеющей стали практически полностью устраняет отказы скважинного оборудования за счет коррозии и, несмотря на достаточно высокую стоимость оборудования, дает несомненный технико-экономический эффект в скважинах, имеющих осложнение по коррозионно-активным составляющим пластового флюида. 35)43)Назначение системы ППД и основные виды систем заводнения. ППД относится к гидродинамическим методам повышения нефтеотдачи и кроме повышения нефтеотдачи, обеспечивает интенсификацию процесса разработки поддерживает или повышаетпластовое давление. В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное, приконтурное и внутриконтурное за-воднение. На многих месторождениях применяют сочетание этих разновид ностей. Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности. При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта 36)44)Схема и назначение оборудования системы ППД. БЛОЧНАЯ КУСТОВАЯ НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ (БКНС) Блочная кустовая насосная станция предназначена для закачки воды в продуктивные пласты в системе поддержания пластового давления нефтянных месторождений. Блочные кустовые насосные станции состоят из технологических и электротехнических блокбоксов максимальной заводской готовности, монтируются на месторождении под единой крышей. В качестве ограждающих конструкций блок-боксов используются утепленные помещения с трехслойными металлическими панелями с полиуретановым утеплителем, толщиной не менее 60 мм. Размещение составных частей БКНС, устройство фундаментов, заземление и молниезащита осуществляется по индивидуальному проекту, разработанному проектной организацией согласно требованиям Заказчика. БЛОЧНАЯ КУСТОВАЯ НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ (БКНС) С ПЛУНЖЕРНЫМИ НАСОСАМИ Блочная кустовая насосная станция с плунжерными насосами предназначена для закачки воды в пласт с целью поддержания пластового давления. Применяется в районах с умеренным и холодным климатом. Станция может комплектоваться плунжерными насосными агрегатами. БЛОК ГРЕБЕНКИ (БГ), БЛОК РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВОДЫ (БРВ) Блок гребенки (БГ) предназначен для распределения, измерения расхода и давления воды, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления (ППД).В помещении блока размещено: технологическое оборудование; отопление; освещение. На каждом напорном водоотводе установлены счетчики воды. Блок распределения воды (БРВ) имеет различные модификации в зависимости от: давления; производительности;количества подключаемых скважин. 37)45)Наземное и подземное оборудование нагнетательной скважины. Наземная арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по улучшению приемистости пласта и исследовательных работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры — трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстро сборного соединения. Елка служит для закачки жидкости через колонну насосно-компрессорных труб и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Подземное оборудование нагнетательной скважины: колонна НКТ и пакер, предназначенный для герметизации затрубного кольцевого пространства во избежание вредного влияния высокого давления закачки на эксплуатационную колонну. 38)46)Достоинства и недостатки использования ППД закачкой газа. В продуктивных коллекторах, в составе которых присутствует много глинистого материала, разбухающего при его смачивании пресной водой, закачка воды для ППД, как правило, неэффективна. Нагнетательные скважины обладают очень низкой поглотительной способностью с большим затуханием приемистости, требует специальной обработки воды и высоких давлений нагнетания. Однако в этих же условиях закачка сухого углеводородного газа, не взаимодействующего с породами коллектора, может оказаться достаточно эффективной, так как при этом обеспечиваются технически приемлемые параметры процесса, такие как приемистость и давление. С энергетической точки зрения ППД закачкой газа - процесс более энергоемкий по сравнению с закачкой воды. Другими словами, на вытеснение единицы объема нефти при закачке газа затрачивается энергии больше, чем при вытеснении нефти водой. Это объясняется двумя главными причинами. Кроме того, некоторое количество нагнетаемого углеводородного газа растворяется в пластовой нефти, отчего общее количество закачиваемого газа увеличивается. Поэтому ППД закачкой газа не нашло широкого распространения и применяется главным образом на истощенных нефтяных месторождениях, пластовое давление которых мало, или на неглубоких месторождениях.
