Отчет по практике в НГДУ «Лянторнефть»

Переключение скважин на замер осуществляется периодически посредством гидропривода по программе заданной на диспетчерском пульте системы телемеханики.

При повышении или понижении давления в выкидном коллекторе (пробка или порыв) при помощи электроконтактного манометра ВЭ-1рб по системе телемеханики на диспетчерский пункт выдается сигнал аварии.

Для замера дебита скважины в ручном режиме сперва отключается гидропривод. Затем ключом, по часовой стрелке, ПСМ переключается на требуемую скважину и проводят замер.

 

 

2.6 Контрольно-измерительные приборы

 

Непосредственно В ЦДНГ-6 применяются следующие КИП: осциллограф С1-93; генератор сигналов низкочастотный Г3-118; мультиметр; мегомметр ЭС 02022/1; комплект устройства «Кулон»; устройство имитирующие сопряжение БПИиКП; тестер ЭК2340-2.

На скважинах, АГЗУ, ДНС, КНС, УПН для местного контроля давления устанавливаются манометры показывающие МП4-У.

Преобразователи давления с электрическим выходным сигналом «Сапфир», «Метран» устанавливаются на объектах ДНС, КНС. Унифицированный токовый сигнал (4-20 мА, 0-5 В) передается на вторичный прибор в операторную.

Приборы для измерения температуры:

манометрические термометры – представляют собой замкнутую систему, в которую входят: термобаллон, погружаемый в измеряемую среду, капилляр, упругая манометрическая пружина, рычажная система. При погружении термобаллона в измеряемую среду увеличивается (или уменьшается) давление в замкнутой системе, что вызывает деформацию манометрической пружины;

термометры сопротивления ТСМ и платиновые ТСП градуировки 50М, 100М и 50П, 100П соответственно. Номер градуировки означает сопротивление термометра в Омах при температуре 00С.

термометры стеклянные ртутные, спиртовые – устанавливаются на оборудовании и трубопроводах УПН, УПСВ, ДНС, печах, в котельных и т.д.;

 

23

 

термометры сопротивления типа ТСМ – используются для контроля температуры в комплекте с вторичными приборами КСМ, СТ-136, УМС.

Для измерения расхода жидкости и газа в нефтяном промысле применяются турбинные счетчики: ТОР и НОРД.

ТОР – предназначен для измерения производительности (дебита) нефтяных скважин в АГЗУ типа «Спутник». ТОР выпускают трех типоразмеров на диапазон измерения от 3 до 75 м3/час. Относительная погрешность 2,5% от придела измерения. Давление рабочее – 6,4 МПа. Питание электро магнитного преобразователя – постоянным током 3,8 мА, напряжением 35 В. Блок питания – к переменному току 220 В, частотой 50 Гц.

НОРД представляет собой комплект устройств для измерения расхода и объема сырой и товарной нефти, включающий

• турбинный преобразователь расхода;
• магнитоиндукционные преобразователи;
• электронные блоки.

НОРД – имеет 22 типоразмера на Ду от 40 до 200 мм, минимальный расход от 35 до 900 м3/час. Давление 2,5 – 16 МПа.

 

 

2.7 Система нефтегазосбора и  транспорта. Описание технологического  процесса

 

ДНС–11 предназначена для транспортировки нефти, поступающей по системе нефтегазопроводов с кустовых площадок.

На комплексе ДНС–УПСВ–11 осуществляется первичная сепарация, предварительный сброс пластовой воды, нефти ДНС–11, подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений на КНС–11. Утилизация и учет отсепарированного газа, учет перекачиваемой нефти и пластовой воды, транспорт частично обезвоженной нефти на Лянторский ЦППН по существующей системе нефтепроводов.

Процесс подготовки добываемой газоводонефтяной эмульсии заключается в отделении от нефти и утилизации попутно добываемого нефтяного газа, подтоварной воды и получении нефти товарной кондиции в соответствии с требованиями ГОСТ № 9965-76. Подготовка поступившей по нефтесбору жидкости, осуществляется в несколько технологических ступеней.

Газосодержащая смесь с температурой 10-250С и давлением 0,65-0,55 МПа по нефтегазосборным коллекторам, через узел приемной гребенки и приемные

 

24

 

трубопроводы, поступает в предварительные газосепараторы С 1/1,2 где при давлении 0,6-0,54 МПа отбирается основной объем газа. Отделившийся газ по газопроводу отводится в газовые сепараторы Г 1/1,2.

Частично отсепарированная ГЖС поступает в сепараторы первой ступени С 2/ 1,2 где осуществляется дальнейшее отделение газа.  Газ отводится в газовый сепаратор Г 1/1,2, где улавливается оставшаяся капельная жидкость. Осушенный газ направляется на внешний транспорт. Отсепарированная нефть из газосепараторов, поступает в буфер - сепараторы С 3/1,2 где при давлении 0,15-0,05 МПа.

Отсепарированная нефть поступает на приемную гребенку насосного блока и далее проходит сквозь фильтры узлов учета, влагомер «АГАР» и направляется по напорному трубопроводу на УПСВ. Отделившийся газ сбрасывается на факел низкого давления.

На УПСВ разгазированная водонефтяная эмульсия поступает на печи трубчатые для нагрева и далее на отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Нефть из отстойников направляется в сепараторы-буферы и далее насосами внешней перекачки  откачивается на УПН. Выделившаяся в отстойниках из эмульсии, подтоварная вода поступает в очистные РВС, где происходит подготовка подтоварной воды к утилизации в систему поддержания пластового давления (ППД). Очищенная вода с содержанием нефтепродуктов до 100 мг/литр из очистных РВС через сливной стояк отводится в аварийный РВС. Для ускорения процесса разделения эмульсии на нефть и воду производится подача деэмульгатора в газо-водонефтяную эмульсию на входе УПСВ дозировочными насосами блока реагента.

В настоящее время широко эксплуатируются УПСВ с аппаратами типа «Хитер-Тритер», в которых процессы нагрева и разделения эмульсии используется часть попутного нефтяного газа, выделяющегося в самом аппарате.

На УПН, предварительно подготовленная на УПСВ, нефть после первичного подогрева в печи I ступени и разгазированная в сепараторе I ступени поступает в отстойники, где происходит дальнейшее разделение эмульсии на нефть и воду. Нефть из отстойников после подогрева в печи II ступени и разгазированная в сепараторе II ступени поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание нефти до остаточного содержания воды не более 1%. Из электродегидратров нефть через сепараторы-буферы поступает в товарные РВС, откуда насосами внешней перекачки откачивается на коммерческий узел учета нефти.

Выделившийся в отстойниках и электродегидраторах, подтоварная вода поступает в очистные РВС, где происходит отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде. Подготовленная вода из очистных РВС насосами подтоварной станции (КНС) системы поддержания пластового давления. Нефтяная пленка из очистных РВС через сливной стояк насосами внутренней перекачки подается на вход УПН. Для ускорения процесса отделения нефти от подтоварной воды производится подача деэмульгатора на входе УПН дозировочными насосами блока реагента.

25

 

Предварительного подготовленная нефть по системе напорных трубопроводов поступает на товарные парки, где на установках подготовки нефти (УПН) проходит ступенчатую подготовку до товарной кондиции. Товарная нефть по системе трубопроводов поступает на коммерческие узлы учета объединенной измерительной системы Федоровской концевой сепарационной установки (КСУ), где осуществляется прием – сдача нефти в систему трубопроводного транспорта нефти акционерной компании (АК) «Транснефть», и транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы.

 

 

2.8 Отложения парафина, солей и гидратов в системах и борьба с ними

 

Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы удаления солевых отложений. Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубах − применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически задавливают в пласт или закачивают в затрубное пространство добывающих скважин.

Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов и, в крайнем случае, разбуривают долотом. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже создают непрерывную циркуляцию. Затем закачивают солянокислотный раствор и промывают водой.

Отложение песка и борьба с песчаными пробками осуществляется при помощи песочных якорей, фильтров (проволочных).

Для борьбы с отложениями парафинов, солей и гидратов применяются два вида обработок, это тепловая и химическая.

К тепловым методам обработки относятся: обработка трубопроводов при помощи ППУА (Передвижной парогенераторной установки), а для нагрева нефти – агрегат депарафинизации передвижной типа 1АДП-4-150. А также электротепловая обработка скважин. Электротепловая обработка скважин осуществляется при помощи электронагревателей, спускаемых в скважину на кабеле-тросе.

К химическим методам обработки относятся применение различного рода реагентов которые предотвращают выпадение из перекачиваемого продукта парафинов и солей.

Для защиты нефтегазопроводов от коррозии имеется возможность подачи ингибитора от коррозии с помощью дозировочных насосов.

Все реагенты – деэмульгаторы в концентрированном виде вводится с помощью дозировочных насосов, установленных в блоке БР–25.

 

26

 

Диэмульгатор подается на входе в установку, перед первой ступенью сепарации, в два сырьевых трубопровода, при работе установки предварительного сброса пластовой воды.

Удельный расход ингибитора коррозии – 50 г/м жидкости, удельный расход деэмульгатора – 20 – 50 г/т нефти.

Удельный расход реагентов: ингибитор коррозии – 11 л/час (постоянная дозировка), бактерицид – 9 л/час (постоянная дозировка), деэмульгаторов типа Дисольвен V-2830 не более 15 г/т нефти.

В технологических процессах добычи и транспортировки нефти и асфальтосмолопарафиноотложения (АСПО) – это часть массы асфальтосмолистых и (или) парафинистых нефтей. Эта масса выделяется их нефти под влиянием таких внешних факторов как снижение температуры (по трубопроводу, стволу скважины) и давления, и собирается на поверхности труб (в скважинах), подземного оборудования, породы в призабойной зоне пласта.

Для повышения эффективности транспортировки и добычи нефти и водонефтяных эмульсий необходимо:

• предотвратить образование АСПО и их сорбцию на поверхности труб;
• уменьшить реальную шероховатость труб и т.д.

В практике добычи и транспортировки нефти широко применяются различные методы предотвращения образования АСПО, а также удаления образовавшихся отложений с поверхностей нефтяного оборудования и призабойной зоны пласта – механические, химико-механические, термические, физические, химические, физико-химические и их различные комбинации.

Помимо этого применяется установка «Непрерывная труба» позволяющая производить технологические операции без глушения скважины.

 

 

2.9 Повышение эффективности использования эксплутационного фонда скважин в ЦДНГ-6

 

Межремонтный период работы скважины (МРП), характеризует продолжительность работы скважины за определенный период времени до очередного ремонта.

Для этого, чтобы увеличить МРП скважины, необходимо осуществлять комплекс определенных мероприятий, а именно:

  

27

 

    1) проводить обучение нефтепромысловых  работников с целью повышения их технических знаний и практических навыков при работе с насосным оборудованием.

    2) плановая проверка соблюдения  технологии эксплуатации и ремонта  скважин.

    3) соблюдение требований «Технологического регламента на производ-ство работ по ремонту и эксплуатации скважин» в бригадах КРС, ПРС, добычи нефти и газа.

    4) продолжить внедрение в производство  протекторов для защиты кабеля от механических повреждений.

    5) организовать поставку только тестированных насосов, также перевозить погружное оборудование только на оборудованной спецтехнике.

    6) необходимо использование частотного  преобразователя «Электроспид» для вывода на режимную работу и исследование нестабильно работающего фонда скважин.

 

 

2.10 Монтаж трубопроводов, контроль  качества

 

Все промысловые трубопроводы подразделяются на 4 категории в зависимости от назначения, рабочего давления, газового фактора, скорости коррозии.

Трубопроводы I, II и III категорий относятся к ответственным трубопроводам, поэтому с началом эксплуатации осуществляется визуальный и инструментальный контроль за их состоянием с ведением паспорта трубопровода. В паспорт вносятся результаты осмотров и ревизий, замеров толщины стенок, описание работ по ремонту ликвидации аварий или отказов.

На каждый отказ (порыв) трубопровода оформляется акт технического расследования, который утверждается главным инженером НГДУ. В акте обязательно указываются ГОСТ (ТУ), марка стали трубы (по данным сертификата в исполнительной документации и паспорта трубопровода).

Трубопроводы от скважины до АГЗУ относятся к трубам III категории, а от АГЗУ – к I и II категориям (по условиям прокладки в труднодоступной местности).

При величине рабочего давления более 25 атм (по данным рабочего чертежа) для строительства выкидных линий не допускается применять трубы сварные по ГОСТ 10704 и 10705 и трубы горячекатаные ГОСТ 8731, 8732 – без исполнения заводами особых требований к заготовке по геометрии, вязкости, требованию к испытанию (заводы должны испытать каждую трубу). С этим можно ознакомиться в примечаниях – на рабочих чертежах и по прилагаемым строителями сертификатам на трубы в исполнительной документации.

 

 

 

28

 

Указанные выше ГОСТы в обычном исполнении предназначены для работ общего назначения: для объектов коммунального хозяйства и в промышленности – при открытой прокладке по стенам, колоннам и так далее. Они не соответствуют требованиям коррозионной стойкости по правилам ТБ в нефтяной и газовой промышленности, РД 39-132-94 – без особых условий эксплуатации.