г) продування газової свердловини на факельний відвід з метою видалення пластового піску зі стовбура свердловини і витягування шучких труб; д) дослідження свердловини після проведення ремонту.
У процесі руйнування щільної пробки може виникнути агтуація, коли пробка сприйме вагу КГТ і її переміщення припишіться. Таке положення однозначно відбивається на показах індикатора валі колони і манометра, що реєструє тиск, який розвивається помпою: покази першого Приладу зменшуються, а другого - збільшуються. Після визначення верхньої межі пробки колону гнучких труб припіднімакль на 3-5 м і збільшують подавання промивальної помпи до розрахункової величини. Швидкість переміщення колони в процесі руйнування подібної пробки становить 1-3 см/с. Якщо цей інтервал достатній для утворення об’єму, в якому пісок знаходиться в завислому стані за рахунок турбулізації рідини потоком, що витікає з КГТ, то на вході в колону ліфтових труб швидкість піднімання різко зростає і процес винесення піщаних частинок йде нормально. Якщо ця умова не дотримується, то верхня межа розташування завислих частинок знаходиться нижче башмака ліфтової колони. У цьому випадку пісок не буде виноситися на поверхню. Для забезпечення ефективнішого винесення піску використовують піни чи полімерні гелі, що готуються на водній основі, мають підвищені опори зсуву і низьку в’язкість.
Під час опускання КГТ для досягнення башмака ліфтової колони і підходу до ймовірного місцезнаходження піску швидкість опускання зменшують до середньої значини. Момент зіткнення наконечника гнучкої труби з піщаною пробкою визначають за індикатором навантаження - величина зусилля в місці підвішування труби різко зменшується, а тиск, що розвивається промивальною помпою, зростає.
Для підвищення ефективності процесу руйнування пробки використовують насадки на КГТ різних конструкцій (див. вище). Усі вони базуються на гідромоніторному ефекті, а відрізняються кількістю отворів І напрямком. Втрати тиску на подібних насадках можуть сягати 17 МПа.
Для зменшення гідростатичного тиску на пласт під час видалення піщаних пробок існують способи, які базуються на застосуванні струминної помпи, що опускається на двох коаксіально розташованих колонах гнучких труб. При цьому проблеми з винесенням піску не виникає, тому що швидкості і спадного, і висхідного потоків промивної рідини досить великі. Перевагою такого способу є і те, що гідростатичний тиск рідини, яка знаходиться у свердловині і діє на пласт, може буга зведений до мінімуму. Використання даного способу промивання може бути реалізовано тільки за достатнього внутрішнього діаметра труб, у яких здійснюється переміщення двох коаксіальних колон гнучких труб.
Промивання піщаної пробки можна здійснити за одним із двох варіантів технології, які відрізняються за способом отримання піни.
За першим варіантом технології у свердловині, яка простоює (тиск на гирлі знижують), піну отримують запомповуванням піноутворю- вальної рідини і газу через ежектор. Недоліком цього способу є наявність великих гідравлічних втрат по довжині гнучких труб за підвищених витрат внаслідок малого внутрішнього прохідного перерізу, що може призвести до руйнування структури піни.
За другим варіантом у процесі промивання піщаної пробки в працюючій свердловині утворення піни відбувається безпосередньо у свердловині на виході з башмака гнучких труб під час змішування піноутворювапьної рідини з газом, що поступає із пласта, при цьому свердловина працює на факельний відвід. У даному випадку об’єм піни регулюється зміною витрата піноутворювальної рідини і дроселюванням зворотної лінії зміною діаметра штуцера на факельному відводі. Недоліком цього способу є неможливість його застосування в п’єзометричних, спостережних і поглинальних свердловинах, а також у випадках, коли свердловина простоює в результаті самоглушіння.
Проблеми виникають і вирішуються в процесі прямого способу промивання, коли технологічна рідина подається до пробки через колону гнучких труб. Незважаючи на поради не допускати потрапляння у внутрішню порожнину КГТ піску й інших компонентів пробки, є думка про доцільність використання зворотного промивання. Усі питання про переваги і недоліки прямої і зворотної схем промивань під час видалення пробок досить добре розроблено для традиційних способів ПРС (див. вище). У даному випадку вони залишаються справедливими.
Основним побоюванням і аргументом проти використання схеми зворотного промивання є можливість закупорювання КГТ продуктами, що складають пробку. Крім того, підчас подавання рідини в кільцевий простір може відбутися втрата стійкості колони гнучких труб у верхній частині і зім’ятгя. Практичні експерименти і попередні розрахунки режимів виконання зворотного промивання показують, що в даному випадку можна використовувати тільки нестисливі технологічні рідини. Природно, що зворотні клапани на КГТ і які-небудь інші пристрої, що пропускають рідину в одному напрямку по колоні і всьому шляху її течії, встановлюватися не повинні.
Розбурювання пробок
Для видалення щільних пробок, утворених з піску, парафіну і кристалогідратів, а також цементу' в колонах ліфтових чи експлуатаційних труб застосовують технології, які передбачають їх розбурювання. Загальну схему розташування внутрІшньосвердловинного устаткування для його здійснення показано нарис. 10.4.
Рисунок 10.4 — Схема розміщення устапсування для розбурювання пробок: 1 - колона гнучких труб; 2 - експлуатаційна колона, 3 - колона насосно-компресорних труб; 4 - пакер; 5 -- вибійний двигун з породо руйнівним інструментом; 6 - цементна чи щільна піщана ([робка, яку необхідно зруйнувати; 7 - вибій свердловини |
Встановлення гравійних фііьтрів
Намивання гравійного фільтра з застосуванням КГТ доцільно виконувати у тих випадках, коли бурове устатковання вже демонтовано, дебіт свердловини малий і використовувати агрегати підземного ремонту стандартного типу економічно невигідно, а пласт характеризується високим тиском і глушіння його небажане.
Видалення газогідратних і парафіногідратних пробок
Для видалення газогідратних пробок існує ряд методів, найбільш ефективним з яких є промивання свердловини гарячим сольовим розчином (за t = 70-80 °С). При використанні установок КГТ гідрати видаляються в результаті подавання технологічної рідини у внутрішню порожнину НКТ, якщо експлуатацію свердловини проводять фонтанним способом, або з допомогоюю електровідцентрових насосів, а відпрацьована рідина піднімається по кільцевому простору між КГТ І НКТ. Якщо свердловина обладана ПІСНУ, то КГТ опускають у кільцевий простір між колоною НКТ і експлуатаційною колоною, хоч тут є ризик заклинення КГТ у кільцевому просторі (рис. 10.5).
Для ліквідації гідратних пробок і підігрівання свердловини додатково застосовують устаткування (підігрівач) для нагрівання технологічної рідини. Таким устаткуванням може бути нагрівач проточного типу або ємність з необхідним запасом рідини, яка попередньо підігрівається від зовнішнього джерела тепла.
Рисунок 10.5 - Агрегат дія опускати та піціймамя іицхриюї колони туких труб: 1 -тренспорпнбаза(жилюйль^2-гювсрапи(на90Р}каЯіеоперяіора№і ш юолі; 3 - бж мжляної сисідаи; 4 - уклади; 5 - шю п^чок труб; 6 - бфйзан; 7 - опори; 8 - огекгор, 9 - головка багикира; 10 - версгаг- гоіцщт(бапан^);11-кащттащлва(2; 12-траверса; 13-ргутюлвптаг- фсрмас 14-гермешзагср шрщ; 15-лубрикатор; Іб-і^мволінійний торо- жнишйегичаіг{агауіа тр^баХ 17-гирияийшгок; 18-сапьник; 19-до- даксий ущільнкжаа*імі вузац 20 - ш^нір; 21 - яазкніричи ішйба; 22 - гирло сверщювини; 23 - чотірн а/тріїгерн; 24 - равдтранспоршої беш; 25-рама агрегата |
Кислотне оброблення привибійноїзони
Кислотне оброблення з використанням устатковання КГТ проводять як і за традиційними технологіями, головним чином, для діяння кислоти на карбонатні породи, що складають продуктивний пласт, і збільшення його проникності.
Наземний комплекс устаткування, крім агрегату з КГТ і стандартного гирлового устаткування, повинен містити агрегат для кислотного оброблення свердловин, що має спеціалізований насос і ємність для зберіїшлія кислоти. У деяких технологіях кислотного оброблення передбачено підігрівання кислоти.
У процесі виконання даної операції КГТ при забезпеченні беззупинної циркуляції води опускають на глибину перфорації. На наступному етапі у свердловину через КГТ запомповукггь розрахунковий об’єм кислоти, пісня чого ЇЇ протискують у пласт. При напомповуванні І протискуванні кислоти викидна засувка на арматурі колони ліфтових труб закрита. Це забезпечує проникання реагенту через перфораційні отвори в пласт.
Процес запомповування і протискування необхідно проводити за максимально можливого подавання рідини. При здійсненні цих процесів необхідно стежити за тим, щоб тиск у зоні перфораційних отворів не перевищував тиск, за якого відбувається розрив пласта. Після витримування свердловини під тиском протягом заданого періоду часу викидну засувку відкривають, КГТ піднімають і починається циркуляція води.
Практика використання устаткування з КГТ показує, що витрата реагентів для оброблення в цьому випадку скорочується порівняно з традиційними технологіями на 25-30 %.
Селективне діяння на пласт
Об'єктом селективного діяння на пласт є або перфораційні створи, розташовані на певному рівні, або зона негерметич носгі експлуатаційної колони, через отвори якої у свердловину надходить вода. Подібні операції здійснюють для заломповування цементу, поінтер- вального кислотного оброблення.
Для проведення цих робіт на колоні гнучких труб опускають здвоєний пакер і вище нього на точно визначеній висоті - локатор. Після опускання пакера нижче розрахункового рівня колону гнучких труб піднімають доти, поки локатор не зафіксує її необхідного положення.
Потім пакер приводиться в робоче положення і зовнішні поверхні камер щільно притискаються до стінок експлуатаційної колони.
На наступному етапі робіт відкриваються отвори, через які порожнина колони гнучких труб з’єднується з простором між пакерами. У нього запомповується необхідна технологічна рідина і за необхідності протискувальна. Після витримки свердловини протягом необхідного часу тиск зменшується, пакер переводиться в транспортне положення і витягається на поверхню.
Особливістю конструкції інструмента, застосовуваного при Виконанні описаних операцій, є пакер, герметизаційний елемент якого в транспортному положенні забезпечує переміщення устаткування в колоні ліфтових труб діаметром 89 мм. Відстань між кожним з пакерів, що утворюють спарений пакер, вибирають відповідно до довжини інтервалу свердловини, обробляти який будуть у конкретному випадку.
Встановлення цементної пробки
Необхідність встановлення цементної пробки може бути зумовлена, наприклад, проривом підошовних пластових вод. У цьому випадку цемент нагнітають безпосередньо в перфораційні отвори, розташовані у певному Інтервалі.
Наземне устаткування повинне включати, крім традиційного набору, цементувальний насос і ємність для цементного розчину.
Встановлення цементної пробки може здійснюватися безпосередньо в порожнині експлуатаційної колони. У цьому випадку попередньо в інтервал ізоляції експлуатаційної колони намивають пісок, зверху встановлюють розділювальну пробку, після чого запомповують необхідний об’єм цементного розчину.
Яьоцо цемент запомповують у пласт, то виконують наступні операції:
а) колону гнучких труб опускакль таким чином, щоб обріз труби знаходився в зоні перфораційних отворів, що підлягають ізоляції (опускання колони виконують з одночасним забезпеченням циркуляції води);
б) запомповують розрахунковий об’єм цементного розчину;
в) піднімають гнучку трубу на 8-Ю м і закривають засувку на виході з колони НКТ;
г) використовуючи воду в якості протискувальної рідини, цемент запомповують у пласт.
Перфорація колон
На колоні гнучких труб можуть бути опущені перфоратори, які забезпечують прострілювання горизонтальної свердловини на інтервалі до 300 м, при цьому також можна знижувати гідростатичний тиск у свердловині.
Ловильні роботи
На першому етапі проведення ловильних робіт доцільно спробувати виконати їх за допомогою комплекту інструментів, що опускаються на тросі. Якщо це зробити не вдається, то використовують устатковання з КІТ. Ефект від застосування останніх полягає насамперед у створені більшого стискувального зусилля, ніж інструментом, що опускається за допомогою канатної техніки. Крім того, можливість забезпечення циркуляції рідини полегшує здійснення ловильних операцій. І, нарешті, якщо й у цьому випадку виконати робота не вдається, застосовують традиційні технології з використанням агрегатів підземного (капітального) ремонту свердловин.
До недоліків технології з використанням КГТ у порівнянні з технологією, реалізованої агрегатами капітального ремонту свердловин, відносяться неможливість обертання колони, а також створення менших зусиль ніж зусилля, що розвиваються традиційними конструкціями. Так, в разі використання КГТ діаметром 44 мм Із товщиною стінки 3,2 мм граничне зусилля складає лише близько 170 кН.
Використання КГТ вимагає застосування спеціальних інструментів, спроектованих з урахуванням перерахованих особливостей робота з колоною. Так, зокрема з’єднувач необхідний для кріплення інструмента до колони гнучких труб. Необхідність застосування спеціального з’єднувача зумовлена неможливістю нарізання на гнучких трубах різі для передачі зусиль. Тому використовувати нарізні з’єднини, подібні застосовуваним при роботі з НКТ, не можна. В основному використовують клинові конструкції.
Зворотний клапан потрібен для виключення притоку рідини з порожнини свердловини в КГТ. Особливістю конструкції зворотного клапана є те, що він повинен забезпечувати пропускання куль, що приводять у дію гідравлічні пристрої, наприклад, роз'єднувач.
Ловильний інструмент на КГТ має конструкцію, подібну до відомих, і включає фрезери, гаки, овершоти, захоплювачі і т.д.
Овершот потрібен для захоплення предметів, що витягаються, за зовнішню поверхню. До цього ж класу інструментів відносяться мітчики, що забезпечують захоплення за внутрішню поверхню. Обидва типи інструментів повинні мати гідравлічний привід, потрібний дія звільнення предмета в тому випадку, якщо його витягання на КГТ неможливо.
Гідравлічний роз’єднувач забезпечує відділення опущеного інструмента від КГТ. В даний час існують роз’єднувачі, які не піддаються ударним навантаженням, що мають місце під час виконання ловильних робіт. Основний конструктивний принцип подібних пристроїв - наявність зрізних шпильок. Конструкції роз’єднувачів дають змогу встановлювати їх і вище, і нижче вибійних двигунів. В останньому випадку вони розміщаються між двигуном і овершотом. Спрацьовування роз’єднувача відбувається при зрізанні шпильок нормованим зусиллям, спрямованим вгору.
Оскільки використання механічних ясів при роботі з колоною гнучких труб практично неможливе, то застосовують конструктції, основані тільки на гідравлічному принципі дії.
Прискорювач використовують разом з гідравлічним ясом, з його допомогою збільшують зусилля, створювані під час удару.
Оскільки для проведення розглянутих операцій не потрібно наявності високого крутого моменту, як наприклад, під час буріння, то в цих технологіях застосовують гвинтові двшуни зменшеної довжини для обертання інструменту.
Якщо у свердловині предмети малих розмірів, що витягаються, розташовуються не на її осі, то шарнірні відхилювані І криві перевідники забезпечують можливість їх захоплення незалежно від місця розташування на вибої.
Гідравлічні центратори забезпечують розташування з’єднаних з ним пристроїв вздовж осі свердловини.
Розмаїття умов виконання ловильних робіт визначає і відповідні їм компонування інструментів, що спускаються на КГТ. У той же час може бути І типове компонування, що містить у собі наступні інструменти (опис дано зверху вниз): з'єднувач з ловильною головкою, зворотний клапан, прискорювач, важкий низ, яс, гідравлічний роз’єднувач, гідравлічний двигун, кривий перевідник, центратор і ловильний Інструмент. В якості останнього можуть використовуватися овершот, кільцевий фрезер, гак і т.п. Основним фактором, що обмежує номенклатуру застосовуваних інструментів, є довжина лубрикатора, який монтується на гирлі свердловини, і 'їхнє опускання у свердловину.
Каротажні дослідження свердловин
Застосування гнучких труб дає змогу також здійснювати каротажні дослідження, які супроводжуються необхідністю опускання різних приладів не тільки у викривлені, але Й в горизонтальні свердловини (рис. 10.6). Опускання приладів у дуже викривлені свердловини на кабелі-тросі затруднено,
а в горизонтальну свердловину взагалі неможливе, так, як зенітний кут осі свердловини в 60° є граничним, за якого Інструмент і прилади можуть, долаючи сили тертя, опускатися у свердловину. Використання роликів дає змогу збільшити граничний кут ще на 10°, але наявність цементного каменю чи інших відкладів на внутрішній стінці труб перешкоджає його переміщенню. Для каротажних досліджень звичайно використовують гнучкі труби діаметром 33 м, в середину яких завчасно вводять багатожильний каротажний кабель. Для з’єднання каротажних приладів з колоною гнучких труб застосовують спеціальний перехідний вузол з циркуляційними отворами. Гнучка гнучка має набагато більшу повздовжну жорсткість, тому прилад переміщують зі швидкістю до 0,5 м/с. Одночасно через колону гнучких труб можна подавати технологічну рідину або азот з метою зменшення гідростатичного тиску на досліджувані пласти, причому операції виконують без попереднього глушіння свердловини. Для реєстрації глибини розміщення приладів використовують окрім механічного електронний лічильник, а вузол вертлюга в барабані обладнують додатковим струмознімачем для передавання електричних сигналів від кабелю, що обертається разом з барабаном, до додаткового електронного обладнання, розміщеного в лабораторії.
Рисунок 10.6 - Обладнання, яке застосовується для виконання каротажних робіт: 1 - струмознімач для з'єднання з кабелем, розміщеним всередині КІТ; 2 - транспортер; 3 - обладнання гирла; 4, 5 - лінії для передавання даних відповідно від агрегата і транспортера до самописців; 6 - центратор; 7 - ділянка немагнітної труби; 8 - свердловинний каротажний прилад |
Контрольні питання
1. Дайте класифікацію робіт з підземного ремонту свердловин. Чому ремонтно-виправні роботи віднос5ггь до групи капітального ремонту?
2. Для чого і як здійснюють глушіння свердловин перед їх ремонтом? Обгрунтуйте чи € погреба завжди здійснювати глушіння нафтових і водонагнітальних свердловин перед ремонтом.
3. Покажіть у чому полягає особливість здійснення водоізоляційних робіт з відключення окремих обводнених інтервалів пласта порівняно з Іншими водоізоляційними роботами.
4. Назвіть переваги і недоліки різних методів боротьби з винесенням піску,
5. Яке обладнання та інструмент застосовують для виконання підземного ремонту свердловин?
6. Розкажіть про використання канатної техніки для ремонту свердловин?
7. Які, на вашу думку, ремонтні роботи у свердловинах можна здійснити у свердловинах з використанням гнучких труб?
Глава 11. ЗБИРАННЯ І ПІДГОТОВКА ВИДОБУВНОЇ НАФТИ НА ПРОМИСЛІ
Видобувна нафта - суміш нафгги, газу, мінералізованої води, механічних домішок та інших супутних компонентів. Вона має бути зібрана з розосереджених на великій території свердловин і оброблена як сировина для одержання товарної продукції. Товарною продукцією є товарна нафта, нафтовий газ, а також пластова та стічна вода, яку необхідно знову повертати в пласт.
§ 11.1 Призначення та загальна характеристика системи збирання і підготовки нафти
Збирання видобувної нафти - це процес транспортування по трубопроводах нафти, води та газу від свердловин до центрального збірного пункту (ЦЗП). Вони транспортуються під дією напору, що зумовлюється тиском на гирлі свердловин, точніше - його перевищенням над атмосферним тиском, різницею геодезичних відміток вхідної та вихідної точок трубопроводу (горбистий рельєф місцевості), а також (у разі потреби) створюється насосами.
Збираючи нафту, потрібно точно вимірювати продукцію кожної свердловини з метою одержання Інформації для проектування експлуатації свердловин, контролю та регулювання розробки родовища.
Одержання товарної продукції називають підготовкою видобувної нафти. Вона складається з технологічних процесів сепарації, стабілізації, зневоднення (деемульсації) і знесолення нафти, очищення стічної води від емульгованої нафти та механічних домішок (шламу), а також осушування (від водяної пари) й очищення (від сірководню та діоксиду вуглецю) нафтового газу.
Первинна підготовка видобувної нафти на промислах зумовлюється необхідністю зменшити транспортні витрати (відсутність перепомповування води як баласту на нафтопереробний завод і назад для повернення в пласт), запобігти утворення стійких емульсій (“старіння” емульсій), гідратоутворення в газопроводах, зберегти приймальність водонагнітальних свердловин (див. § 3.2), зменшити корозійне руйнування внутрі ш н ьопром ислового та заводського обладнання й трубопроводів під час транспортування нафта, газу і води.
Збирання та підготовка нафта - це не два послідовних процеси, а єдина система перелічених технологічних процесів, коли збирання поєднується з підготовкою нафти. Сучасна система нафтогазозбирант та підготовки - це складний комплекс трубопроводів, блочного автоматизованого обладнання й апаратів, технологічно взаємопов’язаних. Вона має також забезпечити: а) запобігання втрат нафтового газу та легких фракцій нафти від випаровування на всьому шляху руху І від початку розробки родовища; б) відсутність занечищення довкілля, яке зумовлюється розливаннями нафти і води; в) надійність функціонування кожної ланки та системи в цілому; г) високі технІко-економІчнІ показники робота.
На спорудження об’єктів і комунікацій системи збирання та підготовки нафта витрачається близько 50% капітальних вкладень у нафтовій промисловості. Використання обладнання в блочно-комплектному виконанні зменшує витрата майже вдвічі, прискорює введення в розробку родовища на 3-4 роки, дає змогу уникнути втрат нафтового газу і некондиційної нафти. Воно забезпечує також можливість повної автоматизації технологічного процесу, гнучкість і маневреність у нарощуванні або скороченні потужностей (монтаж і демонтаж окремих блоків) з метою врахування змін умов видобування нафта і рідини, обводненості продукції в часі (див. § 1.5, 4.1). Зменшити витрати можна також раціональним вибором кількості та розміщенням вимірювальних та інших усталювань, трас трубопроводів з урахуванням характеру місцевості (рельєф, ріки, озера, яри, система землекористування, забудованість тощо), діаметрів труб, збільшенням і централізацією технологічних об'єктів, поєднанням процесів збирання та підготовки нафти (внутрішньотрубна деемульсація нафта з подаванням деемульгаторів, попереднє відбирання газу, попереднє скидання Й очищення води та ін.). Важливо також раціонально використовувати надлишкову енергію, яка надходить Із свердловин. Ці та інші положення враховують під час проектування промислового облаштування родовища, коли сукупно розглядаються різні варіанти систем кущування свердловин (у випадку похило-спрямованного їх буріння), збирання та підготовки нафти, підгримування пластового тиску, електропостачання, будівництва під’їзних автомобільних доріг та ін. Спільний розглад цих складних систем став можливим на базі використання ЕОМ за методикою, яка поєднує економіко-математичні моделі з досвідом проектувальника. Оптамізація промислового облаштування забезпечує зменшення капітальних вкладень на 10-15%,
§ 11.2 Класифікація сисіем нафіогазозби рання та їх
характеристика
Кожне нафтове родовище має свої особливості (властивості нафти, умови експлуатації свердловин, клімат, характер місцевості та ін.). Тому єдиної універсальної системи нафтогазозбирання не існує.
цзп
їтйй1^-!^*—Ьг^Г"
1 на ГіУ
А | -иї- |
| ‘і- М |
гзп |
Системи збирання видобувної нафти класифікують так:
а) за ступенем герметизації - відкриті, мішані (частково герметизовані), герметизовані;
б) за кількістю збірних трубопроводів для транспортування продукції свердловин - одно-, дво- та тритрубні;
в) за величиною напору - самоплинні, напірні (низько- та високонапірні);
г) за типом вимірювально-сепараційних устатковань - з індивідуальними та груповими усталюваннями.
Ці критерії класифікації по-різному поєднуються у застосовуваних системах.
На ранніх етапах розвитку нафтової промисловості застосовувався відкритий спосіб видобування, збирання та зберігання нафти. Нафтовий газ і легкі фракції нафти звітрювались в атмосферу.
Бакинська самотинна система збирання
Першою в певній мірі досконалою системою була бакинська мішана самоплинна двотрубна система збирання, яку продовжують застосовувати на давно розроблюваних родовищах (рис. 11.1, а).
За такою системою герметизоване низьконапірне транспортування видобувної нафти (нафти, води та газу) здійснюється по одному трубопроводу від свердловини І до індивідуальних 2 (ІВУ) або групових З (ГВУ) вимірювальних устатковань, розміщених від гирла на відстані не більш як 500 м. До ГВУ під’єднують викидні лінії 5-8 свердловин (фонтанних, газліфтних, насосних).
На ІВУ або на ГВУ здійснюють сепарацію (поділ фаз) у трапах (сепараторах) 2 затисків 0,11...0,15 МПа,
Рідина (нафта з водою) із трапів самоплином (завдяки природним схилам на місцевості) по нафтозбірному трубопроводу надходить у резервуари 5 групового збірного пункту (ГЗП), з них насосами 6 перепомповується в сировинні резервуари 7 промислового парку на центральному збірному пункті (ЦЗП) і далі насосами 8 - на устатковання підготовки нафти (УПН) або на нафтопереробний завод (НПЗ). Раніше воду з трапів скидали в каналізаційну мережу.
Газ із трапу по газопроводу надходить на вхід компресорної станції 9 і далі подасться на газопереробний (газобензииовий) завод (ТПЗ). Іноді, залежно від тисків на гирлах свердловин, застосовують два ступені сепарації і дві газозбірні лінії (низького та високого тисків).
Нафту та воду вимірюють шляхом перемикання через розподільчу батарею 10 у вимірювальному трапі або в мірнику 4, а газ - за допомогою діафрагмового приладу.
Втрати нафти внаслідок випаровування з негерметизованих мірників і резервуарів сягають 3% від загального видобутку. Із 50-х років минулого століття почали впроваджувати однотрубні герметизовані системи нафтогазозбирання.
Система збирання Бароняна-Везірова
Ця система (рис. 11.1, б), запропонована 1946р., передбачає однотрубне високонапірне збирання всієї продукції свердловин під дією гирлового тиску 0,4,..0,5 МПа через ГВУ до групового (дільничного) збірного пункту, іцо розміщений на відстані 3...8 км.
На ГЗП проводять сепарацію газу в два ступені: відокремлюють газ у сепараторі 12 за тиску 0,4...0,5 МПа і відбирають газ вакуумним компресором 16 за тиску ОД МПа із відстійників 13 і збірних резервуарів 14, Газ через газоосушувач 17 подають на компресорну станцію 18 І далі через масловідділювач 19 - на газліфтні свердловини або на ГПЗ.
Продукцію фонтанних свердловин піддають також додатковій сепарації в сепараторах 11 високого тиску (0,4...0,6 МПа), розміщених біля свердловин або на ГЗУ. Газ, який відокремився, подають у збірний газопровід і далі - на ГПЗ або для газліфтної експлуатації.
Розгазована обводнена нафта із сепаратора 12 надходить у відстійники 13, де відокремлюються вода й пісок, які скидаються в систему очищення стічних вод. Частково зневоднену нафту із збірних резервуарів 14 насосами 6 подають у сировинні резервуари 15 ЦЗП і наУПН.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 23 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
