книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

2,34 мм. Наиболее часто применяют стальную проволоку диа­ метром 2,34 мм, номинальная допустимая нагрузка для кото­ рой составляет 6,9 кН.

Инструмент для канатных работ можно подразделить на три категории:

стандартный канатный набор для создания ударов вверх и вниз (замок для соединения проволоки с инструментом, грузо­ вые штанги, механический и гидравлический яссы для создания ударов, шарнирное соединение для углового смещения инстру­ ментов) ;

инструмент для установки и извлечения клапанов всех ви­ дов, оснащенных замком (отклонитель для работ в скважин­ ных камерах, спускной и подъемный инструменты);

инструмент специального назначения (толкатель, ловиль­ ный проволочный инструмент, печать-фиксатор, выпрямитель проволоки, тросикообрезатель, скребок парафина, парафино­ резка, трубный шаблон, песочная и гидростатическая желонки для удаления из НКТ песочной пробки, осколков породы, ока­ лины, оправочный инструмент и др.).

Установка оборудования, спускаемого на проволоке, и его съем происходят за счет среза штифтов при ударах Яссами вверх или вниз. Предохранительные срезные штифты позво­ ляют освобождать спущенный инструмент от заловленного, когда извлечь его не удается.

Все оборудование и инструменты имеют ловильные головки для захвата их в случае отвинчивания.

Яссы представляют собой раздвижные устройства, которые приводятся в действие натяжением проволоки. Они предназна­ чены для создания динамических ударов. Гидравлический ясс для удара вверх срабатывает автоматически, когда его плунжер достигает участка цилиндра диаметром большим, чем диаметр плунжера, что приводит к резкому увеличению его скорости. Механический ясс предназначен для создания удара вверх и вниз. Он срабатывает за счет встряхивания (быстрого подъема или опускания).

Для установки и съема газлифтного клапана к стандарт­ ному набору присоединяют снизу отклонитель и спускной или подъемный инструмент. В корпусе спускного инструмента кла­ пан фиксируется двумя срезными штифтами. При подъеме цанговый зажим подъемного инструмента захватывает клапан.

Имеются рычажные и консольные отклонители, которые предназначены для смещения газлифтного клапана в направ­ лении кармана эксцентричной скважинной камеры и его уста­ новки. Для срабатывания рычажного отклонителя инструмент спускают в скважинную камеру и встряхивают. При этом ры­ чаги освобождаются и раскрываются под действием пружины, отклонитель разворачивается в плоскости большой оси эллип­

сообразного сечения камеры и направляет клапан и инстру­ мент для посадки или съема клапана из кармана. Консольный отклонитель применяется в сильно искривленных скважинах совместно с камерами, которые имеют направляющие втулки. Для срабатывания консольного отклонителя его совместно с инструментом пропускают через скважинную камеру, а за­ тем поднимают и снова опускают. При подъеме защелка от­ клонителя входит в лаз направляющей втулки, инструмент ориентируется, отклоняются рычаги и при спуске клапан по­ падает в карман скважинной камеры.

Толкателем открываются и закрываются циркуляционные клапаны (типа скользящей втулки), приводится разблокировка телескопического соединения и верхней цанги разъединителя колонны.

Описанные компоновки оборудования можно также приме­ нять для перфорации, тампонажа, кислотных обработок и др.

Для спуска на забой различных устройств (желонок-контей­ неров с реагентами, взрывных пакеров, стреляющих тампонаж­ ных снарядов и др.) применяют также канат, кабель-трос. Раз­ рабатываются методы ремонта с использованием гибких труб, шлангоканата, шлангокабеля. Все эти работы можно проводить без подъема НКТ, однако! в заглушенной скважине.

Контрольные вопросы

1.Дайте классификацию подземного ремонта скважин.

2.Зачем и как осуществляют глушение скважин?

3.Расскажите о методах борьбы с обводнением скважин.

4.Как удаляют песчаные пробки из скважины?

5.Какие оборудование и инструменты используют при подземном ре­ монте скважин?

6.Расскажите об использовании канатной техники.

Глава 11

СБОР И ПОДГОТОВКА ДОБЫВАЕМОЙ

НЕФТИ НА ПРОМЫСЛЕ

Добываемая нефть — смесь нефти, газа, минерализованной воды, механических примесей и других попутных компонентов — дол­ жна быть собрана из рассредоточенных'на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной про­ дукции— товарной нефти, нефтяного газа, а также пластовой и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.

§11.1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СБОРА

ИПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Сбор добываемой нефти — это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта (ЦСП). Они транспортируются под действием напора, обусловленного давлением на устье скважин, точнее, его превышением над атмосферным давлением, разностью гео­ дезических отметок входной и выходной точек трубопровода (гористый рельеф местности), а также (при необходимости) создаваемого насосами. Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скважине с целью проектирова­ ния эксплуатации скважин, контроля и регулирования разра­ ботки месторождения.

Получение товарной продукции называют подготовкой до­ бываемой нефти. Она включает технологические процессы се­ парации, стабилизации, обезвоживания (деэмульсации) и обес­ соливания нефти, очистку сточной воды от эмульгированной нефти и механических примесей (шлама), а также осушку (от водяного пара) и очистку (от сероводорода и диоксида угле­ рода) нефтяного газа. Первичная подготовка добываемой нефти на промыслах вызвана необходимостью уменьшить транспорт­ ные расходы (отсутствие перекачки воды как балласта на неф­ теперерабатывающий завод и обратно для возврата в пласт), предотвратить образование стойких эмульсий («старение» эмуль­ сий), не допустить гидратообразования в газопроводах, сохра­ нить приемистость водонагнетательных скважин (см. § 3.2), уменьшить коррозионное разрушение внутрипромыслового, ма­ гистрального и заводского оборудования и трубопроводов при транспорте нефти, газа и воды.

В настоящее время сбор и подготовка нефти — не два после­ довательных процесса, а единая система перечисленных техно­

логических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти. Современная система нефтегазосбора и подготовки — это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизиро­ ванного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Она должна также обеспечить: 1) предотвраще­ ние потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испаре­

разливами нефти и воды; 3) надежность функционирования каждого звена и системы в целом; 4) высокие технико-эконо­ мические показатели работы.

На сооружение объектов и коммуникаций системы сбора и подготовки нефти расходуется около 50 % капитальных вложе­ ний, выделяемых нефтяной промышленности. Использование оборудования в блочно-комплектном исполнении сокращает за­ траты почти в 2 раза, ускоряет ввод в разработку месторожде­ ния на 3—4 года, позволяет избежать потерь нефтяного газа и некондиционной нефти. Оно обеспечивает также возможность полной автоматизации технологического процесса, гибкость и маневренность в наращивании или сокращении мощностей (мон­ таж и демонтаж отдельных блоков) для учета динамики до­ бычи нефти и жидкости, обводненности продукции во времени (см. § 1.5, 4.1). Уменьшить затраты можно еще рациональным выбором числа и размещением замерных и других установок, трасс трубопроводов с учетом характера местности (рельеф, реки, озера, овраги, система землепользования, застроенность и т. д.), диаметров труб, укрупнением и централизацией техно­ логических объектов, совмещением процессов сбора и подготовки нефти (внутритрубная деэмульсация нефти с подачей деэмуль­ гаторов, предварительный отбор газа, предварительный сброс и очистка воды и др.). Важно также рационально использовать избыточную энергию, поступающую из скважин. Эти и другие положения учитываются при проектировании промыслового обустройства месторождения, когда совместно рассматриваются различные варианты системы кустования скважин (при наклон­ но направленном бурении), сбора и подготовки нефти, поддер­ жания пластового давления, электроснабжения, подъездных ав­ томобильных дорог и др. Совместное рассмотрение этих слож­ ных систем стало возможным на базе использования ЭВМ по методике, сочетающей экономико-математические модели с опы­ том проектировщика. Оптимизация промыслового обустройства обеспечивает уменьшение капитальных вложений на 10—15%.

§ 11.2. КЛАССИФИКАЦИЯ СИСТЕМ НЕФТЕГАЗОСБОРА, ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА

Каждое нефтяное месторождение имеет свои особенности (свой­ ства нефти, условия эксплуатации скважин, климат, характер местности и др.). Поэтому единой универсальной системы нефтегазосбора не существует.

По степени герметизации выделяют системы сбора открытые, смешанные (частично герметизированные), герметизированные; по числу сборных трубопроводов для транспорта продукции скважин — одно-, двух- и трехтрубные; по величине напора — самотечные, напорные (низко- и высоконапорные); по типу за- мерно-сепарационных установок — с индивидуальными и груп­ повыми установками. Эти критерии классификации по-разному сочетаются в применяемых системах.

На ранних этапах развития нефтяной промышленности при­ менялся открытый способ добычи, сбора и хранения нефти. Нефтяной газ и легкие фракции нефти улетучивались в атмо­ сферу.

Бакинская (самотечная) система сбора

Первой более совершенной системой была бакинская смешан­ ная, самотечная двухтрубная система сбора, которую продол­ жают применять на давно разрабатываемых месторождениях (рис. 11.1, а). В этой системе совместное герметизированное низ­ конапорное транспортирование нефти осуществляется от сква­ жин 1 до индивидуальных 2 (ПЗУ) или групповых 3 (ГЗУ) за­ мерных установок, расположенных на расстоянии от устья не более 500 м. К ГЗУ подключают выкидные линии 5—8 скважин (фонтанных, газлифтных, насосных). На ПЗУ или ГЗУ про­ исходит сепарация (разделение фаз) в трапах (сепараторах) 2 при давлении 0,11—0,15 МПа.

Нефть вместе с водой из трапов самотеком (благодаря есте­ ственным уклонам на местности) по нефтесборному трубопро­ воду поступает в резервуары 5 группового сборного пункта (ГСП), из них перекачивается насосами 6 в сырьевые резер­ вуары 7 промыслового парка на центральном сборном пункте (ЦПС) и дальше насосами 8 на установку подготовки нефти (УПН) или на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Раньше вода из трапов сбрасывалась в канализационную сеть.

Газ из трапа по газопроводу поступает на прием компрес­ сорной станции 9 и дальше подается на газоперерабатывающий (газобензиновый) завод (ГПЗ). Иногда в зависимости от дав­ ления на устье скважин применяют две ступени сепарации и предусматривают две газосборные линии (низкого и высокого давлений).

На ГСП производят сепарацию газа в две ступени: отде­ ляют газ в сепараторе 12 при давлении 0,4—0,5 МПа и отби­ рают вакуумным компрессором 16 при давлении 0,1 МПа из отстойников УЗ и сборных резервуаров 14. Газ через газоосушитель 17 подают на компрессорную станцию 18 и дальше через маслоотделитель 19 на газлифтные скважины или ГПЗ.

Продукция фонтанных скважин проходит также дополни­ тельную сепарацию в сепараторах 11 высокого давления (0,4— 0,6 МПа), расположенных у скважин или на ГЗУ. Отделив­ шийся газ направляют в сборный газопровод и дальше на ГПЗ или для газлифтной эксплуатации.

Дегазированная обводненная нефть из сепаратора 12 посту­ пает в отстойники 13, где отделяются вода и песок, которые сбрасываются в систему очистки сточных вод. Частично обезво­ женную нефть из сборных резервуаров 14 насосами 6 подают в сырьевые резервуары 15 ЦСП и на УПН.

Система нефтегазосбора Бароняна — Везирова не ликвиди­ рует потери нефти от испарения только в сырьевых резервуа­ рах 15. Она широко распространена на месторождениях юга страны, а также в Туркмении.

Высоконапорная система сбора Гипровостокнефти

Эта система (рис. 11.1, в) с 1960 г. начала внедряться на место­ рождениях Куйбышевской области. Она предусматривает пе­ рекачку газонасыщенной нефти от месторождений всего нефте­ промыслового района на ЦСП, на котором сосредоточены все мощности по подготовке нефти и переработке газа.

Продукция скважин под действием устьевого давления посту­ пает через ГЗУ, обслуживающую 6—12 скважин, или на участ­ ковую дожимную насосную станцию (ДНС), или на участковую сепарационную установку (УСУ). ДНС сооружают на промыс­ лах или участках промыслов, удаленных на значительные рас­ стояния от ЦСП (обычно более 10 км), УСУ — для нефтесбора с участков, расположенных вблизи ЦСП.

На ДНС (или УСУ) осуществляют первую ступень сепара­ ции при давлении 0,6—0,7 МПа, которое обеспечивает бескомпрессорное транспортирование газа до ГПЗ, расположенного на площадке ЦСП, и перекачку газонасыщенной нефти цен­ тробежными насосами 21 на ЦСП на расстояние до 100 км и

более.

На ЦСП осуществляют вторую и, если требуется, третью ступени сепарации, подготовку нефти и очистку воды.

При этой системе достигается высокая степень централиза­ ции технологических объектов, их количество на месторождении сводится к минимуму, отсутствуют отстойники и компрессорные

станции, практически полностью утилизируется нефтяной газ. Такие системы с некоторыми видоизменениями использованы при обустройстве месторождений Западной Сибири.

Системы сбора на месторождениях Западной Сибири

Применяют несколько разновидностей напорных систем нефтегазосбора, специфика которых в основном связана с кустовым размещением скважин, наклонно и направленна пробуренных на продуктивный пласт (рис. 11.2). В этих системах нашли применение комплексные сборные пункты (КСП), на которых происходит частичная подготовка нефти и ее откачка на ЦСП, называемый еще центральным пунктом подготовки нефти (ЦППН).

Сепарация газа осуществляется в две-три ступени. Cenapaция I ступени происходит при давлении 0,4—0,8 МПа перед ДНС или КСП, а газ поступает на ГПЗ, удаленный на расстоя­ нии 100 км и более. В обводненную продукцию на КСП вводят деэмульгатор. В зависимости от того, какие технологические процессы ведут на КСП, выделяют три варианта систем.

Рис. 11.2. Системы нефтегазосбора на месторождениях Западной Сибири

По варианту (см. рис. 11.2, а) всю обводненную нефть под­ готавливают на ЦППН, где осуществляют сепарацию и обезво­ живание.

По варианту (см. рис. 11.2, б) (Западно-Сургутское место­ рождение) на КСП проводят частичное обезвоживание нефти.

По варианту (см. рис. 11.2, в) (Самотлорское месторожде­ ние) на КСП подготавливают нефть в газонасыщенном состо­ янии без применения насосов, причем ведется раздельная под­ готовка безводной и обводненной нефти. На КСП имеются также установки предварительного сброса воды и отбора газа 6, нагреватели 11 и отстойники (электродегидраторы) 10 для глубокого обезвоживания нефти. Горячую воду из отстой­ ников 10 подают в трубопровод перед I ступенью сепарации. На ЦППН проводят сепарацию II и III ступеней.

Другие системы нефтегазосбора

Институт Татнефтепроект разработал вариант напорной си­ стемы, при которой на дожимной насосно-компрессорной стан­ ции (ДНКС), совмещенной с ГЗУ, давление газонефтяной смеси повышают до 1,6—2 МПа и перекачивают на УСУ. Однако си­ стема не нашла широкого применения из-за отсутствия эконо­ мически выгодных и надежных в работе; газожидкостных нагне­ тателей (винтовых насосов, насосов-компрессоров).

Институт Башнефтепроект разработал вариант герметизи­ рованной самотечной системы с использованием эжекторных установок, которые устанавливают на ГЗУ. Газ I ступени сепа­ рации эжектирует газ II ступени и при давлении 0,2—0,5 МПа транспортируется по газопроводу на ГПЗ. Нефть по нефтетрубопроводу самотеком поступает на сборный пункт. Большая ме­ таллоемкость и отсутствие централизации объектов ограни­ чили применение этой системы.

Грозненским нефтяным институтом в 60-х годах разработана высоконапорная система нефтегазосбора при давлениях до 6— 7 МПа за счет использования пластовой энергии. На месторож­ дении сооружаются только ГЗУ. Продукция скважин направ­ ляется в сборный коллектор и транспортируется за счет пласто­ вой энергии на централизованную сепарационную установку (ЦСУ), которая размещается на территории УПН и ГПЗ и уда­ лена от ГЗУ на расстояниях, измеряемых десятками километров.

Предложена также бесколлекторная (лучевая) система, в ос­ нове которой лежит совместный транспорт нефти и газа от каж­ дой скважины до крупных, обслуживающих до ста скважин, сборных пунктов. На сборном пункте осуществляется подго­ товка нефти или же только I ступень сепарации, а газонасыщен­ ная нефть перекачивается насосами на ЦСП всего месторож­ дения.