Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

 

1 - обсадная  колонна; 

2 - насосно-компрессорные  трубы; 

3 - скважинные  манометры;

4 - якорь; 

5 - пакер; 

6 - продуктивный  пласт; 

7 - хвостовик  для опоры на забой 

Рис. 3.6.3. Схема оборудования забоя скважины для ГРП

Для разгрузки  НКТ от продольных сжимающих усилий и удержания пакера на месте выше пакера устанавливают гидравлические якоря. Якорь (рис. 3.6.4) имеет в теле корпуса 8 - 16 плашек с насечками, которые  могут перемещаться в горизонтальном направлении. Плашки удерживаются от выпадания  пластинчатыми пружинками. При создании в якоре избыточного (по отношению  к внешнему) давления плашки раздвигаются резиновым цилиндром, имеющимся  в корпусе якоря, и вдавливаются в обсадную колонну. Чем больше внутреннее (в НКТ) давление, тем сильнее плашки прижимаются к обсадной колонне, предотвращая смещение пакера. Якоря .рассчитаны на те же условия работы, что и пакеры, т. е. на перепады давлений 30 - 50 МПа.

 

 

 

 

 

 

 

1 - плашки  с насечками; 

2 - резиновый  цилиндр

 Рис. 3.6.4. Якорь плашечный гидравлический  для ГРП

Максимальные  страгивающие усилия, воспринимаемые якорем (в зависимости от типоразмера) достигают 1250 кН. Длина якорей около 2 м, масса 80 - 140 кг, проходной диаметр 36 - 72 мм.

Для осуществления  ГРП применяются специальные  насосные агрегаты (рис. 3.6.5) в износостойком  исполнении, смонтированные на шасси  трехосных тяжелых грузовых машин  КрАЗ-257 грузоподъемностью 10 - 12 т. В  качестве привода к силовому насосу используется дизельный двигатель  мощностью 588 кВт.

 

1 - автомобиль  КрАЗ-257; 2 - кабина управления; 3 - силовой  агрегат; 4 - коробка скоростей; 5 - муфта  сцепления; 6 - насосный агрегат; 7 - выкидной  маинфольд; 8 - соединительные трубы  высокого давления.

Рис. 3.6.5 Насосный агрегат для ГРП 4АН-700

Для приготовления  жидкости-песконосителя служат пескосмесительные  агрегаты (Рис. 3.6.6):

 

1 - центробежный насос 4ПС; 2 - силовой  блок двигателя ГАЗ-51; 3 - смесительное  устройство; 4 - наклонный шнек; 5 - бункер для песка; 6 - приемный трубопровод; 7 - раздаточный трубопровод; 8 - автомобиль КрАЗ-257.

Рис. 3.6.6 - Пескосмесительный агрегат  ЗПА

Общая емкость бункера - 10 т песка. Горизонтальные шнеки подают песок  из одного или другого отсека к  наклонному шнеку 4 для подачи песка  в смесительную камеру 3, расположенную  позади кабины автомашины. Одновременно по трубопроводам в смесительную камеру подается жидкость-песко-носитель из автоцистерн. Смесительная камеры емкостью 0,5 м³ имеет три четырехлопастные мешалки с приводом от бензинового двигателя 2 (ГАЗ-51 мощностью 50 кВт), установленного также позади кабины.

Приготовленная песчано-жидкостная смесь центробежным песковым насосом 4ПС9 с приводом от бензинового двигателя (ГАЗ-51) 2 подается на прием главного насосного агрегата высокого давления. Песковой насос 4ПС9 развивает напор до 30м при 1460 оборотах в минуту и имеет подачу при этом напоре 16,6 л/с (60 м³/ч).

 

Рис. 3.6.7 - Арматура устья скважины 2АУ-700 для гидравлического разрыва пласта

1. Напорный  коллектор из кованой стальной  коробки с шестью отводами  для присоединения шести насосных  агрегатов, рассчитанный на давление 70 МПа. Коллектор имеет центральную  трубу с датчиками давления, плотномера  и расходомера, с дистанционной  регистрацией показаний на станции  контроля и управления процессом  ГРП. На коллекторе также предусмотрено  шесть пробковых кранов и шесть  предохранительных клапанов. Напорный  коллектор присоединяется к устью  скважины с помощью двух линий  высокого давления.

2. Распределительный  коллектор, рассчитанный на давление 2,5 МПа, служит для распределения  рабочих жидкостей между насосными  агрегатами. Он имеет большое  проходное сечение (100 мм), предусматривает  возможность подключения десяти  присоединительных линий и снабжен  предохранительным клапаном на 2,5 МПа.

3. Комплект  вспомогательных трубопроводов,  состоящий из 23 труб высокого  давления с условным диаметром  50 мм и комплект быстросъемных  шарнирных соединений, также рассчитанных

 

1 - насосные  агрегаты 4АН-700; 2 - пескосмесительные  aгрегаты ЗПА; 3 - автоцистерны ЦР-20 с технологическими жидкостями; 4 - песковозы; 5 - блок манифольдов  высокого давления; 6 - арматура устья  2АУ-700; 7 - станция контроля и управления  процессом (расходомеры, манометры,  радиосвязь) на высокое давление.

Рис. 3.6.8 - Схема расположения оборудования при ГРП

 

4. Крановая  арматура, резиновые шланги высокого  давления, вспомогательное оборудование  и инструмент для сборки, крепления,  опрессовки и разборки соединительных  манифольдов.

5. Арматура  устья скважины (1АУ-700 или 2АУ-700), герметизирующая затрубное пространство  и НКТ. Арматура 2АУ-700 (рис. 3.6.7) отличается от арматуры 1АУ-700 возможностью подключения ее к НКТ диаметром 73 и 89 мм, а также наличием гибких соединений двух боковых отводов. Верхняя трубная головка кроме двух отводов имеет в верхней части манометр с масляным разделителем. Нижняя устьевая головка, рассчитанная на давление 32,0 МПа, имеет две подсоединительные линии с кранами, тройниками и быстросъемными соединениями для сообщения с кольцевым пространством скважины. Общая масса устьевой арматуры 2АУ-700 - 500 кг.

Для дистанционного контроля за процессом служит специальная  станция контроля и управления на автомобиле, укомплектованная необходимой  контрольно-измерительной и регистрирующей дистанционной аппаратурой, а также  усилителями и громкоговорителями для звуковой и телефонной связи  с отдельными агрегатами и исполнителями. Для соблюдения техники безопасности все агрегаты располагаются радиаторами  от скважины (рис. 3.6.8) 

4. СБОР И ПОДГОТОВКА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

 

Технологическая модель современной системы сбора  промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов.

Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин  до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода)  по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция  скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной  водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.

Элемент 3. ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под  давлением узла сепарации.

Элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной  подготовки нефти (УКПН). В некоторых  нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент  бывает совмещенным с одновременным  отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.

Элемент 6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

 

 

 

Элемент 7. УКПН – установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для  отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и  разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах  товарного парка.

Элемент 8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза  (как сточная  вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

Элемент 9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная  от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС  закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

1-продуктивный пласт; 2-насос; 3-НКТ; 4-обсадная колонна; 5- устье добывающей скважины; 6-ГЗУ; 7-КНС; 8-УПСВ; 9-ДНС; 10-газосборная сеть; 11-нефтесборный коллектор; 12-УКПН; 13-узел подготовки воды; 14-нагнетательный трубопровод; 15-обсадная колонна нагнетательной скважины; 16-НКТ; 17-пакер; 18-пласт

Рис.4.1. – Схема сбора и подготовки продукции на промысле

 

На основании  обобщения передового опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли  разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды.

В основу этих схем положено совмещение в системе  герметизированного нефтегазосбора процессов  транспорта и подготовки продукции  скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при  максимальном концентрировании основного  оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах (ЦНП). Это дает возможность  автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями.

1. Дегазация

Сепарация газа от нефти начинается, как только давление снизится до давления насыщения. Это может произойти в пласте, в стволе скважины или в трубопроводах. Выделение газа из нефти будет  увеличиваться с уменьшением  давления. Выделившийся газ стремится  в сторону пониженного давления: в пласте - к забою скважины, в  скважине - к ее устью и далее  в нефтегазовый сепаратор.

Разгазирование нефти при определенных регулируемых давлениях и температурах называется сепарацией. Регулируемые  давление и температура позволяют  создать условия для более  полного отделения газа от нефти. Сепарацию нефти осуществляют, как  правило, в несколько ступеней.

Ступенью сепарации называется отделение газа от нефти при определенных давлении и температуре. Нефтегазовую (нефтеводогазовую) смесь из скважин  сепарируют сначала при высоком  давлении на первой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа. Затем нефть поступает на сепарацию  при среднем и низком давлениях, где она окончательно разгазируется.

Иногда для получения нефти  необходимого качества на одной из ступеней сепарации нефть разгазируется  под вакуумом; в этом случае сепарация  называется вакуумной. Если при разгазировании нефть подогревается, сепарация  называется горячей.

Число ступеней сепарации зависит  от физико-химической характеристики пластовой нефти, требований, предъявляемых  к товарной нефти, и в каждом конкретном случае определяется расчетом исходя из условия достижения наилучших  технико-экономических показателей.

Схема предварительного разгазирования нефти: нефтегазовая смесь I поступает в нефтегазовый сепаратор. Нефть II после отделения от газа поступает в буферные емкости и далее откачивается в нефтесборный коллектор. Газ из нефтегазового сепаратора поступает в газовый сепаратор. После отделения капельной жидкости, газ под собственным давлением по газосборным коллекторам и газопроводу транспортируется на ГПЗ.

Отделение нефти от газа и воды в сепараторах производится с  целью:

1. получения нефтяного газа, который используется как химическое сырье или как топливо;
2. уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения за счет этого гидравлических сопротивлений;
3. уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимися пузырьками газа);

4. уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при дальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти.

Движение газонефтяной смеси по промысловому трубопроводу сопровождается пульсациями давления, например, если поток имеет пробковую структуру, то происходит попеременное прохождение  пробок нефти и пробок газа. Возникающие  циклические нагрузки на  трубопровод  приводят к возникновению трещин и разрушению трубопровода.

Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории:

1. по назначению: замерные и сепарирующие;

2. по геометрической форме: цилиндрические, сферические;

3. по положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и  наклонные;

4. по  характеру  основных   действующих сил:   гравитационные,  инерционные, центробежные, ультразвуковые  и т.д.

5. по технологическому назначению  нефтегазовые сепараторы делятся  на:

• двухфазные - применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу;
• трехфазные - служат для разделения потока на нефть, газ и воду;
• сепараторы  первой  ступени  сепарации – рассчитаны  на  максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации;
• концевые сепараторы - применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары;
• сепараторы-делители потока – используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы;