Отчёт по практике в "Славнефть"

Агрегат - в отл ичие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

Подъемные установки типа АзИНмаш-37 предназначены для спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями.

Подъемные установки  этого типа подразделяются - на АзИНмаш-37А, АзИНмаш-37А1, АзИНмаш-37Б, смонтированные на базе автомобилей повышенной проходимости КрАЗ-255Б и КрАЗ-260.

Рис. . Подъемная установка АзИНмаш-37:

1 – талевая система; 2 – вышка; 3 – силовая передача; 4 – передняя опора; 5 – кабина оператора; 6 – лебедка; 7 – гидроцилиндр подъема вышки; 8 – задняя опора

Подъемные установки  АзИНмаш-37А и АзИНмаш1-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключом типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг.

Подъемные установки  оснащены ограничителем подъема  крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.

Управление всеми механизмами  установки при спуско-подъемных  операциях осуществляется из трехместной  отапливаемой кабины оператора, расположенной  между лебедкой и кабиной автомобиля. Управление установкой вышки в рабочее  и транспортное положения осуществляется дистанционно - с ручного выносного пульта.

Лебедка с приводом от двигателя автомобиля оснащена однодисковой фрикционной муфтой.

Агрегат для освоения и ремонта скважин А-50М предназначен для:

- разбуривания цементной  пробки в трубах диаметром 5-6 дюймов и связанных с этим процессом операций (спуска и подъема бурильных труб, промывки скважин и т.д.);

- спуска и подъема  насосно-компрессорных труб;

- установки эксплуатационного  оборудования на устье скважин;

- проведения ремонтных  работ и работ по ликвидации аварии;

- проведения буровых  работ.

Рис. Агрегат А-50М:

1 – передняя опора; 2 – средняя опора; 3 – электролебедка; 4 – компрессорная установка; 5 - гидросистема; 6 – лебедка; 7 – домкрат; 8 – индикатор веса; 9 – талевый канат; 10 – талевый блок; 11 – подвеска ключей; 12 – подвеска бурового рукава; 13 – вертлюг; 14 – мачта; 15 - домкратная штанга; 16 – пневмоуправление; 17 – гидроротор; 18 – домкрат; 19 – зубчатая муфта; 20 – редуктор; 21 – карданный вал; 22 – рама; 23 – коробка отбора мощности; 24 – силовые оттяжки; 25 – манифольд; 26 – промывочный насос; 27, 28 – карданные валы; 29 – силовая передача; 30 – цепная передача; 31 – гидрораскрепитель; 32 – кожух; 33 – промежуточный вал; 34 - электрооборудование; 35 – площадка оператора; 36 – узел управления и освещения шасси

 

Техническая характеристика агрегата А-50М

Допустимая нагрузка, кН                                                                  600

Мощность привода, кВт                                                                  132,4

Максимальное тяговое  усилие на

набегающем конце каната, кН                                                      112

Компрессор

Тип                                                                                          М115-2В5

Производительность, м³/мин                                          0,6

Давление нагнетания, МПа                                                      до 10

 

Кроме того, отечественной  промышленностью освоено производство агрегатов для капитального ремонта  нефтяных и газовых скважин А60/80 максимальной грузоподъемностью 80 т на спецшасси Брянского автозавода; агрегатов для текущего ремонта нефтяных и газовых скважин АР 32/40 максимальной грузоподъемностью 40 т на спецшасси Уральского автозавода; агрегатов для бурения и ремонта скважин БР-125 грузоподъемностью 125 т, а также других агрегатов для ремонта скважин [7].

 

 10. Сбор и подготовка нефти, газа и воды на месторождении

10.1. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.

Технически  и экономически целесообразно нефть  перед подачей в магистральный  нефтепровод подвергать специальной  подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС).

Рис. 1. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк

Обычно на одном  нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений  с размещением его на более  крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды.

На установке  по подготовке нефти осуществляют в  комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть  после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

УКПН представляет собой небольшой завод по первичной (промысловой) подготовке нефти (т.е. дегазация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация). В сырую нефть (рис. 2), поступающую по линии I, подается деэмульгатор (по линии II). Насосом 1 нефть направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50 ¸ 60°С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III, после стабилизационной колонны 8, Подогретая нефть в отстойнике первой ступени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит через смеситель 4, где смешивается с пресной водой, поступающей по линии V, для отмывки солей, и направляется в отстойник второй ступени 5 и по линии VI в электродегидратор 6. Отделенная вода отводится по линиям IY. При необходимости улучшения степени обессоливания применяют несколько смесителей, отстойников и электродегидраторов, включенных последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 направляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7. Нагрев нефти в теплообменнике 7 до 150¸160⁰С осуществляется за счет тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны 8, В стабилизационной колонне происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ. В нижней (отпарной) и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделению легких фракций. Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживается более высокая температура (до 240⁰С), чем температура нефти, поступающей вверх отпарной части. Температура поддерживается циркуляцией стабильной нефти из нижней части стабилизационной колонны через печь 13. Циркуляция стабильной нефти осуществляется насосом 12 по линии X. В печи 13 может также подогреваться часть нестабильной нефти, которая затем подается вверх отпарной колонны по линии XI. В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более четкое разделение на легкие и тяжелые углеводороды. Пары легких углеводородов и газ по линии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор-холодильник 9, где они охлаждаются до 30°С, основная их часть конденсируется и накапливается в емкости орошения 10. Газ и несконденсировавшиеся пары направляются по линии VIII на горелки печи 13. Конденсат (широкая фракция легких углеводородов) насосом 11 и перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется вверх стабилизационной колонны на орошение. Часто для перемещения нефти от АГЗУ до ЦПС применяют ДНС - дожимную насосную станцию, т.к. пластового давления оказывается недостаточно. На ЦПС расположены также установки по подготовке воды - УПВ, на которой вода, отделенная на УКПН от нефти, подвергается очистке от частиц механических примесей, окислов железа и т.д. и направляется в систему поддержания пластового давления (ППД). В системе ППД подготовленная вода с помощью кустовых насосных станций (КНС) под большим давлением (до 20¸25 МПа) через систему трубопроводов-водоводов подается к нагнетательным (инжекционным) скважинам и затем в продуктивные пласты.

 

Рис. 2. Технологическая схема УКПН:

1 - насос; 2 - теплообменник; 3 - отстойник (ступень обезвоживания); 4 - смеситель (с чистой водой); 5 - отстойник (1 ступени); 6 - электродегитратор; 7 - теплообменник (150 - 160⁰С); 8 - стабилизированная колонна (отпарная); 9 - холодильный конденсатор (до 30⁰С); 10 - емкость орошения; 11, 12 - насос;   13 - печь; 14 - насос

 

Рассмотрим  основные принципы технологических  процессов промысловой подготовки нефти и воды. Продукция нефтяных скважин прежде всего подвергается процессу сепарации (отделению от нефти  газа, а также воды). Сепарацию  нефти выполняют в специальных агрегатах-сепараторах, которые бывают вертикальными и горизонтальными. Вертикальный сепаратор (рис. 3) состоит из четырех секций.

Секция 1 - это секция интенсивного выделения газа из нефти. Газоводонефтяная смесь под большим давлением поступает в рабочее пространство сепаратора с увеличенным объемом. За счет резкого снижения скорости потока вода и газ отделяются от нефти и поступают: вода в нижние секции, а газ удаляется из сепаратора через верхний патрубок. Повышенный эффект сепарации обеспечивается при тангенциальном подводе газа в сепаратор. В этом случае поток газоводонефтяной смеси попадает в рабочее пространство цилиндрического корпуса сепаратора по касательной и перемещается путем вращения по стенкам корпуса, что создает оптимальные условия для отделения воды и газа, затем нефть поступает в секцию II сепаратора, где стекает под действием тяжести вниз по наклонным полкам тонким слоем. Это создает лучшие условия для выделения газа из нефти за счет снижения толщины ее слоя и увеличения времени пребывания смеси в секции II. После секции II нефть попадает в секцию III - сбора нефти. Секция IV - каплеудаления предназначена для улавливания капель жидкости, увлекаемых выходящим потоком газа.

 

Горизонтальные  сепараторы имеют ряд преимуществ перед вертикальными: большую пропускную способность и более высокий эффект сепарации. Принцип работы горизонтальных сепараторов аналогичен вертикальным. Но за счет того, что в горизонтальных сепараторах капли жидкости падают перпендикулярно к потоку газа, а не навстречу ему, как в вертикальных сепараторах, горизонтальные сепараторы имеют большую пропускную способность.

Для повышения  эффективности процесса сепарации  в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства и предварительный отбор газа перед входом в сепаратор. В гидроциклоне входящий газожидкостный поток приводится во вращательное движение, капли нефти как более тяжелые  под давлением центробежной силы отбрасываются на стенки трубы, а газовая  струя перемещается  в корпусе сепаратора. Горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа отличается тем, что нефтегазовая смесь вводится в корпус сепаратора по наклонным участкам трубопровода (рис. 4).

Уклон входного трубопровода 1- 10÷15⁰. При подъеме и последующем спуске по входному трубопроводу происходит разделение жидкости и газа, и газ по газоотводящим трубкам отводится к каплеулавливателю и после этого направляется в газовод, вместе с газом, отделенным в корпусе сепаратора, направляется на ГПЗ. Обезвоживание и обессоливание нефти – взаимосвязанные процессы, т.к. основная масса солей сосредоточена в пластовой воде и удаление воды приводит одновременно к обессоливанию нефти.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть  и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию.

Рис. 4. Горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа:

1 - входной трубопровод; 2 - вилка для предварительного отбора газа; 3 - каплеуловитель (сепаратор газа); 4 - жалюзийные насадки; 5 - газопровод с регулятором давления "до себя"; 6 - предохранительный клапан; 7 - корпус сепаратора; 8 - поплавок; 9 - пеногасители; 10 - наклонные полки

Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель  воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

Однако  гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70⁰С значительно облегчаются процессы коагуляции капель  воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность. 

Более эффективны методы химические, термохимические, а  также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную  нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5¸10 до 50¸60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.