Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Ремонт — нагнетательная скважина
Ремонт нагнетательных скважин объединяет виды работ связанных с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта закачки на другой, работы по восстановлению герметичности цементного кольца и эксплуатационной колонны, увеличению толщины эксплуатируемого интервала, воздействию на призабойную зону пласта зарез-ке нового ствола и другие. [1]
При ремонте нагнетательных скважин , где работы по глушению нередко сопровождаются изливом на поверхность, почва сильно загрязняется минерализованными жидкостями. [2]
Основная отличительная особенность ремонта нагнетательных скважин — высокое пластовое давление в районе скважины, превышающее гидростатическое. [3]
Уделено значительное внимание вопросам освоения и ремонта нагнетательных скважин , которые для многих месторождений являются весьма актуальными. [4]
Трубы, применяющиеся при эксплуатации и ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин , изготавливаются в соответствии с действующей нормативно-технической документацией. [6]
Как было отмечено ранее, за счет ускорения времени ремонта нагнетательных скважин по новой технологии по сравнению с ремонтом по обычной технологии, обеспечивается получение дополнительной закачки воды в нагнетательные скважины, освоенные после капитального ремонта. [7]
Ниже рассматриваются технологические схемы компоновки подземного оборудования при освоении, эксплуатации и ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин , по которым оценивается возможность применения канатной техники. [8]
В ней представлены все главные результаты по исследованным добывающим скважинам 1298, 1321, 1367, 1368, 1369 и 1383: их динамические уровни жидкости до ремонта нагнетательных скважин 305 и 307 ( в июне) и спустя 5 мес после ремонта нагнетательных скважин ( в ноябре-декабре); их статистические уровни жидкости ( в ноябре-декабре) и соответственно депрессии; их дебиты нефти перед исследованием и соответствующие этим дебитам коэффициенты продуктивности по нефти; далее представлены установленные при исследовании возможные увеличения коэффициентов продуктивности, принятые увеличения коэффициентов продуктивности и возможные при депрессии 50 ат дебиты нефти. [9]
С — внутренняя цена реализации нефти ( без НДС и акциза), руб / т, qfi — суточный объем очистки сточной воды, тыс. м / сут, равный QB / 365; RI — число ремонтов нагнетательной скважины до внедрения; R2 — число ремонтов нагнетательной скважины после внедрения. [10]
С — внутренняя цена реализации нефти ( без НДС и акциза), руб / т, д — суточный объем очистки сточной воды, тыс. м / сут, равный QB / 365; RI — число ремонтов нагнетательной скважины до внедрения; R2 — число ремонтов нагнетательной скважины после внедрения. Примечание: коэффициенты К, К2, К3, К4 определяются геологическими службами и могут иметь другие значения. [11]
В ней представлены все главные результаты по исследованным добывающим скважинам 1298, 1321, 1367, 1368, 1369 и 1383: их динамические уровни жидкости до ремонта нагнетательных скважин 305 и 307 ( в июне) и спустя 5 мес после ремонта нагнетательных скважин ( в ноябре-декабре); их статистические уровни жидкости ( в ноябре-декабре) и соответственно депрессии; их дебиты нефти перед исследованием и соответствующие этим дебитам коэффициенты продуктивности по нефти; далее представлены установленные при исследовании возможные увеличения коэффициентов продуктивности, принятые увеличения коэффициентов продуктивности и возможные при депрессии 50 ат дебиты нефти. [12]
С — внутренняя цена реализации нефти ( без НДС и акциза), руб / т, qfi — суточный объем очистки сточной воды, тыс. м / сут, равный QB / 365; RI — число ремонтов нагнетательной скважины до внедрения; R2 — число ремонтов нагнетательной скважины после внедрения. [13]
С — внутренняя цена реализации нефти ( без НДС и акциза), руб / т, д — суточный объем очистки сточной воды, тыс. м / сут, равный QB / 365; RI — число ремонтов нагнетательной скважины до внедрения; R2 — число ремонтов нагнетательной скважины после внедрения. Примечание: коэффициенты К, К2, К3, К4 определяются геологическими службами и могут иметь другие значения. [14]
Разработка и внедрение герматизированных аппаратов по очистке сточных вод для предотвращения вредных выбросов в окружающую среду, например, аппаратов АОСВ 2 / 2 производительностью 3000 м / сут, позволит снизить содержание твердых взвешенных частиц и нефти в сбрасываемой воде до ( 20 — 30) мг / л и даст экономический эффект за счет сокращения объемов нефти, сбрасываемой со сточной водой в пласты, уменьшит число ремонтов нагнетательных скважин и предотвратит попадание нефти в почву при порывах нефтепроводов. [15]
Источник
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Ремонт нагнетательных скважин
Необходимость проведения ремонта нагнетательной скважины определяется геологической и технологической службами цеха ППД по результатам исследований.
Необходимость ремонта наземного оборудования определяется мастером ЦППД и подтверждается начальником цеха. Ремонт нагнетательных скважин выполняется бригадами ПРС и КРС.
Бригада подземного (текущего) ремонта скважин производит смену запорной арматуры, а бригада капитального ремонта производит ремонтно-изоляционные работы, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение различного рода аварий, ввод скважин в эксплуатацию и работы по увеличению приемистости скважин.
Ремонт нагнетательных скважин производится на основании плана работ, где указывается вид ремонта, порядок глушения скважины и выполнения работ, спускаемое оборудование и т.д. Предварительно скважина должна быть подготовлена к ремонту.
Подготовка скважин к ремонту входит в обязанности оператора по поддержанию пластового давления, при этом должен быть выполнен следующий объем работ:
— проверяются подъездные пути к скважине, при необходимости производится отсыпка дороги;
— подготавливается (планируется) площадка для ремонтной бригады, в зимнее время очищается с помощью спецтехники от снега. Размер площадки должен быть не менее 40х40м.
— подготавливается нагнетательная арматура скважины. Фланцевые соединения на нагнетательной арматуре должны иметь полный комплект крепежа, задвижки и вентили высокого давления должны быть исправными, не допускаются пропуски рабочего агента через фланцевые соединения.
— закрывается секущая и трубная задвижки нагнетательной арматуры, давление в нагнетательной линии скважины стравливается до атмосферного.
Источник
ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТЫ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН
ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТЫ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН
Общие понятия о ремонте скважин
Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п.
В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.
Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидация обрыва штанг, замена скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.
Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.
Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.
Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважин от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.
Коэффициент эксплуатации скважин — отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.
Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94¸0,98, т.е. от 2 до 6% общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.
Текущий ремонт делает предприятие по добыче нефти и газа. Организация вахтовая — 3 чел.: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.
Капитальный ремонт выполняют конторы капитального ремонта, входящие в НГДУ.
Установки и агрегаты для подземного и капитального ремонта и освоения скважин
При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.
Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.
Оборудование для промывки скважин
В скважинах, через которые эксплуатируются нефтяные горизонты, сложенные рыхлыми песками, мощность песчаных пробок достигает 200¸400 м. Приток нефти снижается и может прекратиться.
Ликвидацию песчаных пробок проводят промывкой скважин водой, различными жидкостями, газожидкостными смесями, пенами, продувкой воздухом, очисткой скважины с помощью струйного насоса, желонки или гидробура [5].
Установки насосные
При проведении различных технологических операций в нефтяных и газовых скважинах, включая цементирование, гидравлический разрыв пластов, кислотную обработку, промывку песчаных пробок и другие промывочно‑продавочные работы, применяются насосные установки, которые обеспечивают выполнение вышеперечисленных работ.
Агрегат насосный цементировочный АНД 320 (рис. 29) (АНД 320У) предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.
Рис. 29. Агрегат насосный цементировочный АНД 320
Агрегат АНЦ 320 дополнительно оборудован устройством для подогрева гидравлической части насоса НЦ 320, коллектором для обеспечения одновременной работы нескольких агрегатов, комплектом ЗИП, различными приспособлениями.
Технические характеристики агрегата АНЦ 320
Монтажная база шасси автомобиля КрАЗ,
предельное давление нагнетания, МПа 40
наибольшая идеальная подача, дм 3 /с 26
Мощность, кВт, не более 32
Центробежный насос ЦНС 38-154:
подача, дм 3 /с 10,5
давление, МПа 1,54
Вместимость, м 3
бачка для цементного раствора 0,25
Условный диаметр, мм:
приемной линии цементировочного и
центробежного насосов 100
напорной линии цементировочного и
центробежного насосов 50
Габаритные размеры агрегата АНЦ 320,
мм, не более 10150´2700´3225
Масса агрегата полная, кг 16000
Агрегат АНЦ 320 является улучшенным агрегатом Грозненского ЦА-320.
Агрегат наносный продавочный АНП 320 (АНП 320У) предназначен для нагнетания различных жидких сред в скважины в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах.
Технические характеристики агрегата АНП 320
Монтажная база шасси автомобиля КрАЗ-250
Полезная мощность, кВт 108
Предельное давление нагнетания, МПа 40
Наибольшая идеальная подача, дм 3 /с 26
Габаритные размеры агрегата, мм, не более 10150´2700´3225
Масса агрегата, кг:
Установка, насосная УНК предназначена для нагнетания неагрессивных жидких сред в скважины в процессе их текущего и капитального ремонта.
Техническая характеристика УНК
Монтажная база шасси автомобиля повышенной
проходимости КамАЗ- 43101
Наибольшее давление нагнетания, МПа 23
Наибольшая идеальная подача, дм3/с 15,35
Агрегат промывочный ПА-80 (ПА-80-01) предназначен для закачки промывочной жидкости в скважины при геологоразведочном, структурно-поисковом бурении и перекачки жидкости.
Монтажная база шасси автомобиля
Предельное давление, МПа 12
Наибольшая объёмная подача, л/с 10,8
Насосные установки УН1-100´200, УНТ1-100´250, УНБ1- 100´250, УНБ1Р‑100´250 предназначены для нагнетания различных жидких сред в скважины в процессе текущего и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно- продавочных работ.
Насосная установка УНТ1-100´250 (рис. 30) смонтирована на базе трактора Т‑130МГ, состоит из насоса, коробки отбора мощности, коробки передач, цепного редуктора, манифольда, вспомогательного трубопровода, системы управления, обогрева и продувки. Привод насоса от тягового двигателя через коробку отбора мощности, карданные валы, четырехскоростную коробку передач и цепной редуктор.
Рис. 30. Насосная установка УНТ 1-100´250:
1 – гусеничная транспортная база трактора Т-130МГ; 2 – обогрев; 3 – продувка; 4 – насос; 5 ‑ манифольд; 6 – цепной редуктор
Насосная установка УНБ1Р-100´250 на раме состоит из силового агрегата, трансмиссии, насоса, манифольда, вспомогательного трубопровода, мерного, бака, системы управления, электрооборудования и кабины оператора. Привод насоса — от дизельного двигателя через коробку передач.
Во всех установках насос — трехплунжерный горизонтальный одностороннего действия.
Насосные установки УН1-100´200 и УНБ1-100´250 (рис. 31) состоят из насоса, коробки отбора мощности, карданного вала, манифольда и вспомогательного трубопровода.
Рис. 31. Насосная установка УНБ1-100´250:
1 – шасси автомобиля УРАЛ-4320; 2 – мерный бак; 3 – насос Н5-160; 4 – манифольд; 5 ‑ вспомогательный трубопровод; 6 – рама
Привод насоса от тягового двигателя автомобиля через односкоростную коробку отбора мощности и карданный вал.
Установка насосная передвижная УНБ-160´32 предназначена для нагнетания различных жидких сред при цементировании, освоении и капитальном ремонте скважин, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтегазоперерабатыващей промышленности и других отраслях в условиях умеренного и холодного микроклиматических районов.
Техническая характеристика установки УНБ-160´32
Автомобильное шасси КраЗ-250
Насос высокого давления 9ТМ
Полезная мощность, кВт 108
Наибольшее давление нагнетания, МПа 32
Наибольшая идеальная подача, дм 3 /с 26
Вместимость мерного бака, м 3 6
Габаритные размеры, мм 10150 ´ 2700 ´ 3225
Масса установки полная, кг 16000
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ.
Унифицированная схема нефтегазосбора приведена в приложении 1.
Трубопроводы.
Трубы при добыче применяются для крепления стволов скважин и для образования каналов внутри скважин, подвески оборудования в скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла.
Основные группы труб: 1 — насосно-компрессорные (НКТ); 2 — обсадные; 3 ‑ бурильные; 4 — для нефтепромысловых коммуникаций.
Насосно-компрессорные трубы. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по НКТ, которые применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.
Насосно-компрессорные трубы используются также для различных технологических процессов (например, для солянокислых обработок пластов, разбуривания цементных пробок и т.д.).
В табл. 15 представлены основные размеры НКТ, предусмотренные существующими стандартами.
| Условный диаметр трубы, мм | 27 | 33 | 42 | 48 | 60 | 73 | 89 | 102 | 114 |
| Толщина стенки, мм | 3 | 3,5 | 3,5 | 4,0 | 5,0 | 6,5¸7,0 | 8,0 | 6,5 | 7,0 |
Отечественная промышленность выпускает НКТ диаметром 60, 73, 89, 114 мм и муфты к ним из стали группы прочности Д, К и Е, механические свойства которых приведены в табл. 16.
Группа прочности стали
Обсадные трубы служат для крепления ствола скважины. По ГОСТ 632-80 отечественные обсадные трубы выпускаются следующих диаметров и толщины (см. табл. 17).
| Æ, мм | 114 | 127 | 140 | 146 | 168 | 178 | 194 | 219 | 245 |
| d, мм | 5,2¸10,2 | 5,6¸10,2 | 6,2¸10,5 | 6,5¸9,5 | 7,3¸12,2 | 5,9¸15,0 | 5,2¸10,2 | 7,6¸15,1 | 7,9¸15,9 |
| 273 | 299 | 324 | 340 | 351 | 377 | 406 | 426 | 473 | 508 |
| 7,1¸16,5 | 8,5¸14,8 | 8,5¸14,8 | 8,4¸15,4 | 9,0¸12,0 | 9,0¸12,0 | 9,5¸16,7 | 10,0¸12,0 | 11,1¸16,1 | 11,1¸16,1 |
Группа прочности стали Д, К, Е, Л, М, Т. Трубы маркируются клеймением и краской. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют.
Обсадные трубы могут применяться вместо НКТ, например, при отборе 5000¸7000 м 3 /сут. воды из скважин большого диаметра. Иногда для этого используют бурильные трубы.
Бурильные трубы приспособлены к длительному свинчиванию-раэвинчиванию. Промышленность выпускает бурильные трубы длиной 6±0,6; 8±0,6; 11,5±0,9 м, наружным диаметром 60, 73, 89, 102 мм. Трубы диаметром 114, 127, 140 и 168 мм выпускают длиной 11,5±0,9 м.
Бурильные трубы изготавливаются из той же стали, что и обсадные. Для уменьшения веса бурильной колонны применяют алюминиевые бурильные трубы (АБТ), изготавливаемые из сплава Д16. Применяются колонны гибких труб с наружным диаметром 2 7 /8” для бурения забойными двигателями.
Для нефтепромысловых коммуникаций используются электросварные, горячекатанные стальные трубы, пригодные по прочности и гидравлическому сопротивлению:
трубы стальные бесшовные, горячедеформированные — ГОСТ 8732-78, наружным диаметром от 20 до 550 мм, с толщиной стенок от 2,5 мм и более сталь 10; 10Г 2; 20, 12ХН 2А и др.);
трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов – ГОСТ 20295‑85, диаметром от 159 до 820 мм (сталь К34, К50, К60 и др.);
отремонтированные трубы нефтяного сортамента (НКТ, обсадные, бурильные);
для выкидных линий могут применяться гибкие непрерывные колонны труб диаметром до 2 7 /8”.
Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для транспортировки продукции скважин от их устья до сдачи товарно-транспортным организациям, а также для перемещения ее в технологических установках, а трубопроводы системы ППД — для подачи сточных вод от УПВ до нагнетательных скважин. Выкидные линии, нефте- и газосборные коллекторы являются частью общей системы сбора и их общая протяженность достигает сотен километров только лишь по одному промыслу.
Трубопроводы классифицируются по следующим признакам.
По назначению: а) выкидные линии, транспортирующие продукцию скважины от ее устья до групповой замерной установки; б) нефтегазосборные коллекторы, расположенные от АГЗУ до ДНС; в) нефтесборные коллекторы, расположенные от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС); г) газосборные коллекторы, транспортирующие газ от пункта сепарации до компрессорной станции, обычно расположенной рядом с ЦПС.
По величине напора: а) высоконапорные (до 6,27 МПа); б) средненапорные (до 1,55 МПа); в) низконапорные (до 0,588 МПа) и г) безнапорные (самотечные).
По типу укладки: а) подземные; б) наземные; в) подвесные; г) подводные.
По гидравлической схеме: а) простые, не имеющие ответвлений; б) сложные, имеющие ответвления, к которым относятся также замкнутые (кольцевые) трубопроводы.
По характеру заполнения сечения: а) трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью и б) трубопроводы с неполным заполнением сечения.
Полное заполнение сечения трубы жидкостью обычно бывает в напорных трубопроводах, а неполное заполнение может быть как в напорных, так и в безнапорных трубопроводах. С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают нефтепроводы, транспортирующих товарную нефть, т.е. без газа, и реже — выкидные линии, где имеет место высокое давление. Нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным заполнением сечения трубы нефтью, т.е. верхняя часть сечения коллектора занята газом, выделившимся в процессе движения нефти.
Трубопроводы, по которым подается вода в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления, подразделяются на следующие категории: подводящие, прокладываемые от УПВ до кустовых насосных станций (КНС); разводящие, прокладываемые от КНС до нагнетательных скважин.
Для нефтепромысловых коммуникаций используются трубы: стальные (сварные, горячекатанные, прерывные и на барабанах), комбинированные (футерованные, металло-пластмассовые), полимерные (стеклопластиковые и др.).
Диаметры всех трубопроводов определяются гидравлическими расчетами.
Трубопроводы проектируются и изготавливаются в соответствии с правилами, установленными Госгортехнадзором. Исключение составляют трубопроводы для пара, эксплуатируемые с Рабс -6 1/°C);
E — модуль упругости металла, равный 2,1×10 -5 МПа;
Dt — температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании.
Толщину труб следует принимать не менее 1/140 величины наружного диаметра труб и не менее 4 мм. Расчетная толщина стенки округляется в большую сторону до ближайшей в сортаменте труб.
Нефтяные нагреватели и печи
Нефтяные резервуары
Нефтяные резервуары (емкости) предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и поворотной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называют резервуарным парком.
Согласно СНиП объем сырьевых резервуаров должен быть не менее пятикратного суточного объема добычи нефти, а товарных резервуаров — двухратного. На промыслах используют в основном стальные цилиндрические резервуары вместимостью 100¸20000 м 3 и реже железобетонные подземные резервуары вместимостью до 100000 м 3 .
Нефтяные, резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, полуподземном и подземном исполнении.
Стальные резервуары сооружают с постоянной или переменной толщиной стенок корпуса. В зависимости от объема и высоты резервуара их изготовляют из листовой стали толщиной от 4 до 10 мм. По технологическим условиям (сварка) листовая сталь толщиной менее 4 мм не может применяться, если даже расчетная толщина стенки получается меньше.
При сооружении корпуса резервуара стальные пояса могут располагаться тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык.
Стенки вертикальных цилиндрических резервуаров при отсутствии избыточного давления над поверхностью жидкости испытывают давление, зависящее от высоты столба уровня жидкости до рассматриваемого пояса резервуара. Например, на глубине h стенки испытывают внутреннее давление Р, равное:
.
Толщину стенки определяют из уравнения:
,
h — высота резервуара, мм; r — плотность жидкости, кг/м 3 ; g — ускорение силы тяжести, м/с 2 ; D — диаметр резервуара; sдоп — допустимое напряжение на растяжение.
Толщину листовой стали днищ резервуаров не рассчитывают и принимают обычно не более 5 мм, так как гидростатическое давление воспринимается фундаментом.
Крышки резервуаров изготовляют из листовой стали толщиной не более 2,5мм и бывают: конические, сферические, плоские.
На нефтяных месторождениях применяют чаще всего резервуары с плоскими крышками.
Крыши резервуаров располагаются на строительных перекрытиях (фермах), которые могут опираться как на промежуточные колонны внутри резервуара, так и непосредственно на его стенки.
Оборудование стальных резервуаров и их конструктивные схемы должны обеспечивать их правильную и безопасную эксплуатацию, в частности: 1) накопление и опорожнение резервуаров; 2) замер уровня нефти; 3) отбор проб нефти; 4) зачистку и ремонт резервуаров; 5) отстой нефти и удаление подтоварной воды; 6) поддержание давления в резервуаре в безопасных пределах.
На нефтяных резервуарах монтируется оборудование представленное на рис. 72.
Рис. 72. Схема расположения оборудования на стальном резервуаре:
1 – приемо-раздаточные патрубки; 2 – захлопка для принудительного закрытия; 3 – приемная труба; 4— замерной люк; 5 – световой люк; 6 – люк-лаз; 7 – сифон; 8 – дыхательный клапан; 9 ‑ гидравлический предохранительный клапан
Диаметры приёмо-раздаточных патрубков определяются заданной производительностью перекачиваемой нефти и колеблются в пределах 150¸700 мм. Скорость движения жидкости в них, в пределах 0,5¸2,5 м/с в зависимости от вязкости нефти.
Захлопка 2 устанавливается для предотвращения утечек нефти из резервуаров при неисправности задвижек.
Подъёмная труба 3 монтируется внутри резервуара и предназначена для отбора нефти с требуемой высоты.
Замерный люк 4 служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.
Замерный люк устанавливается на патрубке, вваренном вертикально в крышу резервуара. Крышка замерного люка герметично закрывается посредством прокладки и нажимного, откидного болта. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом.
Колодка изготовляется из меди или алюминия, чтобы предотвратить искрообразование.
Световой люк 5 — для проникновения света и проветривания перед зачисткой, ремонтом. Люк-лаз для проникновения людей, при ремонте, очистке, а также освещения и проветривания. Водоспускное приспособление сифонного типа предназначается для отбора пластовой воды.
Высота колена сифона hc определяется расчетом в зависимости от выбранного соотношения высот столбов воды hв и нефти hн в резервуаре по формуле:
,
откуда 
.
Дыхательный клапан 8 автоматически сообщает газовое пространство резервуара с атмосферой в тот момент, когда в резервуаре создается предельно допустимое давление или вакуум в результате изменения температуры, а также при наполнении и опорожнении резервуара. Дыхательные клапаны рассчитаны на избыточное давление и вакуум в газовом пространстве резервуара Ризб=20 мм вод. ст. При таком избыточном давлении масса кровли резервуара, изготовленной из листовой стали толщиной 2,5 мм, уравновешивается силой избыточного давления на неё. Масса 1 м 2 крыши составляет 20 кг и, следовательно, крыша не будет испытывать напряжения, если давление изнутри не будет превышать давления, создаваемого массой крыши (рис. 73).
При повышении давления изнутри резервуара клапан 2 поднимается и сбрасывает в атмосферу излишний газ, а при понижении давления внутри резервуара открывается клапан 1 и в резервуар поступает воздух.
Во избежание коррозии корпус клапана и седло изготовляют из алюминиевого сплава. Размер дыхательных клапанов выбирают в зависимости от их допустимой пропускной способности.
Рис. 73. Функциональная схема дыхательного клапана:
1 – клапан вакуума; 2 – клапан давления; 3 – фланец для установки клапана на огневом предохранителе
Дыхательный клапан является ответственным элементом оборудования резервуара, в связи, с чем исправному состоянию клапанов и правильной эксплуатации их должно уделяться особое внимание. В зимнее время дыхательные клапаны часто выходят из строя, так как при прохождении влажных паров нефти через клапан влага, конденсируясь на тарелках и седлах, приводит к их взаимному примерзанию. Этот недостаток устраняется путем изоляции смерзающихся поверхностей клапана фторопластом, имеющим большую механическую прочность при низких температурах и высокую химическую стойкость.
Гидравлический предохранительный клапан 9 предназначается для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве резервуара при отказе в работе дыхательного клапана, а также при недостаточном сечении дыхательного клапана для быстрого пропуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны рассчитаны на несколько большее давление и вакуум, чем дыхательный клапан: на избыточное давление 60 мм вод. ст. и разряжения 40 мм вод. ст. Его функциональная схема приведена на рис. 75.
Рис. 74. Функциональная схема гидравлического предохранительного клапана
Предохранительный клапан заливают незамерзающими, неиспаряющимися и маловязкими жидкостями — раствором глицерина, этиленгликолем и др. образующими гидравлический затвор, через который происходит барботаж из резервуара излишней смеси газа с воздухом или «вдох» в резервуар.
В случаях резкого повышения давления в резервуаре может произойти выброс жидкости из клапана в кольцевой канал, обратно из него жидкость стекает через отверстия в стенке кармана. Огневые предохранители устанавливаются на резервуарах в комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами и предназначаются для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный клапан.
Принцип действия огневых предохранителей заключается в том, что пламя, попадая в огневой предохранитель, проходит через систему клапанов малого сечения, в результате чего дробится на отдельные мелкие потоки; поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает отдача тепла стенкам каналов, и пламя затухает.
Основной деталью огневых предохранителей является спиральная ленточная кассета цилиндрической формы, изготовленная из цветных металлов и помещенная в корпус предохранителя.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические (рис. 75) предназначены для хранения нефти, нефтепродуктов с понтоном и без понтона.
Рис. 75. Резервуар стальной вертикальныйИзготовитель: Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций.\Таблица 29
Резервуары стальные вертикальные
Номинал. объем, м 3
Геометр. характеристики, мм
Общая масса справочн., т
Расчетная температура -40°С и выше
Расчетная температура -40°С до -65°С
ЛИТЕРАТУРА
1. Бухаленко Е.И. и др. Техника и технология промывки скважин.- М.: Недра, 1982.- 197 с.
2. Молчанов А.Г., Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы.- М.: Недра, 1976.- 328 с.
3. Справочник мастера по добыче нефти. Баку.- Азнефтеиздат, 1952.- 424 с.
4. Акулышин А.Н. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1889 г. 480 с.
5. Оборудование и инструменты для ремонта нефтяных скважин. Крец В.Г., Шмурыгин В.А. и др.- Томск: Изд. ТПУ, 1996. 72 с.
6. Ишмурзин А. А. Машины и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды.- Уфа: Изд. Уфимск. Нефт. ин-та, 1981.- 90 с.
7. Нефтепромысловое оборудование. Комплект Каталогов. Крец В.Г., Кольцов В.А., Лукьянов В.Г., Саруев Л.А. и др.- Томск: Изд. ТПУ, 1997.-822 С.
8. Крец В.Г. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых местрождений. Уч. пособ. Томск: Изд. ТПУ, 1992.- 112 с.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Рис. 77. Унифицированная технологическая схема комплекса сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающего района:
1 – скважина; 2 – автоматизированная групповая замерная установка; 3 – блок подачи деэмульгатора; 4 – сепаратор I ступени; 5 – отстойник предварительного сброса воды; 6 – печь для нагрева эмульсии; 7 – каплеобразователь; 8 – отстойник глубокого обезвоживания и II ступени сепарации; 9 – смеситель для ввода пресной воды; 10 – электродегидратор для обессоливания; 11 ‑ сепаратор III (горячей) ступени сепарации; 12 – резервуар товарной нефти; 13; 16; 19 – насос; 14 – автомат по измерению количества и определению качества товарной нефти; 15 – резервуар некондиционной нефти; 17 – блок очистки воды; 18 – резервуар очищенной воды; 20 – блок дегазатора воды с насосом; 21 – узел замера расхода воды; 22 – блок приема и откачки уловленной нефти; 23 – емкость-шламонакопитель; 24 – блок приема и откачки стоков; 25 ‑ мультигидроциклон для отделения от стоячей (дождевой) воды механических примесей;
I — товарный нефтяной газ; II — товарная нефть; III — очищенная вода на КНС; IV – пресная вода; V ‑ промысловые ливневые стоки; VI — газ на свечу.
Узлы — установки: ГЗУ — замера продукции скважин;
УПГ — подготовки газа;
УПН — подготовки нефти;
УПВ — подготовки воды;
УПШ — подготовки шлама или механических примесей.
ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТЫ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН
Источник