Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 [ 42 ] 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67

Обмер резервуара

Перед введением резервуарного парка в эксплуатацию складские резервуары обмеряют. Это значит, что замеряют каждый резервуар и рассчитывают количество нефти, которое может содержаться на каждом уровне резервуара. Емкость в баррелях, в зависимости от уровня жидкости в резервуаре, сводится в таблицы, которые называются таблицами вместимости резервуара.

Измерения

Когда газ проходит через нефтегазовый сепаратор, он измеряется диафрагменным расходомером. Сырая нефть течет отдельно в один из резервуаров, где техник замеряет ее уровень. Чтобы измерить уровень нефти в резервуаре, замерщик опускает в него стальную ленту со свинцовым грузилом на конце, пока она не коснется дна. Затем ленту вытаскивают и по верхней точке, смоченной нефтью, определяют уровень или высоту нефти в резервуаре. Сличая полученное значение с таблицей вместимости, замерщик может определить объем нефти (или нефти с водой) в баррелях.

Еще одно измерительное устройство - автоматический резервуарный уровнемер. Это приспособление представляет собой стальной тросик в кожухе с поплавком на конце, лежащим на поверхности нефти в резервуаре. Тросик выведен через верх резервуара и спущен вниз в кожух с окном. Тросик размечен так, чтобы показывать уровень нефти в резервуаре, который можно считать через окно.

Окончательный замер складского резервуара проводится приемщиком трубопровода перед спуском нефти из резервуара в трубопровод. Промысловый техник контролирует замеры и проверки нефти приемщиком трубопровода, чтобы убедиться, что замеры точны. При прохождении по трубопроводу измеряются объем сырой нефти, содержание водогрязевого отстоя, температура и плотность по API. Результаты этих измерений вносятся в

накладную, указывающую количество и качество сданной нефти, которую подписывают обе стороны.

Автоматическая отгрузка нефти

Установка автоматической отгрузки нефти (Lease automatic custody transfer, LACT) представляет собой дозатор, отмеряющий нефть для продажи и перекачки в трубопровод. Она заменяет большую часть работы замерщика; тем не менее замерщик должен периодически калибровать приборы и проводить техническое обслуживание.

Кроме установок LACT для контроля и наблюдения за добычей широко применяются другие электронные устройства: системы автоматического контроля скважины, системы надежности, сенсоры, таймеры и сигнальные устройства. При должной настройке и обслуживании автоматические системы могут увеличить производительность наземного оборудования.

Нагнетательный насос

Резервуар

Нагнетательная скважина

лев [аторы

Горизонтальный сепаратор

Газовая\- скважина / Выкидные / трубопроводы , с нефтяных У скважин Л

Вертикальные сепараторы

Газовый счетчик

Циркуляционный насос

Товарный природный газ

Сырая нефть в трубопровод

Промежуточный резервуар

Установка улавливания паров

Рис. 11.7. Общая технологическая схема промысла

Глава XII

ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ

Из всех возможных осложнений, которые могут возникнуть при добыче нефти, особо выделяются три: отказ оборудования, проблемы со скважиной и утилизация соленой воды. Иногда эти проблемы могут потребовать капитального ремонта скважины. Рассмотрим эти типичные сбои в добыче более подробно.

Отказ оборудования

Отказ оборудования - пожалуй, наиболее часто встречающийся вид осложнений при добыче. Например, в насосной скважине может обломиться штанга, что потребует доставки к скважине специального оборудования, которое называется сервисной или подъемной установкой, чтобы вытащить штангу из скважины и снова начать добычу из нее (рис. 12.1). Подъемная установка обычно монтируется на грузовике - или, если это очень большая установка для глубоких скважин, на трейлере - и обслуживается собственной бригадой. Если над скважиной нет вышки, - а над большинством современных скважин их нет, - установка будет состоять из мачты и лебедки для извлечения оборудования из скважины.

Другая типичная проблема при добыче - отказ глубинного насоса, вызванный чаще всего физическим из-

Рис. 12.1. Сервисная или подъемная установка, извлекающая обломленную штангу из скважины

носом одной или нескольких подвижных деталей насоса. Если это случается, подъемная установка может быстро вытащить насос, присоединенный к штангам, и произвести необходимый ремонт.

Если в насосно-компрессорной колонне появится течь или трещина из-за коррозии (рис. 12.2) или механиче-

Рис. 12.2. Секция корродированной насосно-компрессорной колонны. Коррозия - одна из наиболее дорогостоящих проблем при добыче

ских напряжений, на скважину снова вызывают подъемную установку. Насосно-компрессорная колонна извлекается из скважины, поврежденная секция заменяется и колонну возвращают в скважину.

При газлифте может возникать отказ газлифтных клапанов. Клапан может застрять либо в открытом, либо в закрытом положении; но в любом случае его надо срочно достать и починить. Один из ввдов газлифтных клапанов вставляется с помощью троса в специально предусмотренный карман насосно-компрессорной колонны, называемый камерой газлифтного клапана. Если происходит отказ клапанов такого типа, нет необходимости в извлечении насосно-компрессорной колонны. Вместо этого маленький грузовик с лебедкой и тросом извлекает и заменяет неисправный клапан (если происходит отказ обычной газлифтной установки, для починки неисправного оборудования приходится извлекать всю насосно-компрессорную колонну).

Бой поршня по жидкости. Если механизированная добыча из скважины продолжается достаточно долго, чтобы стабилизироваться, идеальная ситуация достигается, когда скорость притока в скважину совпадает со скоростью откачивания при такой глубине погружения насоса, которой достаточно, чтобы насос полностью заполнялся при каждом рабочем ходе. Насос может заполняться полностью или почти полностью, только если добываемый газ отделяется от скважинных флюидов и удаляется по обсадной колонне при совпадении скоростей подачи насоса и притока. Газовый якорь (скважинный газосепаратор) способствует отделению газа в скважине (рис. 12.3). В целом давление в обсадной колонне следует поддерживать на самом низком возможном уровне, чтобы давление в забойной зоне было как можно ниже по сравнению с давлением в пласте. Если скорость откачивания превысит скорость притока, скважина опустеет и насос не будет полностью заполняться во время хода вверх. При ходе вниз поршень насоса будет бить по несжимаемой жидкости, вызывая в ней ударные волны. В результате

Ход вверх

Вибрация насосно-компрессорной колонны

Ударные волны

Скважинные -Е31Е= флюиды fefW:: -

Ход вниз

Рис. 12.3. Бой поршня по жидкости

возникает ударная нагрузка на штанговую колонну, наземное оборудование и редукторы.

Сильный бой по жидкости легко обнаруживается по динамограмме или по вибрации сальникового штока. Его можно устранить, сокращая число рабочих ходов в минуту или длину рабочего хода Если скважина продолжает опорожняться после того как достигнут нижний предел скорости откачивания посредством снижения скорости