книги / Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин

Продолжительность прогрева 5–7 сут при максимальной температуре на забое 82–180 °С позволяет прогреть призабойную зону в радиусе 0,8–1,35 м.

Применяются в основном электронагреватели и иногда огневые подогреватели.

Оборудование для электропрогрева призабойной зоны пласта. Электропрогрев применяется наиболее часто для очистки призабойной зоны пласта от отложений смол и парафинов. Электроподогрев можно использовать также у приема скважинного насоса для снижения вязкости откачиваемой жидкости. В первом случае периодические прогревы призабойной зоны сменяются процессом отбора жидкости из пласта. Расплавленные при прогреве парафиносмолистые вещества выносятся при отборе жидкости. Это улучшает проницаемость призабойной зоны. Во втором случае электронагреватель работает постоянно при работе насоса.

Рис. 8.21. Схема скважинного электронагревателя:

1 – кабель-трос; 2 – ловильная головка; 3 – сальниковый фланец; 4 – клеммная головка; 5 – трубчатые электронагреватели (ТЭН); 6 – кожух; 7 – муфта для установки приборов

151

Установка для электропрогрева призабойной зоны состоит из скважинного нагревателя, кабеля-троса, подводящего энергию к нагревателю, на котором подвешен нагреватель в скважине, и поверхностного оборудования.

Скважинный трехфазный нагреватель (рис. 8.21) составлен из трех трубчатых электронагревателей (ТЭН) U-образной формы. ТЭНы заключены в перфорированный корпус. Их верхняя часть находится в изолированной герметичной головке. В этой части к нагревателям подсоединяется кабель. Сами ТЭНы имеют спираль из проволоки высокого сопротивления (константана или нихрома), заключенную в стальную трубку диаметром 17 мм и изолированную от нее спрессованной окисью магния. Окись магния не только хороший изолятор, но и хороший теплопроводящий материал. Применяются ТЭНы мощностью от 3,5 до 8,33 кВт.

Нагреватели имеют мощность от 10 до 25 кВт. Наружный диаметр нагревателей – 112 и 76 мм. Масса нагревателя диаметром 112 мм составляет 60 кг, а длина – 3700 мм. Температура жидкости у нагревателя доходит до 100–200 °С. В нижней части нагревателя имеется резьба для подсоединения приборов. В частности, можно подвесить карман для термометра.

Кабель-трос имеет три жилы для подвода тока к нагревателю и три сигнальные жилы для подключения приборов. Изоляция кабеля теплостойкая, из фторопласта. Снаружи на кабель-трос навиты два слоя грузонесущей проволоки. Навивка каждого слоя проволоки осуществлена в разном направлении так, чтобы кабель не закручивался при приложении нагрузки к его оплетке.

Поверхностное оборудование размещено на автомашине и на прицепе.

На автомашине располагается лебедка для спуска нагревателя в скважину. Лебедка рассчитана на спуск до 1500 м кабель-троса диаметром 17 мм. На этой же автомашине подвозят к скважине мачту с ручным приводом талевой системы для монтажа нагревателя в скважину в начале его спуска.

На прицепе располагаются автотрансформатор и станция управления. Автотрансформатор необходим для компенсации снижения напряжения в кабеле и подвода к нагревателю рабочего напряжения (380 В). Станция управления служит для пуска и отключения нагревателя, для предохранения установки от аварийных режимов и регистрации силы тока и напряжения [7, 15].

8.12. Оборудование для поджога пласта

Для добычи нефти с применением внутрипластового горения необходимо первоначально в призабойной зоне зажигательной скважины создать 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 же кислород, необходимый для поддержания процесса горения.

Конструкции глубинных горелок предусматривают использование жидкого или газообразного топлива. Спускаются они на забой с помощью труб или троса. Глубинные газовые горелки подразделяются на инжекционные, в которых топливо и окислитель подаются к горелке каждый по своему каналу, смесительные, в которых горючая смесь поступает в горелку в подготовленном виде по одному каналу, и беспламенные, в которых горючая смесь подается в готовом виде по одному каналу и сжигается в керамических насадках специальной конструкции.

Газовоздушный огневой нагреватель состоит из газозаборной камеры с соплом, эжектора и перфорированной трубы, на верхнем конце которой смонтировано зажигающее устройство. Нагреватель опускается в колонну НКТ на канате. Газ подается к нагревателю по колонне НКТ и попадает в него через отверстия

152

газозаборной камеры. Воздух поступает по кольцевому пространству между НКТ и эксплуатационной колонной. Из сопла газ поступает в эжектор, где смешивается с воздухом. Газовоздушная смесь проходит через перфорированный хвостовик и поджигается с помощью специального устройства. Часть потока воздуха – окислитель – направляется вдоль хвостовика горелки, где обеспечивает полное сгорание топлива.

Нагреватель подобной конструкции позволяет повысить температуру на забое скважины до 260 °С в течение суток.

Глубинные нагреватели, эксплуатирующиеся на жидком топливе, обычно конструируются в расчете на сжигание нефти, мазута, дизельного топлива и т.д. Особенностью конструкций этих нагревателей (рис. 8.22) является то, что при использовании одного ряда труб смесь топлива и воздуха при определенном давлении подается по одному каналу. После поступления в нагреватель топливо и воздух разделяются в сепараторе, а уже потом направляются в камеру сгорания. Продукты сгорания отводятся вверх по кольцевому пространству между колонной НКТ и эксплуатационной колонной.

Рис. 8.22. 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

Наиболее часто для поджога пласта применяются глубинные электрические нагреватели. Их спускают в скважину на кабель-троссе, питание осуществляют от общей промысловой сети или специальных дизель-генераторов.

В нагревателях используются спиральные U-образные тепловыделяющие элементы.

Тепловая мощность электронагревателя на забое определяется по формуле

153

где W – мощность, подводимая к кабелю на поверхности; ηэ – коэффициент полезного действия.

Для однофазного нагревателя

где Rк – сопротивление жилы кабеля; I – действующий ток; U – напряжение сети.

Рис. 8.23. Обустройство устья зажигательной скважины для работы электронагревателя: 1 – компрессорная; 2 – воздушный затвор; 3 – направляющий блок; 4 – сальник;

5 – лубрикатор; 6 – электрокабель-трос; 7 – станция управления; 8 – источник электропитания

Тепловая мощность глубинных нагревателей зависит от используемой энергии: у электрических она минимальна – (30 – 40)·103 кДж/ч, у нагревателей на жидком топливе – (200 – 800)·103 кДж/ч, на газообразном топливе – до 3000·103 кДж/ч. Поэтому при выборе типа нагревателя необходимо принимать во внимание толщину пластов, физико-химические свойства нефти. Так, например, для поджога мощных пластов, содержащих нефть с высокой температурой воспламенения, целесообразно использовать огневые нагреватели.

Для поджога пласта возникает необходимость в монтаже на устье скважины соответствующего оборудования. При использовании огневых нагревателей (например, на газовоздушном топливе) на устье устанавливают арматуру со штуцером на колонне НКТ для подачи газа, арматуру со штуцером на обсадной колонне для нагнетания воздуха, лебедку с канатом для спуска нагревателя и кабель для работы

154

электрозапальника, источники питания электрозапальника, контрольно-измерительные приборы.

При использовании электронагревателей на устье устанавливаются лубрикатор высокого давления, сальник, контрольно-измерительные приборы (рис. 8.23). Поджог и внутрипластовое горение не требует реконструкции устьев скважин [7].

9.ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА НЕФТИ И ГАЗА

ИПОДГОТОВКИ К ТРАНСПОРТИРОВКЕ

Последним этапом большого объема работ, связанных с добычей нефти, является сбор пластовой жидкости с отдельных скважин, внутрипромысловая транспортировка и первичная обработка.

Поднятая из скважин пластовая жидкость содержит в себе воду, газ, механические примеси и нефть, помимо этого различные агрессивные компоненты.

Для отделения посторонних и вредных примесей от товарной нефти предназначен большой комплекс устройств. Все они располагаются на территории промысла и обеспечивают доведение качества нефти до уровня, позволяющего транспортировать ее по магистральным трубопроводам, цистернами, танкерами на нефтеперерабатывающие заводы.

Организация сбора нефти, газа и воды является одним из неотъемлемых компонентов проекта промыслового обустройства. Система сбора включает в себя комплекс трубопроводов для транспортирования продукции скважин к технологическим установкам подготовки нефти, газа и воды.

Факторы, определяющие выбор типа системы сбора. Выбор системы сбора нефти, газа и воды обусловлен особенностями технологической схемы разработки. Его определяет необходимость:

–точного автоматического замера нефти, газа и воды по каждой скважине;

–герметизированного сбора нефти, газа и воды и их движения от скважин до магистрального трубопровода;

–изготовление основных узлов системы сбора индустриальным методом;

–обеспечение высоких экономических показателей по капитальным и эксплуатационным затратам;

–минимальной металлоемкости оборудования.

На основе этих требований, исходя из технологической схемы разработки, используются следующие исходные данные: предполагаемые объемы добычи газа и воды по годам до конца разработки нефтяного месторождения; устьевые давления скважин и перспектива их изменения; структурная карта месторождения с контурами нефте- и газоносности с расположением скважин; размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин с учетом перспективы изменения их числа; состав пластовой жидкости; климатические и метеорологические условия района нефтяного или газового месторождения; расположение автомобильных, железных дорог; наличие источников воды, линий электропередачи и т.п.; топографическая карта местности, на которой расположен промысел.

Основные системы сбора продукции скважин. В настоящее время известно большое число систем сбора нефти, газа и воды, которые использовались и продолжают эксплуатироваться. Различие в схемах этих систем обусловлено: уровнем техники в момент создания проекта и его внедрения; особенностями проекта разработки и обустройства месторождения; реальными возможностями промышленности, обеспечивающей изготовление и поставку оборудования.

К основным характеристикам системы сбора относятся давление, действующее в ней, и способ транспортирования продукции. По давлению различаются самотечные и высоконапорные системы. По способу транспортирования продукции – раздельная или совместная.

155

Самотечные системы сбора нефти предусматривают расположение устройств для замера и сепарации нефти в непосредственной близости от скважин, от которых нефть и вода за счет разности геодезических отметок самотеком поступают на сборный пункт. Сборный пункт обслуживает несколько скважин, и от него вода и нефть насосами перекачиваются к установкам подготовки нефти. Если газ и нефть с водой транспортируются по отдельным трубопроводам, то подобный способ называется раздельным. В самотечных системах сбора обычно используется раздельная (или двухтрубная) система сбора.

Ввысоконапорных системах продукция скважин может транспортироваться на значительные расстояния под устьевым давлением порядка 6 МПа. При этом на сборные пункты поступает пластовая жидкость от большого числа скважин.

Вподобных системах после предварительной обработки продукции скважин и отделения газа она поступает под собственным давлением на установку подготовки нефти.

Высоконапорные однотрубные системы сбора позволяют:

–полностью устранить потери легких фракций нефти, доходящие до 3 % в негерметизированных системах;

–снизить металлоемкость системы сбора;

–сократить эксплуатационные расходы на обслуживание системы;

–автоматизировать основные операции подготовки и контроля качества пластовой жидкости;

–упростить в ряде случаев систему сбора за счет исключения ряда насосных станций в тех случаях, когда продукцию скважин можно транспортировать за счет устьевого давления;

–упростить очистку трубопроводов от парафина и отложения солей.

Вместе с тем эти системы имеют ряд недостатков, основными из которых являются:

–снижение точности замеров дебитов отдельных скважин автоматами по сравнению с мерниками;

–сокращение периода фонтанирования скважин из-за увеличения буферного давления;

–необходимость увеличения подачи газа в скважины, эксплуатируемые компрессорным способом;

–увеличение нагрузки на элементы насосного оборудования, обусловленное увеличением устьевых давлений [7].

9.1. Самотечная система сбора продукции скважин

Самотечная (или двухтрубная) система сбора продукции скважин использовалась на старых месторождениях. На вновь обустраиваемых месторождениях система не строится, но в ряде мест применяется и в настоящее время, поскольку основная часть оборудования, обеспечивающего ее функционирование, работоспособна.

Эта система предусматривает раздельный сбор нефти и газа. Продукция скважин, обслуживаемых данной системой, может измеряться с помощью индивидуальных замерно-сепарационных установок (ИЗУ) либо групповых замерно-сепарационных установок (ГЗУ).

Схема самотечной системы (рис. 9.1) включает в себя выкидные линии, соединяющие устья скважин 1, эксплуатируемых насосным способом или фонтаном, с распределительной батареей, от которых продукция скважин поступает к ГЗУ 10. Продукция скважин может поступать также и к индивидуальным замерносепарационным установкам 2. В ГЗУ и ИЗУ пластовая жидкость отделяется от газа. От замерно-сепарационных установок жидкость по трубопроводам 4 поступает на сборные пункты, оборудованные резервуарным парком 6. Резервуары 6 не герметизированы. Из

156

них нефть и вода центробежными насосами 7 подается по трубопроводу на установку подготовки нефти УПН, откуда на газоперерабатывающий завод ГПЗ.

Газ, отделенный от жидкости в ГЗУ или ИЗУ, по отдельному трубопроводу 5 направляется на ГПЗ.

Рис. 9.1. Схема самотечной двухтрубной системы сбора продукции скважин: I – с применением индивидуальных замерно-сепарационных установок;

II – с применением групповых замерно-сепарационных установок; 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

Индивидуальные замерно-сепарационные установки работают следующим образом. По короткому трубопроводу выкидной линии нефть поступает от скважины в трап, где отделяется от газа. Из трапа газ под собственным давлением направляется в трубопровод газосборной сети, а жидкость – в мерник, установленный на высоком основании либо на естественном возвышении таким образом, чтобы обеспечить переток жидкости из него на сборный пункт. Подобная конструкция ИЗУ обеспечивает минимальное противодавление на устье, которое в основном определяется разностью геодезических отметок устья и уровня жидкости в мернике.

Трап и мерник обвязаны трубопроводами и имеют несколько задвижек, регулятор давления, заглушки и другое оборудование для эксплуатации и ремонтнопрофилактических работ.

Групповые замерно-сепарационные установки (рис. 9.2) работают следующим образом. Пластовая жидкость по относительно длинным (до 2 км) выкидным линиям поступает в распределительную батарею 8, представляющую собой ряд задвижек для отключения скважин, направления их продукции через специальные коллекторы в трап первой ступени, замерный трап, подключения к заглушке и т.п.

Из распределительной батареи пластовая жидкость направляется в трап первой ступени 10, где от нее отделяется газ, и перепускается в трап второй ступени 2. Газ,

157

выделяющийся в трапе 10, пройдя через регулятор давления, направляется в газосборную сеть, а газ из трапа 2 обычно используется для технологических нужд в непосредственной близости от ГЗУ или сжигается в факеле.

Из трапа нефть с водой направляется в мерник 4 и поступает в самотечный сборный коллектор 3, по которому подается в негерметизированные резервуары сборного пункта. Из резервуаров жидкость перекачивается центробежным насосом на установку подготовки нефти (УПН).

Дебит отдельных скважин замеряется в мернике 6, а количество газа – расходомером, состоящим из диафрагмы 9 и самопишущего прибора (СП).

Общим для всех самотечных систем сбора является следующее. Противодавление 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 для перетока жидкости к СП. Трасса трубопровода должна быть проложена с учетом этого требования.

Рис. 9.2. Групповая замерно-сепарационная установка:

1 – вентиль; 2 – трап второй ступени; 3 – самотечный коллектор; 4 – мерник; 5 – регулятор уровня; 6 – замерный трап; 7 – распределительная батарея; 8 – внешние

линии от скважин; 9 – замерная диафрагма; 10 – трап первой ступени

Точность замера дебитов отдельных скважин достаточно высока, так как обусловлена измерением объема жидкости, накопившейся в мернике за определенный интервал времени. Она мало зависит от дебита скважины.

Достаточно глубокая сепарация газа, исключающая образование в нефтепроводах газовых «мешков».

Повышенная пропускная способность трубопроводов для обеспечения перекачки продукции при увеличении дебитов отдельных скважин и при увеличении вязкости жидкости при сезонных изменениях температуры.

Частая очистка трубопроводов от парафина, солей и механических примесей, отложение которых на стенках трубопровода достаточно интенсивно из-за низкой скорости течения жидкости.

158

9.2. Высоконапорные системы сбора

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

Существует несколько основных схем, отличающихся друг от друга числом обслуживаемых скважин и перечнем выполняемых операций.

Для сбора продукции большого числа скважин используется схема (рис. 9.3). Она включает в себя выкидные линии от скважин, ГЗУ, сборные коллекторы, дожимные насосные станции (ДНС), сборные коллекторы нефти и газа, сепараторы-делители, УПН, установки подготовки воды (УПВ), компрессорные станции (КС), газоперерабатывающий завод (ГПЗ), герметизированные резервуары, автоматические установки сдачи товарной нефти и т.д.

Рис. 9.3. Высоконапорная система сбора продукции скважин на больших месторождениях:

1 – выкидные линии от скважин; 2 – групповая замерная установка; 3 – сборные коллекторы; 4 – дожимная насосная станция; 5 – сборный коллектор нефти; 6 – сборный коллектор газа; 7 – сепаратор-делитель; 8 – установка подготовки нефти; 9 – установка подготовки воды; 10 – водопровод для сточной воды; 11 – трубопровод товарной нефти; 12 – компрессорная станция; 13 – газоперерабатывающий завод;

14 – герметизированные резервуары товарной нефти; 15 – подпорный насос; 16 – автоматизированная установка сдачи товарной нефти; 17 – трубопровод возврата

нефти на УПН; 18 – насосная станция; 19 – магистральный нефтепровод к нефтеперерабатывающему заводу; 20 – насос подачи воды на КНС

Схема сбора работает следующим образом. Продукция скважин под устьевым давлением 1,0–1,4 МПа по выкидным линиям поступает в автоматизированные групповые замерные установки 2, которые включают в себя сепаратор, отделяющий газ от жидкости и измеряющий их расход от каждой скважины в отдельности. Каждая ГЗУ обслуживает до 14 скважин, продукция которых смешивается и транспортируется по коллектору 3 до ДНС 4. Там происходит разделение газа и жидкости, и далее – до газоперерабатывающего завода 13 и сепаратора-делителя 7 они транспортируются по разным трубопроводам.

Сепаратор-делитель 7 служит для обеспечения равномерной подачи нефтяной эмульсии в сепараторы-подогреватели, расположенные на установке подготовки нефти УПН 8. На этой установке отделяется вода и обессоливается нефть, после чего она

159

поступает в установку сдачи товарной нефти 16. Пластовая жидкость направляется в УПВ 9.

Установка сдачи товарной нефти контролирует содержание воды и солей в продукции и при увеличении их выше нормы направляет некондиционный продукт по трубопроводу 17 в сепаратор-делитель 7, откуда он поступает в УПН и доводится там до нормы.

Предварительно вода может отделяться и на ДНС. На небольших месторождениях может использоваться система сбора, совмещенная с установкой подготовки нефти. Обычно она располагается в центре площади, на которой находятся обслуживаемые ею скважины. Продукция скважин поступает по выкидным линиям к автоматизированной замерной установке, от которой направляется в сепаратор первой ступени. Отделенный в ней газ либо используется для собственных нужд, либо направляется по трубопроводу к дальним потребителям. Вода с нефтью и остатками растворенного газа направляется в сепараторы второй ступени – концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ), где происходит «холодное» разгазирование нефти и предварительное отделение пластовой воды. Отделенный газ направляется к компрессорной станции КС, а оттуда на ГПЗ.

Из КССУ сырая нефть подается насосом через теплообменники в сепараторделитель, далее в сепаратор-подогреватель, где обезвоживается и обессоливается. Доведенная до товарной кондиции нагретая нефть поступает в теплообменники, где нагревает сырую нефть. Из теплообменников нефть направляется в попеременно работающие герметизированные резервуары, откуда насосом подается в автоматическое устройство по передаче товарной нефти и поступает в насосную внешней перекачки.

Газ, отделенный от жидкости в сепараторе-подогревателе, под собственным давлением поступает на ГПЗ, пластовая вода – в КССУ и используется для предварительного разрушения эмульсии. Часть горячей пластовой воды из сепаратораподогревателя может направляться на установку подготовки воды [7].

9.3. Оборудование для отделения жидкости от газа

Технологические процессы подготовки нефти и газа выполняются в несколько этапов, к которым относятся: отделение газа от смеси нефти и пластовой воды; измерение объема продукции скважин; внутрипромысловая транспортировка пластовой жидкости и газа; обессоливание и обезвоживание нефти; хранение нефти; подготовка газа к транспортировке; подготовка пластовой воды.

Для отделения пластовой жидкости от газа или газа от конденсата служат сепараторы. Отделение различных фаз продукции скважин является одним из первых этапов ее обработки.

Сепараторы состоят из четырех секций: основной для выделения наибольшей доли газа; осадительной секции для выделения пузырьков газа, вышедших из основной секции; секции 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, отводимом в трубопровод для сбора газа. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор.

По принципу работы, основанному на силе, которая обусловливает деление фаз, сепараторы можно разделить на гравитационные, центробежные и химические.

В основе работы каплеуловительных секций лежит изменение скорости или направления потока, использование центробежной силы, столкновение потока газа с различными перегородками, набивками и т. п.

На промыслах используются горизонтальные и вертикальные конструкции корпусов сепараторов.

160