Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмы­вают от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесо­образно проводить солянокислотную обработку или дополни­тельную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.

В промытую и очищенную скважину спускают трубы ди­аметром 89 мм, по которым жидкость разрыва направляется к забою. Трубы меньшего диаметра при ГРП применять не­целесообразно, так как при прокачке жидкости в них возни­кают большие потери давления.

Для предохранения обсадной колонны от воздействия вы­сокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует только на фильтровую зону и нижнюю поверхность пакера. Таким образом, в процессе гидроразры­ва пласта на пакер снизу вверх действуют большие усилия. Если не принимать соответствующие меры, пакер вместе с насосно-компрессорными трубами будет подниматься вверх, что недопустимо. Для предотвращения этого на трубах уста­навливают гидравлический якорь.

При нагнетании в трубы жидкости давление действует на поршни гидравлического якоря, вследствие чего они выходят из своих гнезд и прижимаются к обсадной колонне. Чем выше давление, тем с большей силой поршни прижимаются к колон­не. Кольцевые грани на торце поршней врезаются в колонну и препятствуют перемещению насосно-компрессорных труб [9].

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к ко­торой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва.

К основному оборудованию относятся: передвижные насос­ные агрегаты, максимальное давление которых составляет 70 МПа при подаче 6 л/с. Для смешивания жидкости-песконосителя с песком применяют пескосмесительные установки, смонти­рованные на высокопроходимых автомобилях. Процесс смеши­вания песка с жидкостью и подачи смеси на приме насосных агрегатов механизирован. Пескосмесительный агрегат имеет грузоподъемность 9ти производительность 50 т/ч. Он обору­дован загрузочным шнеком. С помощью таких агрегатов гото­вится смесь песка с жидкостью любой заданной концентрации.

Так как в процессе гидравлического разрыва пласта обычно используют несколько насосных агрегатов, для упрощения их обвязки между собой и с арматурой устья при нагнетании жидкости в скважину применяют самоходный блок манифоль-да. Этот блок состоит из напорного и приемно-раздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы. Все оборудование смонтировано на шасси автомобиля. Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соединений из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья.

Кроме перфорации скважин этот метод применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом, при кислотной обработке скважин и других методах воздей­ствия на призабойную зону.

Метод гидропескоструйной перфорации основан на ис­пользовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отвер­стие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном кольце и породе пласта. Жидкость с песком на­правляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у сква­жины [30].

Насадки перфоратора диаметром 4,5 мм и длиной 20 мм, изготовляемые из абразивостойких сплавов, установлены под углом 2 — 3° к горизонтальной плоскости. Это повышает абра­зивное действие струи в результате изменения направления и снижения отрицательного действия отраженной струи, а также исключает разрушение корпуса насадок. В зависимос­ти от вида перфорации насадки в перфораторе устанавлива­ют различно. Для вскрытия пласта путем создания горизон­тальной круглой щели четыре насадки размещаются в одной горизонтальной плоскости, в остальные гнезда ввинчиваются заглушки. При создании диаметрально противоположных вер­тикальных щелей насадки размещаются в вертикальной плос­кости по две или три с каждой стороны перфоратора. Число и размещение насадок при создании каналов в породе оп­ределяется геолого-промысловыми условиями.

Колонну спущенных труб перед перфорацией опрессовывают на рабочее давление, для чего над перфоратором уста­навливают шариковый клапан. После окончания промывки шарик извлекается на поверхность обратной промывкой, т. е. прокачкой жидкости в пространство между эксплуатацион­ной колонной и насосно-компрессорными трубами.

Для гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважи­нах в качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных скважинах — воду. В качестве абразивного материала используют отсортированный кварцевый песок фракции 0,5 — 0,8 мм. Концентрация песка в жидкости долж­на составлять 50—100 г/дм3. Скорость прокачки смеси жид­кости с песком составляет 3,0 — 4,0 л/с на одну насадку. В этом случае скорость выходящей из насадки струи жидкости будет равна 200 — 260 м/с, а перепад давления в насадках — 18 — 22 МПа. Продолжительность перфорации одного интер­вала продуктивного пласта составляет 15 — 20 мин. После пер­форации нижнего интервала перфоратор устанавливают в следующем верхнем. В новых интервалах установки перфоратора операция повторяется при том же режиме проведе­ния процесса.

При гидропескоструйной перфорации применяют то же наземное оборудование, что и для гидравлического разрыва пласта: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и т. д. Подземное оборудование состоит из гидроперфоратора, спус­каемого в скважину на насосно-компрессорных трубах.

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважину состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия повышается проводимость пла­стовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Для осуществления процесса в скважину на насосно-компрессорных трубах спускается гидрав­лический вибратор золотникового типа, который устанавливается против выб­ранной для обработки части продук­тивной зоны пласта. Рабочая жидкость прокачивается по трубам и, проходя через вибратор, генерирует непрерыв­ную серию гидравлических ударов. Колебания создаются путем периоди­ческих перекрытий потока рабочей жидкости, протекающей через золот­никовое устройство вибратора.

Гидравлический вибратор золотни­кового типа показан на рис. 3.15. В корпусе вибратора расположен жес­тко закрепленный ствол 1 — стакан со щелевыми прорезями на образую­щей цилиндра. В донной части ство­ла имеется цилиндрическое отверстие. На стволе свободно вращается ци­линдрический золотник 2 со щелевы­ми прорезями, выполненными под не­которым углом к образующей. На зо­лотнике прорези также выполнены под углом к образующей, но в противоположном направлении к отверстиям в стволе. В резуль­тате образуется турбинное устройство, у которого направля­ющим аппаратом является ствол с косыми прорезями, а рабо­чим колесом — золотник с направленными под углом проре­зями. Кроме щелевых отверстий в стволе имеются пусковые отверстия, позволяющие запускать золотник при перекрытии щелей в стволе.

Золотник устанавливается на шариковых опорах 3. При прокачивании рабочей жидкости золотник за счет ее истече­ния из щелевых прорезей начинает вращаться. Вращаясь, золотник перекрывает поток рабочей жидкости, в результате чего образуются гидравлические удары, частота которых за­висит от числа щелей и частоты вращения золотника и мо­жет быть доведена доударов в минуту. Гидравличес­кий удар сопровождается подъемом давления, что способ­ствует резкому импульсному истечению жидкости из донного отверстия ствола. Кроме этого, периодическое истечение жид­кости из щелей при вращении золотника создает цикличес­кие колебания в окружающей среде (жидкости).

При виброобработках у скважины устанавливают обычно два насосных агрегата для создания непрерывной струи ра­бочей жидкости во время переключения агрегата с одной скорости на другую. Устье скважины оборудуется так же, как и при гидравлическом разрыве пласта.

В качестве рабочих жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др.

Этот метод основан на образовании трещин в горной по­роде за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате.

Применение в зависимости от глубины обрабатываемого интервала разных по массе пороховых зарядов (3; 5; 7; 10; 15 кг) позволяет создавать в скважине давление, равное пол­ному горному или превышающее его, тем самым обеспечивая условия для образования новых или расширения естествен­ных трещин. Вследствие необратимости процесса деформа­ции пород после снятия давления частично сохраняются ка­налы. Последнее позволяет отказаться от проведения опера­ции по закреплению трещин.

Разрыв пласта давлением пороховых газов рекомендуется проводить в нефтяных, газовых или нагнетательных скважинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых пес­чаников.

Процесс торпедирования для увеличения притока нефти и газа в скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образует­ся каверна, в результате чего увеличивается диаметр скважи­ны и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении.

Взрывные методы воздействия применяют также при освобождении прихваченных бурильных и обсадных труб, для разрушения на забое металлических предметов, кото­рые не удается извлечь, для разрушения плотных песчаных пробок и т. д.

Для торпедирования применяют взрывчатые вещества бри­зантного (дробящего) типа. К ним относятся: ВВ из нитросоединений ароматического ряда (тротил, тетрил, гексоген); из нитратов или эфиров азотной кислоты (ТЭН, нитроглицерин и др.); из смесей и составов (аммониты и динамиты).

Торпеды чаще всего взрывают в скважинах с открытым забоем. Для предохранения обсадных труб от разрушения над торпедой устанавливают пробку (забойку) — жидкую или твердую. В качестве жидкой пробки используют нефть, воду или глинистый раствор, в качестве твердой — песок, глину или цементный мост. Торпедирование с применением твердых пробок связано с необходимостью проведения дли­тельных работ по очистке скважины.

Тепловые методы воздействия на призабойную зону при­меняют при эксплуатации скважин, в нефтях которых со­держится парафин или смола. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти изменяет­ся фазовое равновесие составляющих ее компонентов, умень­шается растворимость парафинов и смол и последние осаж­даются в призабойной зоне, на стенках скважин и в подъем­ных трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта и продуктивность скважины снижается.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную спо­собность породы в призабойной зоне, снижает вязкость и увеличивает подвижность нефти, что также облегчает усло­вия ее продвижения в пласте. Призабойную зону прогревают при помощи электронагревателей и газонагревателей, горя­чей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт.

При электротепловой обработке призабойных зон в сква­жину на кабель-тросе спускают электронагреватель, который состоит из трубчатых электронагревательных элементов (ТЭ-Нов), заключенных в перфорированном кожухе.

Призабойная зона обычно прогревается в течение несколь­ких суток, после чего электронагреватель извлекают из сква­жины, спускают в нее насос и скважину вводят в эксплуата­цию. Горячие жидкости (нефть, дизельное топливо и др.) закачиваются в скважину, проводятся с помощью насосов обычно через затрубное пространство без остановки работы скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти.

При паротепловой обработке скважин теплоносителем слу­жит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специаль­ных паропередвижных установках (ППУ), смонтированных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соединяют трубо­проводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим высоким давлением вытес­няет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта.

При паротепловой обработке над верхними отверстиями фильтра обычно устанавливают термостойкий пакер для изо­ляции фильтровой зоны от эксплуатационной колонны и пре­дохранения ее от воздействия высокой температуры нагнета­емого в скважину пара. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрыва­ют для передачи тепла в глубь пласта. После прогрева возоб­новляют эксплуатацию скважины.

При эксплуатации скважин любого назначения (нефтя­ных, газовых, нагнетательных и др.), так же, как и при эксплуатации любого другого инженерного сооружения, не­обходимо периодически их ремонтировать. Комплекс ра­бот, связанных со спуском в скважины и подъемом труб, штанг, насосов или каких-либо инструментов, называется подземным ремонтом.

Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и слож­ности работ условно разделяют на текущий и капитальный.

К текущему подземному ремонту относятся: замена насо­сов, замена труб и штанг или изменение характера их под­вески, очистка скважин от песчаной пробки, несложные ловильные работы (ловля оборвавшихся штанг и других пред­метов в колонне насосно-компрессорных труб). Эти работы выполняют бригады по подземному ремонту скважин, орга­низуемые на каждом предприятии по добыче нефти и газа.

Рассмотрим операции по очистке ствола скважин от пес­чаных пробок.

Нормальная эксплуатация скважин иногда нарушается вслед­ствие образования песчаных пробок на забое. Для возобнов­ления эксплуатации скважины, в которой образовалась пес­чаная пробка, следует удалить весь скопившийся песок. В неглубоких скважинах песчаные пробки небольшой мощнос­ти в основном удаляют желонками.

Обычная желонка представляет собой трубу диаметром 75—100 мм с тарельчатым или шариковым клапаном на ниж­нем конце и с дужкой для прикрепления каната на верхнем. Длина такой трубы обычно не превышает 8— 12 м.

Желонку спускают в скважину на канате. Когда до проб­ки остается 10— 15 м, тормоз лебедки отпускают и желонка под действием силы тяжести ударяется о песчаную пробку. При этом клапан открывается и некоторое количество песка входит в желонку. Для большего наполнения желонки ею несколько раз ударяют о пробку. Чтобы опорожнить желон­ку, ее надо поставить клапаном на какой-либо острый стер­жень, укрепленный в полу буровой; при этом клапан откро­ется и из желонки выйдет вся грязь.

Кроме простой желонки используются желонки поршне­вого действия, в которых захват песка с забоя скважины происходит в результате создания вакуума в ее рабочей по­лости при движении поршня вверх. Применяют также авто­матические желонки, принцип действия которых основан на создании резкого перепада давления на забое скважины и в рабочей полости желонки.

Очистка ствола скважины от песчаных пробок желонка­ми — длительная и малоэффективная операция: за каждый рейс желонки на поверхность извлекается небольшое коли­чество песка. Кроме того, при этом изнашивается канат, портится эксплуатационная колонна в результате трения об нее каната. Предпочтительнее удалять песчаную пробку из скважины промывкой.

Способ ликвидации песчаных пробок в скважинах про­мывкой их водой или нефтью заключается в следующем. В скважину до пробки спускают колонну промывочных труб. Через эти трубы или по затрубному пространству под давле­нием прокачивается жидкость. Под действием струи пробка размывается. Размытая порода вместе со струей жидкости поднимается по кольцевому пространству между эксплуата­ционной колонной и колонной промывочных труб или непос­редственно по трубам.

Способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в трубы, а смесь размытой породы и жидкости выходит на поверхность по межтрубному пространству меж­ду обсадной колонной и промывочными трубами, называется прямой промывкой. При обратной промывке промывочная жидкость нагнетается в кольцевое пространство между эксп­луатационной колонной и промывочными трубами, а размы­тая порода поднимается по подъемным трубам.

В качестве промывочных труб используют обычные насосно-компрессорные трубы.

Для промывки скважин применяют передвижные насосы, смонтированные на автомашине или на тракторе и работаю­щие от их двигателя. Такие установки называются промывоч­ными агрегатами. При промывке скважин агрегат устанавли­вают непосредственно у скважины, а подачу жидкости регу­лируют переключением скоростей его двигателя.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием (ловля и извлечение оборван­ных труб), исправлением поврежденных эксплуатационных колонн, изоляцией вод, переходом на другой эксплуатацион­ный объект, относятся к категории капитального ремонта скважин. Такие работы выполняют специализированные бригады по капитальному ремонту скважин. Эти же брига­ды обычно выполняют все операции по обработке призабойных зон (гидравлический разрыв пласта, гидропескост­руйная перфорация, кислотная обработка скважин, вибро­обработка и др.).

К капитальному ремонту скважин относятся наиболее слож­ные виды подземных ремонтов, часто требующих примене­ния специального оборудования: буровых станков, турбобу­ров, бурильных труб, цементировочных агрегатов и т. п.

Наиболее характерные работы при капитальном ремонте скважин — это ремонтно-изоляционные, ремонтно-исправительные, ловильные.

Ремонтно-изоляционные работы заключаются в ликвида­ции прорыва в скважину посторонних вод: верхних или ниж­них по отношению к эксплуатируемому нефтяному горизон­ту или пропластку. Приток посторонней воды в скважину обычно ликвидируют цементированием ствола скважины в заданном интервале.

При прорыве верхних вод осуществляется цементирова­ние затрубного пространства под давлением. В случае прито­ка подошвенных вод применяют различные способы изоля­ции: обычное цементирование нижней части скважины с подъемом фильтровой зоны на вышезалегающие слои, задавливание в пласт цементных растворов, гидроразрыв пласта с последующим задавливанием в пласт реагента, образующего при взаимодействии с пластовой водой водонепроницаемую зону и т. п. Для всех видов цементирования используют тампонажный цемент такого же качества, что и при бурении. Количество воды, применяемое при затворении цемента, обыч­но составляет 40 — 50 % массы сухого цемента. Перед каждым цементированием предварительно рассчитывают требуемое ко­личество цементного раствора и воды, необходимой для его продавливания в пласт.

Ремонтно-исправительные работы включают в себя: ис­правление смятий, сломов и трещин в колоннах и замену испорченной части колонны.

Причины повреждения эксплуатационных колонн бывают различными. Колонна на каком-то участке может быть ослаб­лена из-за уменьшения толщины стенки трубы или дефекта в резьбовом соединении. В этом месте обязательно скажется разрушительное действие напора вод или давление породы. Резкое снижение уровня жидкости в скважине, вследствие чего внешнее давление может превысить допустимое, также может привести к повреждению колонны. Кроме того, в про­цессе эксплуатации скважины при выносе из ее призабойной зоны большого количества песка могут происходить обвалы породы, залегающей выше дренируемого пласта, что также приводит к смятию и слому колонны.

Смятые участки колонны выправляются справочными до­лотами или специальными оправками, спускаемыми в сква­жину на бурильных трубах. Если дефект в колонне устранить долотами не удается, то участок смятия офрезовывают плоскими или ко­ническими фрезерами. Вып­равленный участок укрепля­ют цементным кольцом, для чего за колонну под давле­нием нагнетают цементный раствор.

Ловильные работы по из­влечению оборвавшихся труб и упавшего инструмента за­нимают особое место в ка­питальном ремонте. Наибо­лее сложны работы по зах­вату и извлечению труб, так как колонна насосно-компрессорных труб, упавшая в скважину, при ударе о за­бой изгибается по всей дли­не и заклинивается в эксп­луатационной колонне. Кро­ме того, иногда трубы при ударе о забой ломаются в нескольких местах и распо­лагаются в скважине ряда­ми. Трубы могут также вре­заться в песчаную пробку на забое, если она имеется в скважине.

Для захвата и извлечения упавших труб существует

большое количество разнообразных ловильных инструмен­тов: крючки, пауки, колокола, труболовки, овершоты, метчи­ки и т. п.

На рис. 3.16 приведена схема работы ловителя ЛШ-1. Что­бы извлечь оставленные в скважине трубы после захвата их каким-либо инструментом, часто приходится прикладывать большие усилия. Поэтому при ловильных работах применяют толстостенные бурильные трубы, характеризующиеся боль­шим сопротивлением на разрыв. Подъемным механизмом при ловильных работах служит стационарная буровая лебедка или тракторный подъемник.

Работы по ликвидации скважин после прекращения их эксплуатации также относятся к капитальным подземным работам. В таких скважинах, как правило, вырезают и извле­кают спущенные в них обсадные трубы, а ствол цементиру­ют, заливают глинистым раствором или засыпают глиной (в зависимости от геологических особенностей скважины).

ГЛАВА 4

ПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГА3А К ТРАНСПОРТУ

Нефть, газ и вода от устьев скважин, рассредоточенных по площади месторождения, направляются по выкидным ли­ниям в систему сбора и транспортирования [42].

Под системой сбора и транспортирования нефти, газа и воды понимают разветвленную сеть трубопроводов, проло­женных на площади месторождения под или над землей, а также под или над водой (для морских месторождений). Для разных по площади нефтяных месторождений сеть трубопро­водов бывает различной как по протяженности, так и по размерам диаметров. Например, для Ромашкинского место­рождения Татарии общая длина всех трубопроводов, проло­женных подземно, превышает 30 тыс. км. Диапазон диамет­ров этих трубопроводов колеблется в широких пределах от 100 до 1020 мм.

Все трубопроводы, по которым транспортируются как од­нофазные (нефть, газ или вода), так и многофазные жидко­сти (нефть + газ или нефть + газ + вода), рассчитывают на про­пускную способность, а также на механическую прочность.

На старых месторождениях продолжают применять негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора и транспортирования нефти, газа и воды. Двухтрубными эти системы называются потому, что нефть и газ, разделенные в сепараторах, расположенных у устья скважин, или на груп­повых сборных пунктах, транспортируются по своим трубо­проводам до центрального пункта сбора, а самотечной — потому, что движение нефти по выкидным линиям, а также по сборным коллекторам осуществляется за счет разности геодезических отметок.

Самотечные системы сбора продукции скважин функцио­нируют на тех месторождениях, где местность гористая или всхолмленная, позволяющая выбирать трассы трубопроводов, в которых жидкость (нефть + вода) транспортируется за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок мес­тности. На месторождениях с ровным рельефом местности продукция отдельных скважин транспортируется за счет дав­ления на устье или с помощью насосов, устанавливаемых у скважин или на групповых замерных пунктах.

Продукцию каждой скважины можно измерять как в ин­дивидуальных, так и в групповых замерно-сепарационных установках.

На рис. 4.1 показана схема индивидуальной замерно-сепарационной установки самотечной системы, принцип действия которой следующий. Продукция из скважины может посту­пать в замерный трап 1 (сепаратор) или в мерник 2, предназначенный для измерения количества нефти и воды, поступа­ющих из скважины. Если при подъеме на поверхность нефти и воды не образуется стойкая эмульсия, то их количество определяют по водомерному стеклу в трапе 1 или с помощью специальной размеченной рейки в мернике 2. Для этого зак­рывают задвижку на выкидной линии и определяют высоту подъема уровня в трапе или мернике с одновременным от­счетом времени по секундомеру.

Из трапа 1 и мерника 2 нефть и вода направляются по выкидной самотечной линии 7 на групповой сборный пункт (на рисунке не показан), на котором расположены два-три негерметизированных резервуара и насосная станция, подаю­щая продукцию пяти-восьми скважин на установку подготов­ки нефти (УПН). Выделившийся газ из нефти в трапе 1 под собственным давлением (0,4 — 0,6 МПа) через регулятор давле­ния 5 направляется по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или используется на собственные нужды.

На рис. 4.2 показана групповая замерная установка (ГЗУ) самотечной системы сбора нефти, газа и воды. В отличие от индивидуальной замерно-сепарационной установки на ГЗУ по выкидным линиям поступает продукция нескольких скважин,

которая через распределительную батарею 5 направляется в трап первой ступени 1, а из него перепускается в трап второй ступени 2. Газ, выделившийся из нефти в трапе 1, в котором поддерживается давление 0,6 МПа, проходит регулятор давле­ния «до себя» 7 и направляется в общую газосборную сеть. Газ, выходящий из трапа второй ступени 2, обычно использу­ется для отопления или сжигается в факелах. Измерение коли­чества нефти и воды по отдельным скважинам на ГЗУ произ­водится путем переключения задвижек на распределительной батарее 5 в замерном трапе 3 или в мернике 4, а газа — при помощи диафрагмы 8 и самопишущего прибора. Нефть и вода из трапов и мерников направляются на УПН по самотечному сборному коллектору 9, если позволяет рельеф местности, или на насосную станцию, а оттуда — также на УПН.

Самотечной системе присущи следующие недостатки.

1. Нефть по самотечной выкидной линии 7 (см. рис. 4.1) транспортируется за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и конце нефтепровода, по­этому мерник 2 устанавливают над уровнем земли. В услови­ях гористой местности необходимо изыскивать соответствую­щую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить необходимый напор, а следовательно, и их пропускную способность.

2. Необходима глубокая сепарация нефти от газа для пре­дотвращения возможного образования в нефтепроводах (осо­бенно при всхолмленной местности) газовых пробок, суще­ственно снижающих пропускную способность нефтепрово­дов. При этом в связи с ограниченной пропускной способно­стью самотечные выкидные линии и сборные коллекторы нельзя использовать при возможном увеличении дебитов сква­жин или при сезонных изменениях вязкости нефти.

3. Вследствие низкой скорости потока жидкостей в системе происходит отложение механических примесей, солей и пара­фина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а следовательно, снижается и их пропускная способность.

4. На обустройство промыслов и месторождений при са­мотечной системе сбора расходуется больше металла, чем при герметизированной системе.

5. Потери нефти от испарения легких фракций и газа дости­гают 3 % от общей добычи нефти. Основные источники потерь нефти: негерметизированные мерники и резервуары, установ­ленные у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.

6. Трудность автоматизации процесса, в результате чего требуется большое число обслуживающего персонала (опера­торов, лаборантов).

Единственное преимущество самотечной системы нефтегазоводосбора — сравнительно точное измерение по каждой скважине нефти и воды в мерниках и газа — расходомерами.

Перечисленные недостатки самотечной системы настолько существенны, что в настоящее время ее вновь нигде не стро­ят, но на старых площадях эта система еще долго может находиться в эксплуатации.

Принципиальная схема высоконапорной системы сбора и подготовки нефти, газа и воды, применяемая на крупных месторождениях, приведена на рис. 4.3. В зависимости от площади месторождений, а также от климатических условий и физико-химических свойств нефти, газа и воды применяют несколько схем.

Нефть, газ и вода, поступившие на поверхность, под усть­евым давлением (≈1,5 МПа) по выкидным линиям 1 направ­ляются в автоматизированные групповые замерные установ­ки (АГЗУ) 2, в качестве которых широко применяют установ­ки «Спутник-А, Б и В». В сепараторе установки газ отделяет­ся от нефти и воды и измеряются их количества по каждой скважине с автоматической записью. Затем нефть, газ и вода смешиваются и транспортируются по сборным коллекторам 3, 4 (длиной до 10 км) до блочной дожимной насосной стан­ции (БДНС). На БДНС установлены сепараторы первой сту­пени 5 (для обводненной нефти) и 6 (для чистой нефти), в которых отделяются газ от жидкости. Отделившийся в сепа­раторах от жидкости газ под собственным давлением направ­ляется по газопроводу 9, через эжектор 16 на газоперераба­тывающий завод 17.

Обводненная сырая нефть из сепаратора 5 забирается сырьевыми насосами 7, 8 и подается по трубопроводам 10, 11 на УПН в сепараторы-подогреватели 12, в которых произво­дится нагрев эмульсии и ее разрушение. Затем разрушенная эмульсия поступает в теплоизолированные отстойники 13, где происходит ее разделение на чистую нефть и воду. Обезво­женная и обессоленная в отстойниках 13 нефть направляется через штуцер 14 в концевые сепараторы 15, в которых под­держивается давление 1 МПа. Газ из сепараторов 15 направ­ляется в эжектор 16 и транспортируется на ГПЗ 17, а обез­воженная и обессоленная нефть из этих же сепараторов попадает самотеком в два попеременно работающих гермети­зированных резервуара 18 на кратковременное хранение. Из резервуаров 18 нефть забирается подпорным насосом 19 и подается на автоматизированную замерную установку каче­ства и количества товарной нефти типа «Рубин-2» 20.

Если товарная нефть оказалась кондиционной, то она че­рез открытую задвижку 23 направляется в парк товарных резервуаров 24 и далее насосом 25 в магистральный нефте­провод. Если нефть окажется некондиционной, то задвижка 23 автоматически закрывается, а задвижка 22 на линии 21 открывается и нефть снова поступает на обессоливание и обезвоживание 32, а стоки в ливневую канализацию 31.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19