«А.А. Мордвинов, О.М. Корохонько ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА ДЛЯ ОПЕРАТОРОВ Часть 2 Учебное пособие Ухта 2008 УДК 622.276 (075.8) М79 Мордвинов, А.А. Теоретические основы добычи нефти и газа для операторов ...»

«Спутник-В». В установке вместо объемного предусмотрен более совершенный массовый принцип определения количества продукции скважин, используемый на установках «Спутник-А» и «Спутник-Б», и трехходовые клапаны вместо многоходовых переключателей. Расход жидкости определяется с помощью взвешивания ее в тарированной емкости. Измерение продукции скважин в установках «Спутник-В» происходит следующим образом (рис. 2.13).

1 – сепаратор; 2 – диафрагма; 3 – заслонка; 4 – сифон;

5 – тарированная емкость; 6 – калиброванная пружина;

7 – гамма-датчики верхнего и нижнего уровней жидкости;

8 – коллектор для безводной нефти; 9 – коллектор для обводненной нефти;

10 – замерная линия; 11 – трехходовой кран;

12 – емкость улавливания шаров; 13 – дросселирующее устройство;

14 – распределительная батарея; 15 – трехходовой клапан;

БМА – блок местной автоматики Продукция скважины сначала попадает в распределительную батарею.

Затем она через трехходовой клапан может направляться или на замерную линию 10 для измерения расхода жидкости и газа, или в сборный коллектор 8 для безводной нефти, куда поступает продукция скважин, не подключенных на замер.

Переключение на замер скважин проводится автоматически через определенное время при помощи БМА. Количество жидкости, попавшей в сепаратор, измеряется при помощи тарированной емкости, гамма-датчиков, подающих сигнал о положении уровней жидкости на БМА, и плоской калиброванной пружины. Дебит жидкости определяется измерением массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней, и регистрацией времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяется сравнением массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем.

После того, как тарированная емкость наполнится жидкостью и вес ее измерен, БМА включает гидравлический привод и заслонка 3 на газовой линии прикрывается. В результате этого в сепараторе увеличивается давление, и жидкость, скопившаяся в емкости 5, через сифон 4 выдавливается в коллектор для обводненной нефти. Количество газа измеряется регулярно при помощи диафрагмы 2.

Недостатком установки является ограниченная возможность применения ее для измерения парафинистой нефти, так как отложения парафина в тарированной емкости влияют на результаты измерения.

На промыслах внедряются и проходят опытные испытания другие типы автоматических групповых замерных установок:

массоизмерительная установка АСМА (АО «Нефтеавтоматика», г. Уфа);

массоизмерительные двухфазные установки с гидростатическим методом определения массы «Спутник ГМН 40-8-500» и ГЗУ «Квант-УИДС-40-8-200»

(ОАО «ОЗНА», г. Октябрьский);

мобильная замерная установка и установка измерительная групповая «Спутник-М» (Казанский ВНИИР) и др.

3. АРМАТУРА НА НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛАХ

Арматурой называют устройства и приспособления, монтируемые на трубопроводах, агрегатах, сосудах, резервуарах. Эти устройства и приспособления предназначены для управления потоками газов, жидкостей, газожидкостных смесей и технологическими процессами путем местного изменения площади проходного сечения.

Арматура характеризуется двумя основными параметрами:

1) условным проходом. Это номинальный внутренний диаметр присоединяемого к арматуре трубопровода (от 3 мм до 4 м);

2) условным (номинальным) давлением. Это избыточное наибольшее рабочее давление при температуре рабочей среды 200С, при котором обеспечивается заданный срок службы соединений трубопровода и арматуры.

Арматуру можно классифицировать по различным признакам.

Классификация по области применения:

промышленная трубопроводная арматура общего назначения используется в различных отраслях. Изготавливается она серийно в больших количествах и предназначается для сред с часто применяемыми значениями давлений и температуры. Этой арматурой оснащаются водопроводы, паропроводы, городские газопроводы, системы отопления и т.д.;

промышленная трубопроводная арматура для особых условий работы предназначается для эксплуатации при относительно высоких давлениях и температурах, при низких температурах, на коррозионных, токсичных, радиоактивных, вязких, абразивных, сыпучих средах. К этой арматуре относится энергетическая арматура высоких энергетических параметров, криогенная, коррозионно-стойкая, фонтанная, арматура с обогревом, арматура для абразивных гидросмесей, арматура для сыпучих материалов;

специальная арматура, которая разрабатывается и изготавливается по отдельным заказам на основании особых технических требований. Часто такая арматура изготавливается, например, для экспериментальных или уникальных промышленных установок;

судовая арматура, выпускаемая для работы в специфических условиях эксплуатации ее на судах речного и морского флота с учетом промышленных требований в отношении минимальной массы, вибростойкости, повышенной надежности, особых условий управления и эксплуатации;

сантехническая арматура, которой оснащаются различные бытовые устройства (газовые плиты, ванные установки, кухонные раковины и др.).

Сантехническая арматура изготавливается в больших количествах на специализированных предприятиях, имеет небольшие проходные диаметры и в своем большинстве управляется вручную, за исключением регуляторов давления и предохранительных клапанов для газа.

Классификация по назначению:

запорная арматура предназначена для полного перекрытия потока и пуска среды в зависимости от требования технологического процесса;

регулирующая арматура предназначена для регулирования параметров потока рабочей среды (давление, температура, расход) путем изменения проходного сечения. К ней относятся регулирующие клапаны, регуляторы давления, регуляторы уровня, дросселирующие устройства и т.п.;

распределительно-смесительная (трехходовая или многоходовая) арматура предназначена для распределения рабочей среды по определенным направлениям или для смешивания потоков среды. К ней относятся распределительные краны и клапаны;

предохранительная арматура предназначена для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого давления посредством сброса избытка рабочей среды. К ней относятся предохранительные клапаны, импульсные предохранительные устройства, мембранные разрывные устройства, перепускные клапаны;

защитная арматура предназначена для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимых или непредусмотренных технологическим процессом изменения параметров или направления потока рабочей среды и для отключения потока без выброса рабочей среды из технологической системы. К ней относятся обратные клапаны, отключающие клапаны;

фазоразделительная арматура предназначена для автоматического разделения рабочих сред. К ней относятся конденсатоотводчики, воздухоотводчики и маслоотводчики.

Классификация по конструкции:

задвижка – трубопроводная арматура, в которой запирающий элемент перемещается возвратно-поступательно перпендикулярно направлению потока рабочей среды. Используется преимущественно в качестве запорной арматуры.

Запирающий элемент находится в крайних положениях «открыто» и «закрыто»;

вентиль трубопроводная арматура, в которой запирающий элемент перемещается возвратно-поступательно параллельно оси потока рабочей среды в седле корпуса арматуры;

кран трубопроводная арматура, в которой запирающий или регулирующий элемент имеет форму тела вращения или его части и поворачивается вокруг своей оси, перпендикулярно расположенной по отношению к направлению потока рабочей среды;

затвор трубопроводная арматура, в которой запирающий или регулирующий элемент имеет форму диска и поворачивается вокруг оси, перпендикулярной к оси трубопровода.

Классификация в зависимости от условного давления рабочей среды:

вакуумная (давление среды ниже 0,1 МПа, давление абсолютное);

низкого давления (от 0 до 1,6 МПа, давление избыточное);

среднего давления (от 1,6 до 6,4 МПа);

высокого давления (от 10,0 до 100,0 МПа);

сверхвысокого давления (более 100,0 МПа).

Классификация по температурному режиму:

криогенная (рабочие температуры ниже минус 1530С);

для холодильной техники (рабочие температуры от –153 до –700С);

для пониженных температур (рабочие температуры от –70 до –300С);

для средних температур (рабочие температуры до +4550С);

для высоких температур (рабочие температуры до +6000С);

жаропрочная (рабочие температуры более +6000С).

Классификация по способу присоединения к трубопроводу:

арматура муфтовая присоединяется к трубопроводу или емкости с помощью муфт с внутренней резьбой (для арматур с малыми проходными сечениями при низких и средних температурах);

арматура цапковая присоединяется к трубопроводу или емкости на наружной резьбе (в основном для мелкой арматуры высокого давления);

арматура под приварку присоединяется к трубопроводу или емкости с помощью сварки. Преимуществами являются полная и надежная герметичность соединения, минимум обслуживания. Недостаток – повышенная сложность демонтажа и замены арматуры;

арматура фланцовая присоединяется к трубопроводу или емкости с помощью фланцев. Преимуществом является возможность многократного монтажа и демонтажа на трубопроводе, хорошая герметичность стыков и удобство их подтяжки, большая прочность и применимость для широкого диапазона давления и проходов. Недостатки – возможность ослабления затяжки и потеря герметичности со временем, большие габаритные размеры и масса;

арматура штуцерная присоединяется к трубопроводу или емкости с помощью штуцера (ниппеля). Ниппель – металлическая трубка, обеспечивающая уплотнение при соединении труб, радиаторов отопительных систем и т.п. В качестве ниппеля могут использоваться гайка, штуцер. Штуцер – соединительный патрубок обычно с резьбой на концах. С помощью штуцера подсоединяют трубы к резервуарам, аппаратам, трубам и т.п.

Классификация по способу герметизации:

арматура сальниковая. Герметизация штока или шпинделя относительно внешней среды обеспечивается эластичным элементом, находящимся в контакте с подвижным штоком (шпинделем) под натяжкой, исключающей протечку рабочей среды. Шток – сплошной или полый цилиндрический стержень. Шпиндель (буквально – веретено) – вращающийся вал;

арматура мембранная. В качестве чувствительного элемента применена мембрана (перепонка). Она может выполнять функции уплотнения корпусных деталей, подвижных элементов относительно внешней среды, а также уплотнения в затворе;

арматура сильфонная. Для герметизации подвижных деталей (штока, шпинделя) относительно внешней среды используется сильфон, который является также чувствительным или силовым элементом конструкции. Сильфон – тонкостенная цилиндрическая, обычно металлическая, оболочка с поперечной гофрированной боковой поверхностью;

арматура шланговая. Эластичный шланг обеспечивает герметичность всей внутренней полости арматуры по отношению к внешней среде.

Классификация по способу управления:

арматура приводная. Управление осуществляется при помощи ручного, механического, электрического или иного привода (непосредственно или дистанционно). Управление арматурой с ручным приводом осуществляется оператором вручную;

арматура с автоматическим управлением. Управление затвором происходит без участия оператора под непосредственным воздействием рабочей среды на затвор или на чувствительный элемент, либо посредством воздействия на привод арматуры управляющей среды, либо по командному сигналу, поступающему на привод арматуры из приборов автоматической системы управления.

К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили. В зависимости от схемы фонтанной арматуры или манифольда число запорных устройств в ёлке и трубной головке арматуры может достигать 12, а в манифольде – 20 задвижек или кранов.

Задвижка – это запорное устройство, в котором проход перекрывается поступательным движением затвора перпендикулярно движению потока транспортируемой среды. Задвижки широко применяются для перекрытия потоков газообразных и жидких сред в трубопроводах с диаметрами условных проходов от 50 до 2000 мм при рабочих давлениях от 0,4 до 20 МПа и температуре среды до 4500С.

Задвижки состоят из следующих основных деталей: корпуса, крышки, запирающего элемента и шпинделя. Запирающий элемент перемещается между уплотнительными кольцами корпуса посредством шпинделя, закрывая при этом проход для потока жидкости или газа. Основными положениями для запирающего элемента являются или полностью открытое или полностью закрытое.

Достоинства задвижек:

незначительное гидравлическое сопротивление при полностью открытом проходе;

отсутствие поворотов потока рабочей среды;

возможность применения для перекрытия потоков среды с большой вязкостью;

простота обслуживания;

относительно небольшая строительная длина;

возможность подачи среды в любом направлении.

Недостатки задвижек:

невозможность применения для сред с кристаллизирующимися включениями;

небольшой допускаемый перепад давлений на затворе (по сравнению с вентилями);

невысокая скорость срабатывания затвора;

возможность гидравлического удара в конце хода;

большая высота;

трудности ремонта изношенных и уплотнительных поверхностей затвора при эксплуатации.

Задвижки классифицируются по конструкции затвора:

1) клиновые. Клиновые задвижки могут быть с цельным или составным клином;

2) параллельные (шиберные). Параллельные задвижки можно подразделить на однодисковые и двухдисковые.

Задвижки являются запорным устройством и не предназначены для регулирования потока, поэтому они должны находиться в полностью открытом или закрытом положении.

Клиновые задвижки. Эффект уплотнения клиновой задвижки обеспечивается за счет распорного усилия клина, прижимаемого к гнездам каналов задвижки. В зависимости от расположения системы «винт-гайка» (внутри или вне рабочей среды) задвижки могут быть с невыдвижным или выдвижным шпинделем.

Клиновым задвижкам свойственен ряд серьезных недостатков:

возникновение завихрений потока; недолговечность омываемого потоком в открытом положении клина и гнезда; сложность обеспечения герметичности контакта поверхностей клин-гнездо как при изготовлении, так и при ремонте.

Существует ряд конструкций так называемых прямоточных клиновых задвижек (рис. 3.1), в которых при подъеме клина между уплотнительными кольцами корпуса устанавливается отрезок трубы, благодаря чему поток не изменяет своего сечения, не нарушает своего прямолинейного движения, не теряет скорости и не создает завихрений.

Рис. 3.1. Задвижка клиновая прямоточная с невыдвижным шпинделем:

1 – седло; 2 – клин; 3 – корпус; 4 – ходовая гайка;

5 – уплотнительная прокладка; 6 – шпиндель; 7 – верхняя крышка;

8 – кольцевая прокладка; 9 – сальник; 10 – нажимная втулка; 11 – маховик Параллельные (шиберные) задвижки. В параллельной задвижке уплотнение контакта шибер-гнездо достигается различными способами, но во всех случаях конструкция их исключает омывание герметизирующих поверхностей шибера в открытом положении жидкостью или газом.

Пропускаемый поток жидкости или газа сохраняет направление при проходе через шибер, поэтому задвижки этого типа называются также прямоточными.

Такой принцип позволил значительно повысить долговечность задвижки и резко сократить в ней гидравлические потери. Плоская форма шибера способствует упрощению изготовления и ремонта задвижки.

Параллельными задвижками с однопластинчатым и двухпластинчатым шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки комплектуется фонтанная арматура по схемам, предусмотренным ГОСТ 13846-84.

Прямоточные задвижки типа ЗМС1 (рис. 3.2) с принудительной подачей смазки с ручным управлением с уловным проходным сечением 65, 80, 100, 150 мм рассчитаны на рабочее давление 21 и 35 МПа. Вместо задвижек типа ЗМС выпускаются модернизированные задвижки типа ЗМ и ЗМС.

Рис. 3.2. Задвижка параллельная прямоточная однопластинчатая типа ЗМС1:

1 – крышка; 2 – разрядная пробка; 3 – крышка подшипника;

4 – регулировочная шайба; 5 – шпиндель; 6 – верхний кожух;

7 – маховик; 8 – упорный шарикоподшипник; 9 – ходовая гайка;

10 – узел сальника; 11 – прокладка; 12 – шибер; 13 – корпус;

14 – выходное седло; 15 – шток; 16 – нагнетательный клапан;

17 – нижний кожух; 18 – входное седло; 19 – тарельчатая пружина Прямоточная задвижка типа ЗМАД (рис. 3.3) с автоматической подачей смазки и ручным управлением рассчитана на давление 70 МПа. Задвижка типа ЗМАДП с пневмоприводом отличается от задвижки с ручным управлением наличием приводной части.

В условном обозначении задвижки указывается:

ЗМ – задвижка с уплотнением шибера «металл по металлу»;

С или А – с уплотнительной смазкой и подачей ее принудительно или автоматическим способом;

1 или Д – модификация задвижки (одно или двухшиберная);

Б – исполнение корпуса задвижки бесфланцевое (при фланцевом буква не пишется);

П – пневматическое управление;

первое число – диаметр условного прохода в мм;

второе число – рабочее давление в МПа;

последняя позиция в обозначении – исполнение по коррозионной стойкости (аналогично условному обозначению фонтанной арматуры).

Рис. 3.3. Задвижка параллельная прямоточная двухпластинчатая типа ЗМАД:

1 – корпус; 2 – шпиндель; 3 – обратный клапан для смазки узла сальника;

4 – ходовая гайка; 5 – маховик; 6 винт; 7 – кожух; 8 – масленка;

9 – упорный шариковый подшипник; 10 – крышка подшипников;

11 – корпус сальника; 12 – поршенек; 13 – плашка;

14 – направляющие щеки; 15 – фторопластовая втулка;

16 – манжеты; 17 – уравновешивающий шток Например, задвижка с уплотнением «металл по металлу», с автоматической подачей смазки, с двухпластинчатым шибером условным проходом 50 мм, изготовленная на рабочее давление до 70 МПа и содержанием Н2S и СО2 до 6 %, обозначается ЗМАД-5070К2.

Краны. В качестве запорных устройств используются краны с различными по форме пробками: цилиндрической, шаровой, конической (рис. 3.4). Кран обеспечивает прямоточность потока жидкости или газа.

Рис. 3.4. Кран пробковый (конусный) со смазкой:

1 – корпус; 2 – пробка; 3 – нижняя крышка; 4 – винт;

5 – сальниковое устройство с манжетами; 6 – кулачковая муфта;

7 – шпиндель; 8 – рукоятка; 9 – нижний болт;

10 – шариковый обратный клапан; 11 – ограничитель; 12 – пружина Кран управляется путем поворота пробки на 900, что создает возможность быстрого перекрытия проходного сечения, когда в этом возникает необходимость.

Для поворота пробки крана обычно требуется приложить большой момент, в связи с тем, что трение между пробкой и корпусом имеет большую величину. Для снижения трения применяется смазка. Зазор между пробкой и корпусом регулируется винтом.

Преимущества кранов:

низкое гидравлическое сопротивление;

прямоточность;

простота конструкции;

небольшие габаритные размеры и масса;

высокая прочность и жесткость;

надежная герметизация;

независимость от направления движения среды;

возможность регулирования давления и подачи.

Общие недостатки кранов:

максимальная рабочая температура до 1250С;

необходимость точности изготовления трущихся деталей;

высокая величина требуемого крутящего момента на шпинделе при открытии, закрытии.

Согласно ГОСТ 13846-84 фонтанная арматура комплектуется пробковыми кранами типа КППС, рассчитанными на давление 14 МПа. Кран КППС работает только со смазкой. Смазка герметизирует затвор крана и резьбу шпинделя, облегчает поворот пробки и предотвращает коррозию деталей.

В условном обозначении пробкового крана указывается:

КППС – кран пробковый проходной со смазкой;

первое число – условный проход в мм;

второе число – рабочее давление;

ХЛ – климатическое исполнение для холодной зоны.

Например, кран пробковый проходной, со смазкой, с условным проходом 65 мм, рассчитанный на рабочее давление 14 МПа, для холодного климатического района обозначается КППС-65140ХЛ.

На вспомогательных линиях (рабочее давление от 1,6 до 6,4 МПа) нефтегазовых промыслов обычно устанавливают конусные и шаровые краны со смазкой. Магистральные нефтепроводы и газопроводы, а также компрессорные станции, в основном, оборудованы шаровыми кранами.

Вентили – это запорная арматура с поступательным перемещением затвора, осуществляемым, как правило, при помощи системы «винт–ходовая гайка».

Вентили применяют для перекрытия потоков рабочих сред в трубопроводах с диаметрами условных проходов менее 400 мм при рабочих давлениях до 250 МПа и температурах сред от минус 200 до плюс 4500С.

Преимущества вентилей:

возможность работы при высоких перепадах давления на золотнике и при больших величинах рабочих давлений;

простота конструкции, обслуживания и ремонта в условиях эксплуатации;

меньший ход золотника (по сравнению с задвижками), необходимый для полного перекрытия прохода;

относительно небольшие габаритные размеры и масса;

возможность использования при высоких и сверхнизких температурах рабочей среды;

герметичность перекрытия прохода;

использование в качестве регулирующего органа;

установка на трубопроводе в любом положении (как в вертикальном, так и в горизонтальном);

исключение возможности гидравлического удара.

Недостатки (общие для всех конструкций) вентилей:

высокое гидравлическое сопротивление (по сравнению с задвижками, дисковыми затворами и кранами);

невозможность применения на потоках сильно загрязненных сред, а также на средах с высокой вязкостью;

большая строительная длина (по сравнению с задвижками и дисковыми затворами);

подача среды только в одном направлении, определяемом конструкцией вентиля.

По назначению вентили бывают запорными, запорно-регулирующими и специальными.

По конструкции корпуса вентили подразделяются на проходные (рис. 3.5), прямоточные, угловые и смесительные.

1 – корпус; 2 – седло; 3 – золотник; 4 – крышка со стойкой;

5 – шпиндель; 6 – ходовая гайка; 7 – маховик Запорные вентили подразделяются на вентили тарельчатые и диафрагмовые. Уплотнения шпинделя бывают сальниковые и сильфонные.

Запорные вентили с сильфонным уплотнением шпинделя предназначены для работы в средах, утечка которых недопустима из-за их высокой стоимости, агрессивности, токсичности, взрывобезопасности или пожаробезопасности.

Вентили в основном применяют для присоединения контрольноизмерительных приборов, а также на продувочных линиях, узлах запорных устройств, теплотрассах, водопроводах и т.д.

Для регулирования режима работы скважины применяют нерегулируемые (диск, втулка) и регулируемые (игольчатые, шайбовые) дроссели, а также регуляторы давления.

Дроссели. Из всех дросселей наиболее просты и дешевы нерегулируемые (рис. 3.6), поэтому они широко применяются на практике. Их устанавливают на отводах елки фонтанной арматуры. Втулка имеет более длинный проходной канал, чем диск, поэтому она меньше подвержена износу, обеспечивает устойчивое и надежное регулирование противодавления при малой пульсации потока рабочей среды. Дисковый штуцер стоит дешевле, но лишен указанных преимуществ.

а – дисковый; б – втулочный: 1 – фланцы; 2 – втулка; 3 – патрубок Регулируемые дроссели применяют в тех случаях, когда добываемая продукция не выносит песка и по условиям эксплуатации необходимо часто регулировать противодавление. В игольчатом дросселе применяют конический или параболический наконечник иглы. При параболическом наконечнике каждому обороту иглы соответствует одинаковое изменение проходного сечения.

Регулируемые дроссели (рис. 3.7) аналогичны по конструкции вентилю.

Они позволяют бесступенчато регулировать давление на выкиде фонтанной скважины за счет осевого перемещения шпинделя штуцера с насадкой, входящего в гнездо.

Из-за переменного профиля насадки площадь кольцевого отверстия между гнездом и насадкой при перемещении шпинделя меняется в пределах от 3 до 35 мм, что и позволяет регулировать расход жидкости или газа. Дроссель рассчитан на рабочее давление до 70 МПа. Масса устройства около – 80 кг.

Для облегчения управления дросселями и для возможности телеуправления они оснащаются приводом.

В условном обозначении регулируемого дросселя указывается:

ДР – дроссель регулируемый;

первое число – диаметр условного прохода;

второе число – рабочее давление;

последняя позиция в обозначении – исполнение по коррозионной стойкости по аналогии с фонтанной арматурой и задвижкой.

Например, дроссель регулируемый с уловным проходом 65 мм, рассчитанный на рабочее давление 35 МПа, для сред, содержащих до 6 % СО 2, обозначается ДР-65350К1.

1 – стопор; 2 – стопорная шайба; 3 – маховик; 4 – упорная гайка;

5 – указатель; 6 – резьбовая втулка; 7 – шпиндель; 8 – крышка; 9 – корпус;

10 – гайка; 11 – наконечник; 12 – корпус насадки; 13 – пробки;

14 – насадка; 15 – втулка При агрессивных средах и больших расходах жидкости или газа насадка шпинделя и гнездо дросселя быстро изнашиваются. Для повышения износостойкости этих деталей они изготовляются из специальных композиционных материалов. Однако и это не исключает необходимости в частых сменах регулируемого штуцера. Поэтому в подобных условиях применяются сменные, втулочные дроссели с разными диаметрами отверстий, которые при износе поверхности отверстия снимаются с фонтанной арматуры и заменяются новыми.

Регуляторы давления, поддерживающие установленное давление на своем приеме при любом отборе жидкости или газа, применяют при необходимости точной автоматической регулировки.

По принципу действия регуляторы разделяются на регуляторы прямого действия и непрямого действия.

Регулятор давления прямого действия представляет собой дроссельное устройство, приводимое в действие мембраной, находящейся под воздействием регулируемого давления. Всякое изменение давления среды вызывает перемещение мембраны, а вместе с ней и изменение проходного сечения дроссельного устройства, что влечет за собой уменьшение или увеличение количества рабочей среды, протекающей через регулятор.

Регуляторы подразделяют по форме и типу дроссельных устройств, виду мембран, способу сочленения мембраны с клапаном и по роду нагрузки для уравновешивания давления среды на мембрану. Кроме того, регуляторы давления прямого действия различаются по способу передачи импульса давления на регуляторы «до себя» и «после себя».

В регуляторах давления прямого действия применяются два основных типа тарельчатых клапанов: жесткие с уплотнением металл по металлу; мягкие с уплотнением из кожи, резины и пластических материалов по металлу. Как жесткие, так и мягкие клапаны могут быть однотарельчатыми и двухтарельчатыми.

Регуляторы прямого действия чаще всего устанавливают на оборудовании (сепараторах, отстойниках и т.д.), где требуется поддержание постоянного давления.

Работает регулятор давления прямого действия следующим образом.

Газоотводный трубопровод 8 (рис. 3.8), например, сепаратора, в котором необходимо поддерживать постоянное давление, соединен питательной трубкой с камерой давления 1. При повышении давления в сепараторе выше допустимого мембрана 2 перемещается вниз, а вместе с ней перемещается и шток 3, воздействующий на клапан 7. Клапан 7 приоткрывается, происходит выпуск газа, и давление в сепараторе снижается. После снижения давления в сепараторе до определенного уровня рычаг 5 с противовесом 4 воздействует на шток 3, возвращает мембрану и клапан в исходное положение. Такой регулятор давления называется регулятором давления «до себя». Если необходимо поддерживать давление после регулятора, то в этом случае питательная трубка 9 присоединяется к газоотводящей трубке 6, и тогда такой регулятор давления называется регулятором давления «после себя».

В регуляторах давления непрямого действия с командными приборами (пилотными) уравновешивание усилия от давления среды на мембрану осуществляется давлением среды, значение которого устанавливается вспомогательным устройством, называемым командным прибором.

Рис. 3.8. Схема регулятора давления прямого действия:

1 – камера давления; 2 – мембрана; 3 – шток; 4 – противогруз; 5 – рычаг;

6 – газоотводящая трубка; 7 – двухседельчатый клапан;

8 – газоотводящий трубопровод сепаратора; 9 – питательная трубка Командный прибор представляет собой вспомогательный регулятор давления или распределительное устройство (золотник), управляющее подачей к мембране среды начального или конечного давления сети, на которой установлен основной регулятор.

Регуляторы с командными приборами отличаются простотой и удобством настройки, осуществляемой поворотом винта командного прибора, а также снижением напряжений в мембране основного регулятора из-за более благоприятного относительного распределения нагрузок по обе стороны мембраны.

3.4. Защитная и предохранительная арматура Защитная арматура служит для отключения контролируемого участка трубопровода или установки в случае возникновения опасности образования чрезмерного давления или обратного потока. К защитной арматуре относятся отсечные, отключающие и обратные клапаны. Вместо клапанов могут применяться другие элементы быстродействующей арматуры (задвижки, краны, заслонки). В отличие от предохранительной арматуры, работающей с видом действия «нормально закрыт», защитная арматура работает с видом действия «нормально открыт». При возникновении опасной ситуации предохранительная арматура открывается, а защитная – закрывается.

Обратные клапаны используются для предотвращения обратного потока среды в трубопроводе. Затвор – основной узел обратного клапана. Он пропускает среду в одном направлении и перекрывает ее поток в обратном. Клапаны не являются запорной арматурой.

Обратные клапаны по принципу делятся на поворотные и подъемные (рис. 3.9). Поворотные обладают меньшим гидравлическим сопротивлением, а подъемные – более просты и надежны.

а – поворотный; б – подъемный;

1 – корпус; 2 – затвор; 3 – крышка; 4 – серьга; 5 – пружина Обратные клапаны снабжаются гидротормозами или демпферами для предотвращения больших ударных нагрузок (т.е. гидроудара) при быстром закрытии клапана. Демпфера бывают гидравлические (масляные поршневые) и пневматические.

На промыслах применяют обратные клапаны, например, типа КП (подъемные муфтовые) и КОП (поворотные фланцевые).

Отсечные клапаны. На нефтегазовых промыслах в состав автоматической защиты технологического оборудования входят отсечные клапаны К24А и К26А и дистанционно управляемые клапаны К24П и К56П.

Кольцевой прямоточный отсечной клапан К26А (рис. 3.10).

Устанавливают на фонтанной арматуре скважины. В прямоточном корпусе клапана 15 расположено седло 17, снабженное уплотнительным фторопластовым кольцом 16 и закрепленное наконечником. Внутри корпуса перемещается поршень 12 с уплотнительным кольцом 13, образующий полость 14, заполненную маслом.

Газ через отверстие, предусмотренное в левой части корпуса, поступает в трехходовой вентиль 2 и затем в гидроусилитель, состоящий из корпуса 3 и двухступенчатого поршня 4. Под действием давления газа на большую площадь поршень перемещается и подает масло под повышенным давлением в полость корпуса клапана. Поршень гидроусилителя служит для ручного открытия отсечного клапана и является разделительным элементом между газом и маслом в системе привода. Трехходовой вентиль сообщается с газопроводом, когда вентиль открыт, и с атмосферой, когда вентиль закрыт. Газ в клапане действует на площади левой и правой стороны поршня, поскольку левая имеет площадь в два раза больше, чем правая, давление газа стремится сдвинуть поршень вправо – на седло и выдавить масло из полости корпуса в гидроусилитель. В условиях нормального эксплуатационного режима движение масла в гидроусилитель перекрыто клапанами 8 и 9, из которых один открывается в одну сторону, другой – в другую. При аварийном повышении или понижении давления газа один из клапанов открывается, и масло выжимается в гидроусилитель, при этом поршень сдвигается вправо и садится на седло, перекрывая движение газа по трубе.

Рис. 3.10. Кольцевой прямоточный отсечной клапан К26А:

1 – корпус; 2 – трехходовой вентиль; 3 – гидроусилитель;

4 – двухступенчатый поршень; 5 – колпак; 6 – пружина; 7 – плунжер;

8, 9 – пилотные клапаны; 10 – трубопровод; 11 – дроссель;

12 – поршень клапана; 13 – уплотнительное кольцо;

14 – полость, заполненная маслом; 15 – клапан;

16 – фторопластовое уплотнительное кольцо; 17 – седло клапана Пилотные клапаны 8 и 9 действуют следующим образом. При увеличении давления газа открывается клапан 8 с плунжером 7, на который действует пружина 6 под колпаком 5. При увеличении давления газа свыше расчетного возрастает и давление масла под плунжером 7 и он перемещается вверх, сжимая пружину. Клапан открывается, и масло из полости 14 отсечного клапана перетекает в полость гидроусилителя. Поршень 12 смещается вправо и закрывает проход в отсечном клапане. Подача газа через отсечной клапан прекращается.

Скорость перетекания масла через дроссель 11 отрегулирована таким образом, чтобы клапан закрывался за время, меньшее 10 секунд.

При снижении давления газа ниже допустимого пружина клапана 9 откроет его и отсечной клапан закроется, так как масло станет перетекать из полости 14 в гидроусилитель. Таким образом, пилотные клапаны 8 и 9 высокого давления обеспечивают перекрытие отсечного клапана при повышении или снижении давления газа сверх допустимого.

Открывается отсечной клапан только вручную. Для этого трехходовым вентилем 2 левую полость гидроусилителя соединяют с газопроводом. Под действием давления газа поршень смещается вправо и давление масла открывает пилотный клапан, в результате чего из гидроусилителя по трубопроводу 10 масло перетекает в полость отсечного клапана, смещает поршень 12 влево, благодаря чему открывается проход в отсечном клапане. Клапан открыт.

Дистанционно управляемые прямоточные клапаны К24П и К56П (рис. 3.11). Используются для закрытия скважин при переключении на замерный сепаратор или другое устройство. Клапан К24П имеет диаметр условного прохода 60 мм и рассчитан на условное давление 32 МПа, клапан К56П имеет диаметр условного прохода 100 мм и рассчитан на условное давление 10 МПа. Открытие клапана происходит за 2060 секунд, закрытие – не более 15 секунд.

Рис. 3.11. Кольцевой прямоточный управляемый клапан К56П:

1, 6 – цилиндры; 2 – хвостовик; 3 – втулка; 4, 5, 13 – кольца резиновые;

7, 12 – поршни; 8 – крышка; 9 – пробка; 10 – фланец; 11 – корпус;

14 – полость, заполненная маслом; 15 – клапан;

16 – фторопластовое уплотнительное кольцо; 17 – корпус обтекаемого седла Гидроусилитель К56П состоит из двух цилиндров: цилиндр 1 заполнен маслом, цилиндр 6 – воздухом или газом. Под действием управляющего давления 0,6±0,06 МПа поршень 7 перемещается влево, масло вытесняется в полость клапана 14 и затвор 12 (поршень) отводится влево. Клапан открыт.

Чтобы закрыть отсечной клапан, правая полость цилиндра 6 сообщается с атмосферой. Поршень 7 вместе с хвостовиком 2 и втулкой 3 перемещается вправо. Поршнем 12 масло выжимается из полости 14, и отсечной клапан закрывается. В конце хода поршня 12 торец кольцевой проточки поворачивает эксцентрик указателя положения на 900 и воздействует на концевой выключатель, который выдает электрический сигнал о закрытии клапана (указатель положения и выключатель на рисунке не показаны).

Управляющий сигнал формируется обычно электромагнитным трехходовым краном, управляемым автоматически или оператором. При подаче управляющего давления поршень 7 упрется в торец втулки 3. Хвостовик перемещается вместе со втулкой, и объем масла, вытесняемого в единицу времени из полости гидроусилителя в полость корпуса клапана, увеличивается. Поршень 12 отходит от седла, и отсечной клапан открывается. Кулачок указателя положения в конце хода поршня поворачивается, а конечный выключатель выдает сигнал об открытии клапана.

Клапан можно открыть вручную (при отсутствии рабочего давления), для этого вывинчивают пробку 9, в резьбовое отверстие ввинчивают винт, с помощью которого перемещают поршень 7 до полного открытия отсечного клапана. При возникновении обратного потока отсечной клапан срабатывает как обратный, так как седло перемещается в расточке патрубка в направлении к поршню и проход в клапане закрывается. Отсечной клапан устанавливается на горизонтальном трубопроводе и присоединяется к нему фланцами 10.

Предохранительные клапаны обеспечивают безопасную эксплуатацию оборудования, работающего под высоким давлением. При повышении давления выше допустимого рабочего предохранительный клапан автоматически открывается и сбрасывает необходимый избыток рабочей среды, предотвращая возможность аварии.

Предохранительный клапан любой конструкции состоит из корпуса, сопла, золотника, пружины или груза и крышки (рис. 3.12).

Предохранительные клапаны классифицируются по нескольким признакам.

Классификация по виду нагрузки на золотник клапана:

1) предохранительные клапаны грузового типа с непосредственной нагрузкой на золотник. Они просты по конструкции. Их применяют только при низких давлениях с небольшим сечением сопла из-за невозможности приложения к золотнику груза большой массы. Кроме того, в этих клапанах часто возникают вибрации;

2) предохранительные клапаны грузового типа с непрямым нагружением золотника (рычажные клапаны, см. рис. 3.12а). Основное преимущество этих клапанов – нагрузка на золотник при его подъеме остается постоянной. Кроме того, настройка установочного давления достаточно точна и осуществляется перемещением груза на рычаге. Эти клапаны нельзя применять при резко пульсирующем давлении. К недостаткам относят большие габаритные размеры клапана;

3) предохранительные пружинные клапаны (см. рис. 3.12б). В этих клапанах давлению среды на золотник противодействует пружина. Клапан настраивают поджатием пружины. Достоинства этих клапанов: установка как в вертикальном, так и в горизонтальном положении; относительно малые габаритные размеры при больших проходных сечениях. Недостатки: ограничена высота подъема золотника; высокие требования к качеству изготовления пружин, особенно работающих в агрессивных средах и при высоких температурах.

а – рычажной; б – пружинный;

1 – корпус; 2 – сопло; 3 – золотник; 4 – груз или пружина; 5 – крышка Классификация предохранительных клапанов по высоте подъема золотника:

1) низкоподъемные (отношение высоты подъема золотника к диаметру сопла равно 1/201/40);

2) среднеподъемные (отношение высоты подъема золотника к диаметру сопла равно 1/61/10);

3) полноподъемные (отношение высоты подъема золотника к диаметру сопла равно 1/4 и более).

Классификация по выпуску среды из клапана:

1) предохранительный клапан открытого типа (сброс в атмосферу);

2) предохранительный клапан закрытого типа (сброс в трубопровод, клапан герметизирован и работает с противодавлением).

Классификация по способу открытия клапана:

1) предохранительный клапан прямого действия (сила, создаваемая давлением среды, непосредственно действует на золотник и поднимает его);

2) предохранительный клапан со вспомогательным устройством.

Классификация по числу сопел: одинарные, двойные и тройные предохранительные клапаны.

4. ПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

4.1. Общая характеристика систем промыслового сбора нефти, газа и воды Система промыслового сбора и транспортирования нефти, газа и воды – это разветвленная сеть трубопроводов, проложенных на площадях месторождений.

Трубопроводы, используемые на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, можно классифицировать по нескольким признакам.

Классификация трубопроводов по виду перекачиваемого продукта:

1) нефтепроводы;

2) газопроводы;

3) нефтегазопроводы;

4) конденсатопроводы;

5) водопроводы.

В нефтепроводах, нефтегазопроводах, газопроводах с углеводородами может двигаться и пластовая вода.

Классификация трубопроводов по назначению:

1) самотечные;

3) смешанные.

Классификация трубопроводов по выполняемой функции:

1) выкидные линии (шлейфы или манифольды) – это трубопроводы от устья скважин до групповых замерных установок;

2) коллекторы – это трубопроводы, собирающие и передающие продукцию скважин от групповых замерных установок к сборным пунктам.

Классификация трубопроводов по величине рабочего давления на газовом промысле:

1) низкого давления (до 1,2 МПа);

2) среднего давления (от 1,2 МПа до 2,5 МПа);

3) высокого давления (свыше 2,5 МПа).

Классификация трубопроводов по величине рабочего давления на нефтяном промысле:

1) низкого давления (до 0,6 МПа);

2) среднего давления (от 0,6 МПа до 1,6 МПа);

3) высокого давления (свыше 1,6 МПа).

Трубопроводы среднего и высокого давления напорные. Трубопроводы низкого давления могут быть напорно-самотечными (если движение жидкости происходит при полном заполнении объема трубы) и свободно-самотечными (если заполнение трубы неполное).

Классификация трубопроводов по гидравлической схеме:

1) простые – это трубопроводы, имеющие неизменный диаметр и массовый расход транспортируемой среды по всей длине;

2) сложные – это трубопроводы, имеющие различные ответвления или изменяющийся по длине диаметр.

Классификация трубопроводов по способу прокладки: подземные, надземные, подводные и подвесные.

Существуют следующие принципиально различающиеся системы промыслового сбора:

1) самотечные;

2) герметизированные напорные (высоконапорные).

Самотечная однотрубная система сбора нефти (рис. 4.1). Такая система сбора использовалась для раздельной транспортировки обводненной и необводненной нефти от скважин. Из-за ряда недостатков, перечисленных ниже, ее можно встретить только на старых площадях.

Рис. 4.1. Принципиальная схема самотечной двухпроводной системы:

1 – скважина; 2 – сепаратор первой ступени (0,6 МПа);

3 – регулятор давления типа «до себя»; 4 – газопровод;

5 – сепаратор второй ступени; 6 – резервуары; 7 – насос; 8 – нефтепровод;

УСП – участковый сборный пункт; ЦСП – центральный сборный пункт;

УКПН – установка комплексной подготовки нефти;

ГПЗ – газоперерабатывающий завод При самотечной двухтрубной системе продукция от скважин поступает на сепаратор первой ступени, где происходит ее разделение при низких давлениях (до 0,6 МПа). Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на ГПЗ, если последний расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации.

Выделившийся на второй ступени сепарации газ используется на собственные нужды. Сырая нефть (нефть с водой) самотеком поступает в резервуары УСП, откуда подается насосом в резервуары ЦСП.

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако самотечная система имеет ряд недостатков:

необходима глубокая сепарация нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах газовых мешков, которые существенно могут снизить пропускную способность нефтепроводов;

самотечные выкидные линии и сборные коллекторы не могут быть приспособлены к возможному увеличению дебитов скважин или к сезонным изменениям вязкости нефти и эмульсии в связи с их ограниченной пропускной способностью;

в самотечных системах скорость потока жидкости низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается их пропускная способность;

из-за негерметичности резервуаров и трудностей использования газов второй ступени сепарации потери углеводородов достигают 3 % от общей добычи нефти;

самотечные системы сбора трудно поддаются автоматизации и реконструкции;

обслуживающего персонала.

Герметизированные системы сбора. На новых площадях строят герметизированные системы сбора продукции нефтяных скважин.

Отличительная особенность высоконапорной однотрубной системы сбора заключается в том, что происходит совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких устьевых (до 10 МПа) давлений. Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси в нефтегазосборном трубопроводе возникают значительные пульсации давления. Это приводит к неустойчивости пространственного положения трубопроводов (впоследствии происходит механическое разрушение трубопроводов) и отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительных приборов. Высоконапорная система сбора может быть применена только на месторождениях с высоким пластовым давлением.

Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенной нефти до центрального сборного пункта на расстояние 100 км и более.

Принципиально работа герметизированных систем может быть, например, следующей. Продукция скважин под устьевым давлением направляется в выкидную линию (рис. 4.2) диаметром до 150 мм и длиной от 0,8 до 3 км. Из выкидных линий продукция скважин поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) типа, например, «Спутник», где происходит отделение газа от жидкости (безводная нефть или смесь нефти с водой) и автоматическое поочередное измерение этих флюидов по каждой подключенной скважине.

После АГЗУ жидкая и газовая фазы снова смешиваются и направляются в сборный коллектор диаметром от 200 до 500 мм, длиной до 7 км и движутся под собственным давлением до дожимной насосной станции (ДНС), где находятся сепараторы первой ступени, в которых происходит отделение газа от нефти при давлении 0,60,8 МПа, а на поздней стадии разработки месторождения – и от воды.

Газ с ДНС по газопроводу под собственным давлением поступает на установку подготовки газа (УПГ) центрального сборного пункта и далее – потребителю, например на ГПЗ. А частично дегазированная в сепараторах первой ступени нефть направляется на прием насосов и подается по сборному коллектору на УПН.

На УПН происходят вторая и третья ступени сепарации нефти, а также ее обессоливание и обезвоживание. Отделившийся на УПН газ, как правило, используется на собственные нужды или направляется стороннему потребителю (например на ГПЗ).

Вода, отделившаяся от нефти на УПН, подается на установку подготовки воды (УПВ), с которой, после подготовки, насосами по водоводам перекачивается к КНС. Насосы высокого давления КНС качают воду под давлением от 10 до 20 МПа в продуктивный пласт через нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления (ППД).

Если товарная нефть, проходящая через автоматизированную установку по измерению количества и качества товарной нефти, окажется недостаточно подготовленной, то происходит автоматическое открытие и закрытие кранов, и некондиционная нефть поступает снова на УПН, где происходит дополнительная ее подготовка.

После автоматической установки по измерению качества и количества товарная нефть направляется в резервуарный парк. После отстоя товарная нефть насосами через коммерческий узел учета товарной нефти закачивается в магистральный нефтепровод. Коммерческий узел учета является основной (замыкающей) частью системы учета нефти в целом, поскольку именно здесь вступают в силу финансовые интересы нефтедобывающих предприятий и потребителей нефти.

Рис. 4.2. Однотрубная герметизированная высоконапорная система сбора и подготовки нефти для больших площадей:

1 – добывающая скважина; 2 – выкидная линия; 3 – АГЗУ; 4 – сборный коллектор для нефти, газа и воды;

5 – сборный коллектор частично дегазированной нефти; 6 – герметизированные товарные резервуары;

7 – центробежные насосы; 8 – автоматизированная установка по измерению качества и количества нефти;

9 – автоматически закрывающиеся и открывающиеся краны; 10 – коллектор товарной нефти;

11 – товарные резервуары; 12 – магистральный нефтепровод; 13 – водовод; 14 – кустовая насосная станция (КНС);

15 – водовод высокого давления; 16 – нагнетательная скважина; 17 – газопровод; 18 – регулятор давления;

19 – газоперерабатывающий завод (ГПЗ); ДНС – дожимная насосная станция; УПН – установка подготовки нефти;

УПВ – установка подготовки воды; ЦСП – центральный сборный пункт Применение напорной системы сбора позволяет:

сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе до 100 км;

применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;

снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора и подготовки, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки отделившегося (попутного) газа низкого давления;

увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования отделенной от нефти и очищенной пластовой воды до месторождений с целью использования попутной воды в системе поддержания пластового давления.

Реально на промыслах применяются герметизированные напорные системы сбора в различных вариантах, учитывающие специфические условия промыслов.

Для крупных месторождений или группы месторождений, близко расположенных друг от друга, совершенствование системы сбора заключается в максимальной централизации, автоматизации и телемеханизации технологических процессов.

Системы сбора газа классифицируются:

по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

по конфигурации трубопроводных коммуникаций.

По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают следующие системы сбора газа: индивидуальные, групповые и централизованные.

При индивидуальной системе сбора (рис. 4.3) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений подготовки газа – персональную УПГ, после которого газ поступает в сборный коллектор, далее – на центральный сборный пункт. Эта система может применяться в начальном периоде разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга.

При групповой системе сбора (рис. 4.4) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на общепромысловый (центральный) пункт и далее потребителю по магистральному газопроводу.

УПГ – установка подготовки газа; ЦСП – центральный сборный пункт Рис. 4.4. Групповая система сбора газа на промыслах:

ГСП – групповой сборный пункт При централизованной системе сбора (рис. 4.5) газ со всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому централизованному сборному пункту (ЦСП), где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителю.

Рис. 4.5. Централизованная система сбора газа По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ поступает на ЦСП от скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.

Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы. Линейная система (рис. 4.6) состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений с небольшим числом рядов. Лучевая система (рис. 4.7) состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей. Кольцевая система (рис. 4.8) представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки.

В России дальний транспорт нефти и газа, в основном, осуществляется по магистральным трубопроводам. Длина магистральных трубопроводов для нефти и газа в России самая большая в мире.

Необходимость подготовки до товарных кондиций нефти, газа, конденсата именно на промыслах объясняется требованиями безопасности, экологии, экономики. Минерализованная вода (средняя обводненность продукции нефтяных скважин по статистическим данным превышает 80 %) сильно корродирует стальные трубопроводы, что ведет к преждевременным порывам нефтепроводов и взрывам газопроводов. Появление при снижении давления второй фазы (газ в нефти, жидкость в газе), наличие механических примесей затрудняет трубопроводный транспорт углеводородов, возникают осложнения и повышенные энергозатраты на перекачку.

Основными технологическими операциями, осуществляемыми на промыслах при подготовке нефти до товарных кондиций, являются дегазация (сепарация), обезвоживание, обессоливание, стабилизация.

Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН) приведена на рис. 4.9. Сырая нефть из резервуара центрального сборного пункта насосом подается в печь 2 для нагрева, в каплеобразователь 3 – для укрупнения капель воды. Далее осуществляется глубокое обезвоживание и сепарация второй ступени 4. Далее в поток вводится пресная вода для уменьшения концентрации солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 6 производится окончательное отделение воды от нефти, и обезвоженная нефть поступает на стабилизацию 7. При стабилизации (горячей сепарации) легкие фракции нефти испаряются.

Рис. 4.9. Принципиальная схема установки подготовки нефти и воды:

1, 9, 12, 16 – насос; 2 – печь для нагрева нефтяной эмульсии; 3 – каплеобразователь;

4 – отстойник глубокого обезвоживания и второй ступени сепарации; 5 – смеситель для ввода пресной воды;

6 – электродегидратор; 7 – сепаратор третьей (горячей) ступени сепарации; 8 – резервуары товарной нефти;

10 – автоматизированная установка по измерению качества и количества нефти;

11 – резервуар некондиционной нефти; 13 – блок очистки воды; 14 – блок приема и откачки уловленной нефти;

15 – резервуар очищенной воды; 17 – блок дегазатора воды с насосом; 18 – узел замера расхода воды;

I – сырая нефть; II – дренажная вода; III – пресная вода; IV – товарный нефтяной газ;

V – кондиционная товарная нефть; VI – некондиционная нефть; VII – очищенная вода; VIII – газ на факел;

IX – очищенная вода на КНС Обезвоженная и обессоленная нефть из сепаратора 7 самотеком поступает в герметизированные резервуары 8 на кратковременное хранение. Из них нефть забирается насосом 9 и подается на автоматизированную установку по измерению качества и количества товарной нефти 10. Кондиционная нефть отправляется в парк товарных резервуаров. Некондиционная нефть поступает в резервуары 11 и насосом 12 подается на повторную подготовку.

Отделившийся газ по сборным газопроводам поступает на установку подготовки газа (УПГ). Отделившаяся вода самотеком поступает на установку подготовки воды (УПВ). Там она проходит через блоки очистки 13 и дегазации и через узел замера 18 подается на кустовые насосные станции (КНС) для закачки воды в пласт. Уловленная в блоке 14 нефть откачивается на УПН.

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения – сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выделяется газа из нефти. Обычно ограничиваются двумя-тремя ступенями.

Сепараторы служат:

для получения нефтяного газа;

для уменьшения перемешивания нефтегазового потока и возможности образования стойких эмульсий;

для разложения образовавшейся пены;

для отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;

для уменьшения пульсаций давления при транспортировании нефтегазовой смеси по сборным коллекторам.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные, сферические.

Вертикальный сепаратор имеет определенные преимущества перед сепараторами других типов, если в потоке газа содержится много механических примесей, так как он имеет хороший сток и легко очищается. Такие сепараторы требуют небольшой площади для их установки. Однако значительная высота вертикальных сепараторов при использовании их в передвижных или крупноблочного исполнения установках создает серьезные трудности при их монтаже и эксплуатации.

В горизонтальных сепараторах можно обработать большие объемы газа, чем в сепараторах других типов. Это основное их преимущество. Объясняется это тем, что капли жидкости, падая под прямым углом к направлению газового потока, проходят относительно короткое расстояние. В вертикальном сепараторе, хотя скорость газа должна быть низкой при прохождении через осадительную секцию, сепарация будет хуже, так как направление падающих частиц противоположно направлению газового потока. Горизонтальные сепараторы удобно устанавливать на салазках, легко монтировать и обслуживать. Основными недостатками горизонтальных сепараторов являются отсутствие естественного грязеотстойника, хорошего дренажа и большая занимаемая площадь.

Основным преимуществом сферических сепараторов является их компактность. Они наиболее экономичны, особенно при обработке газов высокого давления. При одном и том же объеме сферические сепараторы наименее металлоемки по сравнению с сепараторами других форм. Их удобно монтировать на небольших салазках (по сравнению с горизонтальными сепараторами). Кроме того, они обладают большей полезной площадью для работы и обслуживания.

В нефтяных сепараторах любого типа различают четыре секции (рис. 4.10):

1) основная сепарационная секция служит для отделения газа от нефти;

2) осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям;

1 – корпус; 2 – поплавок; 3 – дренажная труба; 4 – наклонные плоскости;

5 – жалюзийный каплеуловитель; 6 – регулятор уровня;

I – основная сепарационная секция; II – осадительная секция;

III – секция сбора нефти; IV – каплеуловительная секция 3) секция сбора нефти предназначена как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора;

4) каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа в газопровод.

Работа сепаратора любого типа характеризуется тремя показателями:

1) степенью разгазирования нефти или усадкой ее;

2) степенью очистки газа, поступающего в газопровод, от капелек жидкости;

3) степенью очистки нефти, поступающей в нефтепровод, от пузырьков газа.

Сепараторы оснащены трубопроводной арматурой (задвижки, вентили, регулирующие и предохранительные клапаны и т. д.), контрольноизмерительными приборами и средствами автоматики.

Обезвоживание нефти связано с разрушением нефтяных эмульсий.

Для разрушения нефтяных эмульсий применяют следующие способы:

1) гравитационное холодное разделение. Применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия;

2) внутритрубная деэмульсация. В смесь нефти и воды добавляют искусственно созданное поверхностно-активное вещество (ПАВ) – деэмульгатор в количестве от 15 до 20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия их слипания при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз;

3) термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаивание нагревают. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры от 40 до 900С;

4) термохимическое воздействие заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации;

5) электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Разрушение эмульсии, разделение воды и нефти производится с помощью действия электрического тока;

6) фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода – нет;

7) разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах.

Центрифуги вращаются с большой скоростью. Подаваемая эмульсия разделяется под действием сил инерции за счет различия плотностей нефти и воды.

После обезвоживания нефти при промысловой подготовке массовая доля воды в ней должна составлять не более 1%.

Обессоливание осуществляется соединением обезвоженной нефти с пресной водой, в результате чего соли, имеющиеся в нефти, растворяются и удаляются вместе с водой. Полученную искусственную эмульсию снова разрушают.

Стабилизация нефти. Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при дальнейшей ее транспортировке.

Стабилизация осуществляется методом горячей сепарации и методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры от 40 до 900С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Затем тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие – собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 2400С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируются, затем их перекачивают на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляют жесткие требования:

давление упругости ее паров при 380С не должно превышать 66666 Па, или 500 мм рт. ст.

Резервуары представляют собой емкости различных размеров, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Группу однотипных резервуаров, сосредоточенных в одном месте, принято называть резервуарным парком.

Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, частично заглубленном и подземном исполнениях. В большинстве случаев сооружают стальные резервуары и реже – железобетонные. Резервуары различают по форме: вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, каплевидные и др.

Наибольшее распространение на промыслах получили стальные цилиндрические резервуары.

Крыши (покрытия) стальных резервуаров строят трех типов: конические, сферические, плоские. На нефтяных месторождениях чаще всего используют резервуары с плоскими крышами, имеющие наименьшее газовое пространство, а следовательно, и обеспечивающие наименьшие потери легких фракций от малых и больших дыханий. Резервуары с плавающей крышей не имеют стационарного покрытия, а роль крыши у них выполняет диск из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Резервуары с коническим покрытием (рис. 4.11) сооружают объемом 1005000 м3. Резервуары со сферическим покрытием сооружают объемом 10000, 15000, 20000 м3.

Рис. 4.11. Конструкция вертикального цилиндрического резервуара:

1 – световой люк; 2 – блок троса; 3 – управление хлопушкой; 4 – лебедка;

5 – перепускное устройство; 6 – приемно-раздаточные патрубки;

7 – шарнир подъемной трубы; 8 – хлопушка; 9 – подъемная труба;

10 – сифонный кран; 11 – люк-лаз; 12 – указатель уровня;

13 – замерный люк; 14 – дыхательный клапан;

15 – гидравлический предохранительный клапан;

16 – огневой предохранитель Каплевидные резервуары применяют для хранения легкоиспоряющихся нефтепродуктов с высокой упругостью паров, их сооружают объемом 500020000 м3.

Для проведения операций по приему, хранению и отпуску сырой и товарной нефти резервуары оборудуют специальной гарнитурой и арматурой. Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля уровня нефтепродукта. Лестницы должны иметь перила высотой не менее 1 м; ширина лестниц должна составлять не менее 0,7 м; шаг ступеней – не более 0,25 м; наклон к горизонту марша – не более 60°. У места присоединения лестницы к крыше резервуара сооружается замерная площадка, обнесенная перилами высотой 1 м в обе стороны от лестницы не менее чем на 1,5 м. На этой площадке устанавливают замерный люк, замерные приспособления и дыхательную арматуру.

Люк-лаз (см. рис. 4.11), устанавливаемый на нижнем поясе резервуара, предназначен для проникновения операторов внутрь резервуара при ремонте и очистке его от грязи, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении этих работ.

Замерный люк служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.

Световой люк в вертикальных резервуарах устанавливается на крышке резервуара над приемно-раздаточными патрубками. При открытой крышке через него внутрь резервуара проникает свет и проветривается резервуар перед зачисткой или ремонтом.

Приемно-раздаточные патрубки предназначены для присоединения приемных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуара и хлопушки или шарнира подъемной трубы изнутри. Диаметры патрубков определяются заданной производительностью перекачиваемой нефти и колеблются в пределах 150 700 мм.

Хлопушка, которая располагается внутри резервуара, устанавливается для предотвращения утечек нефти из резервуара при неисправности задвижек или аварийном состоянии трубопровода. Хлопушки могут быть управляемые и неуправляемые. При наполнении резервуара струя нефти силой давления приподнимает крышку хлопушки, а при остановке перекачки нефти крышка хлопушки под действием собственного веса опускается, закрывая трубу. При откачке нефти из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно специальным устройством, состоящим из вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом.

Перепускное устройство служит для выравнивания давления нефти с обеих сторон крышки хлопушки, чтобы облегчить ее открытие.

Подъемную трубу монтируют внутри резервуара для отбора нефти с требуемой высоты.

Дыхательные клапаны служат для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой. При повышении давления в резервуаре клапан давления открывается и лишний газ выходит в атмосферу. А при понижении давления открывается клапан вакуума и в резервуар поступает воздух. На стальных и железобетонных вертикальных резервуарах устанавливают дыхательные клапаны типа НДКМ, рассчитанные на избыточное давление 2 кПа и вакуум 0,4 кПа.

Гидравлический предохранительный клапан предназначен для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве при отказе дыхательного клапана, а также при недостаточном его сечении.

Огневые предохранители устанавливают в резервуарах в комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами. Они предназначаются для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или предохранительный клапаны.

Для измерения уровня и оперативного учета количества нефти в резервуарах различных типов применяют указатели уровня УДУ.

Задачей промысловой подготовки газа является его очистка от механических примесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода, углекислого газа.

Природный газ и продукты его переработки, направляемые промышленным потребителям, должны отвечать стандартам или техническим условиям хранения, поставки и использования. Различают требования, предъявляемые к природным газам, подаваемым в магистральные газопроводы и коммунально-бытовым потребителям. В основном в спецификации на поставку газа указывают содержание паров воды и тяжелых углеводородов, кислых газов, теплотворную способность и плотность природного газа. В табл. 4.1 приведены некоторые требования, предъявляемые к товарному газу.

Низшая теплотворная способность, кДж/м 3940052000 Содержание механических примесей, мг/м, не более Содержание оксида углерода, мг/м3, не более Содержание меркаптановой серы, мг/м3, не более В системе ОАО «Газпром» действует отраслевой стандарт ОСТ 51.40–93.

Газ, подлежащий транспортировке по магистральному газопроводу, должен отвечать требованиям, приведенным в этом стандарте. Основное требование, предъявляемое к газу, – температура точки росы газа по воде (табл. 4.2).

Температура точки росы газа по воде – температура, при которой газ становится полностью насыщенным водяными парами при данном содержании воды в газе.

Температура точки росы по воде при давлении 5,5 МПа, не более, 0С Для очистки газа от механических примесей используются аппараты двух типов:

1) работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);

2) работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители).

Для осушки газа используются следующие технологии:

1) охлаждение;

2) абсорбция;

3) адсорбция.

Охлаждение (низкотемпературная сепарация) – это комплекс технологических процессов, направленных на охлаждение продукции газовой скважины до нужных температур с последующей сепарацией.

Охлаждают продукцию для того, чтобы сконденсировать тяжелые углеводороды (конденсат) и пары воды. После перехода конденсата и воды в жидкое состояние газожидкостную смесь сепарируют, отделяя жидкость от газа.

При сепарации также отделяются механические примеси и вводимые в поток ингибиторы коррозии и гидратообразования. Технология низкотемпературной сепарации заключается в использовании свойства газа изменять свою температуру при резком снижении давления, сопровождающемся его расширением. Это свойство получило название дроссельного эффекта, или эффекта Джоуля-Томсона. Давление газа, при котором в реальных промысловых условиях в результате дроссель-эффекта может быть достигнуто охлаждение этого газа, необходимое для его качественной подготовки, обычно составляет не меньше 10 МПа.

Абсорбция – извлечение из газа жидких углеводородов, воды и кислых газов поглощающими жидкостями – абсорбентами (маслами, гликолями, аминами) в колонных аппаратах – абсорберах. Недостатками абсорбционного метода являются унос абсорбента и относительная сложность его регенерации.

Жидкий абсорбент должен удовлетворять ряду требований: высокая влагоемкость, нетоксичность, достаточная стабильность, отсутствие корродирующих свойств, низкая растворяющая способность по отношению к газу и жидким углеводородам и слабая растворимость в них, простота регенерации. В наибольшей степени этим требованиям отвечают диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Плотность при 200С для ДЭГ составляет 1120 кг/м3, для ТЭГ – 1250 кг/м3.

Адсорбционный метод обработки газа состоит в извлечении из газа углеводородов, вредных примесей и воды твердыми поглотителями. Поглощение происходит за счет поверхностных сил молекулярного притяжения в твердых пористых веществах-адсорбентах или за счет разделения молекул при прохождении газа через поры веществ-цеолитов. В цеолитах поры соизмеримы с молекулами. Поэтому одни молекулы, более мелкие, проходят через поры таких веществ, называемых также «молекулярными ситами», а другие, более крупные, задерживаются. При адсорбции на твердой поверхности образуется многомолекулярный слой поглощаемого вещества. Слой этот можно затем отделить от поверхности, т. е. провести десорбцию за счет прокачки горячего газа.

Адсорбционный метод обработки газа применяют для осушки (силикагелем, алюмогелем, цеолитами) и очистки (бокситы, цеолиты) газа, а также для извлечения из продукции скважины тяжелых углеводородов, например, активированным углем.

Очистка газа от сероводорода осуществляется методами абсорбции и адсорбции.

В качестве адсорбента используют активированный уголь или гидрат окиси железа. Роль жидкого поглотителя (абсорбента) выполняют водные растворы этаноламинов: моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА) и триэтаноламин.

Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, содержащимся в газе, унося продукт реакции с собой. При регенерации абсорбента происходит разложение соединения сероводорода с абсорбентом. Из полученного сероводорода вырабатывают серу.

Обычно очистка газа от углекислого газа проводится одновременно с очисткой от сероводорода, т. е. этаноламинами.

При высоком содержании СО2 и незначительной концентрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлением.

Выделяемый углекислый газ используется для производства соды, сухого льда и т. п.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Абдулин, Ф.С. Добыча нефти и газа [Текст]: учеб. пособие для рабочих / Ф.С. Абдулин. – М.: Недра, 1983. – 256 с.

2. Абрамов, Г.С. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности [Текст] / Г.С. Абрамов. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. – 460 с.

технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности [Текст]:

учеб. пособие / Е.Б. Андреев, В.Е. Попадько. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М.

Губкина, 2004. – 272 с.

4. Белов, В.Г. Модернизация АГЗУ «Спутник АМ-40» и методики измерения продукции скважины [Текст] / В.Г. Белов, В.Я. Соловьев // Нефтяное хозяйство. – 2000. – №10. – С. 118-121.

5. Бойко, В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учеб.

для вузов [Текст] / В.С. Бойко. – М.: Недра, 1990. – 427 с.

6. Буренин, В.В. Запорная трубопроводная арматура для химических, нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств [Текст] / В.В. Буренин // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2002. – №3. – С. 42-44.

7. Буровое оборудование [Текст]. Т.1: справочник в 2-х томах / В.Ф. Абубакиров [и др.]. – М.: Недра, 2000. – 269 с.

8. Василевский, В.Н. Техника и технология определения параметров скважин и пластов [Текст]: справочник рабочего / В.Н. Василевский, А.И. Петров. – М.: Недра, 1989. – 271 с.

9. Гвоздев, Б.П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений [Текст]: справочное пособие / Б.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, А.Е. Корнилов. – М.:

Недра, 1988. – 575 с.

10.Гонек, Н.Ф. Манометры [Текст] / Н.Ф. Гонек. – Л.: Машиностроение, 1979. – 176 с.

11.Гуревич, Д.Ф. Справочник по арматуре для газо- и нефтепроводов [Текст] / Д.Ф. Гуревич, О.Н. Заринский, Ю.К. Кузьмин. – Л.: Недра, 1988. – 463 с.

12.Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата [Текст].

Т. 1.: справочное руководство в 2-х томах / Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. – М.: Недра, 1984. – 360 с.

13.Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата [Текст].

Т. 2.: справочное руководство в 2-х томах. / Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. – М.: Недра, 1984. – 288 с.

14.Дунюшкин, И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений [Текст]: учеб. пособие / И.И. Дунюшкин. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. – 320 с.

15.Задора, Г.И. Оператор по добыче природного газа [Текст]: учеб. для профтехобразования / Г.И. Задора. – М.: Недра, 1980. – 261 с.

16.Иванова, Г.М. Тепло-технические измерения и приборы [Текст]: учебник для вузов / Г.М. Иванова, Н.Д. Кузнецов, В.С. Чистяков. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 232 с.

17.Исакович, Р.Я. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности [Текст]: учебник для вузов / Р.Я. Исаакович, В.И.

Логинов, В.Е. Попадько. – М.: Недра, 1983. – 424 с.

18.Коршак, А.А. Основы нефтегазового дела [Текст]: учеб. для вузов / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. – 2-е изд., доп. и испр. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. – 544 с.

19.Кудинов, В.И. Основы нефтегазового дела [Текст]: учеб. для вузов / В.И. Кудинов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, Удмуртский государственный университет, 2004. – 720 с.

20.Лутошкин, Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды [Текст]: учебник / Г.С. Лутошкин. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1983. – 224 с.

21.Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти [Текст]: учеб. пособие / И.Т. Мищенко. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816 с.

22.Молчанов, Г.В. Машины и оборудование для добычи нефти и газа [Текст]: учеб. для вузов / Г.В. Молчанов, А.Г. Молчанов. – М.: Недра, 1984. – 464 с.

23.Мордвинов, А.А. Бурение скважин и добыча нефти и газа [Текст]: учеб.

пособие / А.А. Мордвинов. – Ухта: Региональный Дом печати, 2006. – 128 с.

24.Мордвинов, А.А. Единицы физических величин и правила их применения [Текст]: учеб. пособие / А.А. Мордвинов. – Ухта: УИИ, 1997. – 60 с.

25.Мордвинов, А.А. Лабораторно-экспериментальные и практические методы исследования нефтегазопромысловых процессов [Текст]: учеб. пособие / А.А. Мордвинов, Н.В. Воронина, Э.И. Каракчиев. – Ухта: УГТУ, 2001. – 114 с.

26.Нефтепромысловое оборудование [Текст]: справочник / Под ред.

Е.И. Бухаленко. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1990. – 559 с.

27.Организация текущего ремонта скважин [Текст] / В.С. Лесюк, М.И.

Турко, И.Е. Шевалдин, В.И. Воробец. – М.: Недра, 1983. – 136 с.

28.Рассохин, С.Г. Оператор по добыче нефти и газа [Текст]: учеб. пособие для нач. проф. образования / С.Г. Рассохин. – М.: Образовательно-издательский центр «Академия», 2002. – 544 с.

29.Ремонт нефтяных и газовых скважин [Текст]. Ч.1 / Ю.А. Нифонтов [и др.]. – С.-Пб.: АНО НПО «Профессионал», 2005. – 914 с.

30.Ремонт нефтяных и газовых скважин [Текст]. Ч.2 / Ю.А. Нифонтов [и др.]. – С.-Пб.: АНО НПО «Профессионал», 2005. – 548 с.

31.Середа, Н.Г. Основы нефтяного и газового дела [Текст]: учеб. для вузов / Н.Г. Середа, В.М. Муравьев. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1980. – 287 с.

32.Словарь по геологии нефти и газа [Текст]. – Л.: Недра, 1988. – 679 с.

33. Справочник по добыче нефти [Текст] / В.В. Андреев [и др.].; под ред.

К.Р. Уразакова. М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000. 374 с.

34.Телемеханические комплексы для нефтяной промышленности [Текст] / А.А. Абдуллаев [и др.]. – М.: Недра, 1982. – 200 с.

35.Тер-Саркисов, Р.М. Разработка месторождений природных газов [Текст] / Р.М. Тер-Саркисов. – М.: Недра, 1999. – 659 с.

36.Технология и техника добычи нефти и газа [Текст] / И.М. Муравьев, М.Н. Базлов, А.И. Жуков, Б.С. Чернов. – М.: Недра, 1971. – 496 с.

37.Технология и техника добычи нефти [Текст]: учеб. для вузов / А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев; под ред. проф.

А.Х. Мирзаджанзаде. – М.: Недра, 1986. – 382 с.

38.Тронов, В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов [Текст] / В.П.Тронов. – Казань: Фэн, 2002. – 512 с.

39.Трубопроводная арматура [Текст]: учеб. пособие для вузов / Ф.М. Мустафин [и др.]. – Уфа: УГНТУ, 2002. – 207 с.

40.Трубы нефтегазового сортамента [Текст]: международный трансляторсправочник / под науч. ред. акад. РИА Р.И. Вяхирева, акад. РИА В.Я. Кершенбаума. – М.: Издательский центр «Наука и техника», 1997. – 343 с.

41.Устьевое оборудование фонтанных и нагнетательных скважин [Текст]:

метод. указания / А.А. Мордвинов, А.А. Захаров, О.А. Миклина, Е.Л. Полубоярцев. – Ухта: УГТУ, 2004. – 31 с.

42.Химия нефти [Текст] / И.Ю. Батуева [и др.]. – Л.: Химия, 1984. – 360 с.

43.Шпаков, О.Н. Азбука трубопроводной арматуры [Текст]: справочное пособие / О.Н. Шпаков. – СПб.: ООО «Тест-Объект», 2003. – 217 с.

44.Щуров, В.И. Технология и техника добычи нефти [Текст]: учеб. для вузов / В.И. Щуров. – М.: Недра, 1983. – 510 с.

45.Экология нефтегазового комплекса [Текст]. Т.1.: учеб. пособие в 2-х томах / Э.Б. Бухгалтер [и др.]; под общ. ред. А.И. Владимирова, В.В. Ремизова. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 416 с.

ПРИЛОЖЕНИЯ

ТР1 Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации) ТР1-1 Ввод фонтанных скважин ТР1-2 Ввод газлифтных скважин ТР1-3 Ввод скважин, оборудованных ШСН ТР1-4 Ввод скважин, оборудованных ЭЦН ТР1-5 Ввод скважин, оборудованных ЭДН (погружной электродиафрагменный насос) ТР1-6 Ввод скважин, оборудованных ЭВН (электровинтовой насос) или ШВН (штанговый винтовой насос) ТР1-7 Ввод скважин, оборудованных другими типами насосов и установок ТР2 Перевод скважин на другой способ эксплуатации ТР2-1 Фонтанный – газлифт ТР2-2 Фонтанный – ШСН ТР2-3 Фонтанный – ЭЦН ТР2-4 Фонтанный – ЭВН ТР2-5 Фонтанный – ШВН ТР2-6 Газлифт – ШСН ТР2-7 Газлифт – ЭЦН ТР2-8 Газлифт – ЭВН ТР2-9 Газлифт – ШВН ТР2-10 ШСН – ЭЦН ТР2-11 ШСН – ЭВН ТР2-12 ШСН – ШВН ТР2-13 ЭЦН – ШСН ТР2-14 ЭЦН – ШВН ТР2-15 ЭЦН – ЭВН ТР2-16 ШВН – ЭЦН ТР2-17 ШВН – ШСН ТР2-18 Прочие виды перевода ТР2-18.1 ШСН – оборудование для раздельной эксплуатации ТР2-18.2 ЭЦН – оборудование для раздельной эксплуатации ТР3-1 Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШСН ТР3-2 Изменение глубины подвески, смена типоразмера ЭЦН ТР3-3 Изменение глубины подвески, смена типоразмера ЭВН ТР3-4 Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШВН ТР3-5 Изменение глубины подвески, смена типоразмера для других ТР3-6 Изменение режима работы газлифтного подъемника заменой скважинного оборудования ТР3-7 Спуск высокопроизводительного и высоконапорного скважинного оборудования с глубоким погружением ТР4 Ремонт скважин, оборудованных ШСН (ШВН) ТР4-1 Ревизия и смена насоса ТР4-2 Устранение обрыва штанг ТР4-3 Устранение отворота штанг ТР4-4 Замена штанг ТР4-5 Замена полированного штока ТР4-6 Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ ТР4-7 Очистка и пропарка НКТ и штанг ТР4-8 Ревизия и смена устьевого оборудования ТР4-9 Прочие виды ремонта ТР5 Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН (ЭВН, ЭДН) ТР5-1 Ревизия и смена насоса ТР5-2 Смена электродвигателя ТР5-3 Устранение повреждения кабеля ТР5-4 Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ ТР5-5 Очистка и пропарка НКТ ТР5-6 Ревизия и смена устьевого оборудования ТР5-7 Прочие виды ремонта (наращивание кабеля на устье и др.) ТР6-1 Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ ТР6-2 Очистка и пропарка НКТ ТР6-3 Ревизия и смена устьевого оборудования ТР6-4 Прочие виды ремонта по фонтанным скважинам ТР7-1 Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ ТР7-2 Очистка и пропарка НКТ ТР7-3 Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов ТР7-4 Ревизия и смена устьевого оборудования ТР7-5 Прочие виды ремонта по газлифтным скважинам ТР8 Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих ТР8-1 Ревизия и смена оборудования артезианских скважин ТР8-2 Ревизия и смена оборудования поглощающих скважин ТР9 Очистка, промывка забоя и ствола скважины ТР9-1 Промывка ствола скважины горячей нефтью (водой) с добавлением ТР9-2 Промывка ствола скважины углеводородными растворителями ТР9-3 Промывка забоя скважины горячей нефтью (водой) с добавлением ТР9-4 Промывка забоя скважины углеводородными растворителями ТР9-5 Обработка забоя скважины химреагентами (термогазохимическое воздействие, солянокислотная обработка, глинокислотная обработка ТР9-6 Прочие виды очистки забоя и ствола скважины ТР11 Опытные работы по испытанию новых видов подземного Разновидности капитального ремонта скважин КР1-1 Отключение отдельных интервалов и пропластков объекта КР1-2 Отключение отдельных пластов КР1-3 Восстановление герметичности цементного кольца КР1-4 Наращивание цементного кольца за обсадными эксплуатационной и промежуточными колоннами, кондуктором КР2 Устранение негерметичности обсадной эксплуатационной КР2-1 Устранение негерметичности тампонированием КР2-2 Устранение негерметичности установкой пластыря КР2-3 Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра КР2-4 Устранение негерметичности частичной сменой эксплуатационной КР2-5 Устранение негерметичности эксплуатационной колонны доворотом КР3 Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или КР3-1 Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации КР3-2 Ликвидация аварий с обсадной эксплуатационной колонной КР3-3 Очистка забоя и ствола скважины от посторонних предметов КР3-4 Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин КР3-5 Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин КР3-6 Восстановление циркуляции (размыв парафино-гидратных пробок) в эксплуатационной колонне и НКТ КР3-7 Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных в процессе КР4 Переход на другие горизонты и приобщение пластов КР4-1 Переход на другие выше- и нижележащие горизонты КР4-2 Приобщение пластов для совместной эксплуатации дострелом с увеличением диаметра или глубины скважины КР4-3 Приобщение дополнительного количества пластов дострелом для совместной эксплуатации КР5 Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеровотсекателей (ОРЭ и ОРЗ – оборудование для раздельной эксплуатации и КР5-1 Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей КР5-2 Внедрение и ремонт установок систем комплексов защиты пласта типа КПЗ-140, КПЗ-146, КПЗ-168 и др.

КР6 Комплекс подземных работ, связанных с бурением КР6-1 Зарезка и бурение бокового (боковых) ствола (стволов) в аварийной КР6-2 Зарезка и бурение бокового (боковых) ствола (стволов) в преждевременно обводненных или в низкопродуктивных скважинах КР6-3 Зарезка бокового или продолжение ствола скважины с переходом на горизонтальный участок в преждевременно обводненной или в низкопродуктивных скважинах КР6-4 Проводка горизонтального участка скважины с целью повышения нефтеотдачи пласта КР6-5 Бурение цементного стакана КР6-6 Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной КР6-7 Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин КР6-8 Зарезка и бурение бокового ствола в скважине с многоствольным заканчиванием и проводкой горизонтального участка в продуктивном КР6-9 Зарезка и бурение бокового горизонтального ствола в аварийной КР7 Обработка призабойной зоны пласта и вызов притока КР7-1 Проведение кислотной обработки КР7-2 Проведение гидравлического разрыва пласта КР7-3 Проведение глубокопроникающего гидравлического разрыва пласта КР7-4 Проведение гидропескоструйной перфорации КР7-5 Виброобработка призабойной зоны КР7-6 Термообработка призабойной зоны КР7-7 Промывка призабойной зоны КР7-8 Промывка и пропитка призабойной зоны растворами ПАВ КР7-9 Обработка скважин термогазохимическими методами КР7-10 Проведение УОС и его модификаций КР7-11 Проведение испытаний КИИ (ИПТ и др.) КР7-12 Вызов притока свабированием, желонкой, заменой жидкости, газлифтным способом КР7-13 Выравнивание или восстановление профиля приемистости скважины КР7-14 Проведение прострелочных и взрывных работ (перфорация, торпедирование и т.д.) КР7-15 Опытные работы по испытанию скважинного оборудования КР7-16 Прочие виды обработки призабойной зоны пласта КР8-1 Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах КР8-2 Оценка технического состояния скважины (обследование скважины) КР9 Перевод скважин на использование по другому назначению КР9-1 Освоение скважин под нагнетательные КР9-2 Перевод скважин под отбор технической воды КР9-3 Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические, контрольные КР9-4 Перевод скважин под нагнетание теплонасителя, воздуха, газа КР10 Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин КР10-1 Восстановление приемистости нагнетательной скважины КР10-2 Смена пакера в нагнетательной скважине КР10-3 Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием КР10-4 Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных КР10-5 Прочие виды работ по восстановлению приемистости нагнетательных скважин КР11-1 Консервация скважин КР11-2 Расконсервация скважин КР12-1 Ликвидация скважин без наращивания цементного кольца за эксплуатационной колонной КР12-2 Ликвидация скважин с наращивания цементного кольца за эксплуатационной колонной КР12-3 Ликвидация скважин при смещении обсадной эксплуатационной КР13-1 Подготовительные работы к гидравлическому разрыву пласта КР13-2 Освоение скважины после гидравлического разрыва пласта КР13-3 Подготовка скважины к забуриванию дополнительного ствола КР13-4 Освоение скважины после забуривания дополнительного ствола КР13-5 Подготовка скважины к проведению работ по повышению нефтеотдачи пластов КР13-6 Подготовительные работы к глубокопроникающему гидравлическому КР13-7 Заключительные работы после глубокопроникающего гидравлического разрыва пласта КР13-8 Промывка забоя водозаборных и артезианских скважин с применением компрессоров КР13-9 Ремонт водозаборных скважин со спуском дополнительной колонны КР13-10 Ремонт поглощающей скважины Технические параметры передвижных насосных установок и агрегатов цеметировочных, привода насосов мощность (полезная), кВт давление нагнетания, МПа (идеальная), дм /с насоса (блока) мерного бака, м УНБ1-32063 УНБ1Р-32063 УНБ2В-40070 АЦ-32 ППА-200 АН-СИН-31 ЦА-СИН- СИН- привода насосов мощность (полезная), кВт давление нагнетания, МПа (идеальная), дм3/с насоса (блока) мерного бака, м Теоретические основы добычи нефти и газа для операторов Технический редактор Л.П. Коровкина План 2007 г., позиция 17. Подписано в печать 29.11.2007.

Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman Cyr.

Формат 6084 1/16. Бумага офсетная. Печать трафаретная.

Усл. печ. л. 6,5. Уч.-изд. л. 6,2. Тираж 120 экз. Заказ № 216.

Ухтинский государственный технический университет.

169300, г. Ухта, ул. Первомайская, 13.

Отдел оперативной полиграфии УГТУ.

169300, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13.