Меры безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами
Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных центробежных насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности на нефтедобывающих промыслах, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.
Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил:
Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.
Корпуса трансформатора и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.
Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.
Установка включается нажатием на кнопки «Пуск» и «Стоп» или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию группы I и прошедшим специальный инструктаж.
Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов на станциях управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке рубильник- предохранитель, со снятыми предохранителями, двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже группы III.
Кабель со станции управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстояние не менее 400 мм от поверхности земли.
Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.
Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000 В.
Менять блок рубильник- предохранитель и ремонтировать его непосредственно на станции управления только при отключенном напряжении сети 380 В от станции управления (отключение осуществляется персоналом с квалификацией не ниже группы III на трансформаторной 6/0,4 кВ)
Сбор и подготовка нефти, газа и воды на промысле
Продукция скважин представляет собой смесь, содержащую кроме нефти, нефтяной газ, воду, парафин, серу и др. примеси.
Для получения товарной нефти, нефть транспортируется от скважины к пунктам сбора и подготовки нефти и далее в товарные парки для учета и распределения потребителям.
Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами.
По характеру движения продукции скважин по трубопроводам системы сбора подразделяют на негерметизированные двухтрубные самотечные системы и на высоконапорные герметизированные системы.
Негерметизированная двухтрубная самотечная система
Нефть и газ разделяются в сепараторах на устье или на групповых пункта сбора и транспортируются раздельно по разным трубопроводам ( двухтрубная) самотеком за счет разности геодезических отметок (рельефа).
скважина
потребителю
Н+В
Н
Н+В
В
Г
Г
КС
КС
КНС
ГПЗ
Нефть и газ самотеком по нефтесборному трубопроводу поступает в резервуар группового сборного пункта, а из них перекачивается насосами в сырьевые резервуары промыслового парка на центральный сборный пункт и далее насосами на установку подготовки нефти. Газ из трапа (газосепаратора) по газопроводу поступает на прием компрессорной станции и дальше на ГПЗ.
Недостатки самотечной системы:
В условиях гористой местности необходимо изыскивать необходимую трассу нефт епроводов, чтобы обеспечить необходимый напор, а следовательно и пропускную способность.
Сепарация газа недостаточная, поэтому есть возможность образования в нефтепроводах газовых мешков.
При низкой скорости в трубопроводах происходят отложения механических примесей, солей, парафина.
Так как система негерметизирована, то возникает возможность потерь от испарения легких фракций нефти до 3% от общей добычи.
Трудность автоматизации процесса из-за разбросанности технологических объектов.
Преимущество: сравнительно точное измерение по каждой скважине жидкости в мерниках, газа с помощью расходомеров.
В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, АГЗУ, ДНС, а также ЦППН. Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диаметром 114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по коллекторам большого диаметра.
Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. Так, в одних случаях продукция разделяется на АГЗУ на обводненную и безводную, а в других она транспортируется после АГЗУ по единому коллектору. На некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступени, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо за счет давления в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке.
Принцип работы элементов системы на всех месторождениях одинаковый : на АГЗУ фазы не разделяются.
Первая ступень сепарации осуществляется на ДНС, в результате газ отводится по отдельному коллектору. Кроме того, может проводится предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая – на ЦППН.
Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, деэмульсация продукции, обессоливание, стабилизация нефти.
Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацией и обессоливанием.
Исходя из физических процессов, протекающих при подготовке нефти, оборудование для систем изготовляют в блочном исполнении; вместо деэмульсационных и обессоливающих установок, в которых процессы нагрева и отстоя совмещены, сейчас выпускают нагреватели и отстойники. Комбинируя нагреватели и отстойники разной пропускной способности и различного исполнения, находят рациональный процесс подготовки нефти для условий данного месторождения.
Основным оборудованием системы сбора являются: выкидные линии и коллекторы, АГЗУ, путевые подогреватели, ДНС.
Для промысловых коммуникаций используют трубопроводы из бесшовных горячекатанных труб.
Трубопроводы на промысле классифицируются :
по виду перекачиваемого продукта – нефте-, газо-, нефтегазо-, водо- и паропроводы, а также канализационные трубы;
по назначению – самотечные, напорные и смешанные;
по рабочему давлению – низкого(до 0,6 МПа), среднего(до 1,6 МПа), высокого(свыше 1,6МПа) давления;
по способу прокладки – подземные, надземные и подводные;
по функции – выкидные(от устьев скважин до АГЗУ), сборные коллекторы( принимающие продукцию от нескольких трубопроводов) и товарные(транспортирующие товарную продукцию);
по способу изготовления – сварные и сборные;
по форме расположения – линейные (сборный коллектор представляет собой одну линию ), кольцевые (сборный коллектор представляет собой замкнутую кольцевую линию) и лучевые (сборные коллекторы сходятся лучами к одному пункту).
На месторождениях наиболее распространены трубопроводы диаметром от 114 до500 мм.
При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения.
Все промысловые трубопроводы подразделяются на 4 категории в зависимости от назначения, рабочего давления, газового фактора, скорости коррозии.
Трубопроводы 1,2,3 категории относятся к ответственным трубопроводам, поэтому с началом эксплуатации осуществляется визуальный и измерительный контроль за их состоянием с ведением паспорта трубопровода. В паспорт вносятся результаты осмотра и ревизии, замеров толщины стенок, описание работ по ремонту ликвидаций аварий или отказов.
На каждый отказ (порыв) трубопровода оформляется акт технического расследования, который утверждается главным инженером ТПДН.
Трубопроводы от скважины до АГЗУ относятся к трубам 3 категории, а от АГЗУ – к 1 и 2 категориям.
Трубопроводная арматура разделяется на три группы: запорная, регулирующая, предохранительная.
Назначение запорной арматуры – разобщение участков трубопроводов и отключение от трубопроводов разных технологических установок. Она устанавливается в начале и конце каждого трубопровода, а также в местах соединения со сборными коллекторами.
К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили, обратные клапаны.
Задвижка- запорное устройство, предназначенное для перекрытия потока жидкости, газа в трубопроводах, проходное сечение которого открывается и закрывается поднятием шибера (клин или плашки).
Классификация задвижек:
По способу присоединения:
фланцевая;
резьбовая;
раструбная;
сварная (приварная).
По прочности:
стальные (на высокое давление);
чугунные (на низкое давления).
По конструкции: