Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды
Подождите немного. Документ загружается.
ледовых условий для обеспечения надежности гидротехнических
сооружений. В районах сейсмической активности при проекти
ровании гидротехнических сооружений конструктивные решения
принимают на основе анализа предшествующих землетрясений
с учетом возможной их силы и периодичности.
К данным состояния окружающей среды, которые необхо
димо учитывать, относятся: количество выпадающих осадков,
туман, температура воздуха и воды и т. д. На глубине моря
10—15 м наиболее часто применяют намывные гидротехнические
сооружения в виде искусственных дамб или островов, морские
эстакады, а на больших глубинах — стационарные платформы.
В нашей стране впервые в мире было предложено разраба
тывать нефтяные месторождения в Каспийском море засыпкой
Бибиэйбатской бухты. Этот проект был осуществлен в 1923 г.
В настоящее время создание искусственных островов мето
дом намыва грунта с «использованием земснарядов применяют
на Самотлоре в Западной Сибири. На тихоокеанском побережье
США месторождение Уилмингтон разбурено с четырех искус
ственно созданных островов при глубине океана 7,5— 12 м.
Методом намыва построена в нашей стране дамба для раз-
буривания Первомайского месторождения Татарской АССР,
расположенного в зоне водохранилища, в районе Набережных
Челнов. Сущность разработки морских залежей эстакадным спо
собом заключается в том, что на разведанной залежи по зара
нее составленному плану сооружают металлические эстакады
с прилегающими к ним площадками для бурения и эксплуа
тации скважин, а также для других производственных адми
нистративных и культурно-бытовых объектов. Морская эстакада
предназначена для непрерывной связи между объектами нефте
газодобывающего управления, бурения и эксплуатации скважин,
сбора, хранения и транспортирования нефти и газа, а также
для водоснабжения и энергоснабжения всех объектов. Эста
кады строят при помощи эстакадостроительного крана с постро
енной уже части эстакады.
Наибольшее распространение для разработки и эксплуата
ции морских нефтяных и газовых месторождений при глубине
моря до 200 м (а иногда и до 300 м) нашли стационарные
эксплуатационные платформы, состоящие из двух частей — осно
вания и надводной платформы. Основания эксплуатационных
платформ выполняют в виде металлических или железобетон
ных сооружений различных конструкций, предназначенных для
поддержания надводной платформы. На надводных платформах
размещают обслуживающий персонал и технологическое обору
дование, необходимое для бурения скважин и их эксплуатации.
Стационарные платформы разделяют на свайные и гравитаци
онные.
Основание свайной глубоководной стационарной платформы
изготавливают в виде одной несущей пространственной сквоз
190
ной конструкции из металлических трубчатых элементов. Верти
кальные или наклонные несущие опоры основания крепят
ко дну моря с помощью металлических трубчатых свай, обес
печивающих устойчивость платформы к воздействию ветра,
волн, течений и эксплуатационных нагрузок. После закрепления
опор основания сваями монтируют надводную платформу и тех
нологическое оборудование.
Общая устойчивость гравитационных глубоководных стацио
нарных платформ обеспечивается их собственной массой и мас
сой балласта за счет развития площади опирания платформы
без применения свай. Основания гравитационных платформ со
стоят из базы и опорной части. Базу, опирающуюся на дно
моря, выполняют в виде одного ячеистого понтона или несколь
ких отдельно стоящих меньших понтонов, жестко связанных
между собой. Опорная часть представляет собой отдельные
сплошные вертикальные опоры цилиндрической или конической
формы или вертикальную пространственную форму сквозной
конструкции. Опорная часть поддерживает стальную надводную
платформу с технологическим оборудованием и производствен
ными помещениями.
Основания гравитационных стационарных платформ могут
быть металлические, комбинированные (база выполнена из же
лезобетона, опорная часть — из стали) и железобетонные.
ОСВОЕНИЕ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН
При испытании разведочной скважины решают комплекс
вопросов, необходимых для определения добывных возможно
стей каждого продуктивного горизонта, пластовых давлений и
температур, физико-химических свойств флюидов. Эти данные
используют при составлении проектов разработки и обустрой
ства нефтяных и газовых месторождений.
Испытание разведочных скважин с индивидуальных буровых
оснований или самоподъемных плавучих установок с опорой на
забой особенно не отличается от технологии испытаний разве
дочных скважин на суше. Однако возможности ведения разве
дочных работ на этих установках крайне ограничены, так как
максимальная глубина моря для их эксплуатации находится
в пределах 50—60 м. Поэтому наиболее эффективно бурение
разведочных скважин на больших глубинах следует вести от
буровых судов или полупогружных буровых установок.
Испытание разведочных скважин, пробуренных с буровых су
дов или полупогружных буровых установок, предъявляет особые
требования к оборудованию для испытания и освоения скважин.
В состав оборудования (рис. 52) для испытания скважин
входят подводное и палубное (поверхностное) оборудование.
Подводное оборудование состоит из клапанного узла для испы
тания 2, клапанов для подачи гликоля 3 и лубрикатора 4.
191
Рис. 52.
Обвязка оборудования для испытания скважин с плавучих буровых уста
новок:
У — превенторный стояк; 2 — клапанный узел; 3— клапан для подачи гликоля; 4 — кла
пан лубрикатора; 5 — трубный вертлюг; 6 — фонтанная арматура; 7 — лнния глушения
скважины; 8 — поверхностный клапан-отсекатель; 9 — кран для отбора проб; 10 — патру
бок для подключения дозировочного насоса; 11 — кран для калибровки манометров; 12 —
термометр; 13 — гребенка для штуцеров; 14 — панель управления; 15 — линия питания
клапана-отсекателя; 16 — нагреватель; 17 — сепаратор; 18 — емкость; 19 — насос; 20 —
горелка; 21— распределительная гребенка
Палубное оборудование состоит из вертлюга на насосно-компрес
сорных трубах, фонтанной арматуры 6, гребенки для штуцеров
13, нагревателя 16, сепаратора 77, емкости для нефти 18, неф
тяного насоса 19 и горелки 20 для сжигания продукции сква
жин [87, 89].
Подводный клапанный узел для испытания скважин состоит
из сдвоенных шаровых клапанов-отсекателей, шаровые клапана
которых в нормальном положении закрыты. Клапанный узел
спускается на насосно-компрессорных (или бурильных) трубах
в превенторный стояк, где устанавливается желобчатым поса
дочным узлом на колонной головке. После посадки клапанного
узла верхний патрубок обхватывается напротив расположен
ными трубными плашками превентора, и создается надежное
разобщение трубного пространства от затрубного. Между верх
ними трубными и глухими (срезающими) плашками превентора
находится разъемное устройство для разъединения (при необхо
димости) клапанной сборки и верхнего участка насосно-компрес
сорных труб.
Принцип работы клапанной оборки заключается в следую
щем. После пуска клапанной сборки в превенторный стояк
и срабатывания одной из пар плашек превентора, создания
разобщения между трубным и затрубным пространствами, по
192
гибкому шлангу гидросистемы (на рисунке не показан) с па
лубы создают давление в золотниковых камерах шаровых кла
панов, нормально закрытые клапаны открываются, и трубное
пространство оказывается доступным для освоения. При необ
ходимости закрытия скважины в превенторном стояке в гидро
системе с операторного пульта, расположенного на поверхности
снижают давление, и под воздействием пружин шаровые кла
паны возвращаются в исходное нормально закрытое положение.
Если необходимо прервать процесс освоения (например, в штор
мовую погоду), с помощью гидросистемы закрывают клапаны
отсекателей. Используют самостоятельный гидроканал для разъ
единения верхнего участка насосно-компрессорных труб, кото
рые могут быть подняты на палубу. Если отказала гидроси
стема, то трубы могут быть разъединены механическим враще
нием верхнего участка насосно-компрессорных труб.
На превенторном стояке закрывают глухими плашками пре
вентора устье скважины, и ее в закрытом безопасном положе
нии можно оставить до более благоприятных погодных условий,
когда судно возвратится и возобновит процесс освоения. При
бурении глубоководных скважин (когда глубина моря превы
шает 300 м) использование гидроканала большой протяженно
сти требует значительного времени для снижения давления в си
стеме и задерживается срабатывание шаровых клапанов под
водного клапанного узла и разъединение его. Для решения
этой проблемы непосредственно над клапанным узлом монти
руют емкости-аккумуляторы с двумя клапанами с сервоприво
дом и соответствующей трубной обвязкой. Один из сервоклапа
нов служит для снижения давления в системе на участке акку
мулятор—клапанный узел, а второй сервоклапан — на участке
аккумулятор—разъемное устройство. Снижение давления на
коротких участках гидросистемы обеспечивает в считанные се
кунды срабатывание шаровых клапанов и разъединение кла
панного узла. Расход жидкости в емкостях-аккумуляторах вос
полняют по шлангу высокого давления подкачкой насосами,
установленными на пульте.
Клапан для подачи гликоля устанавливают при освоении
только газовых или газоконденсатных скважин непосредственно
над подводным клапанным узлом. При освоении тазовых сква
жин из-за снижения температуры газа по мере его подъема по
насосно-компрессорным трубам и влияния довольно низкой тем
пературы воды в нижних слоях может происходить образование
гидратных пробок на верхнем участке насосно-компрессорных
тРУб. Для борьбы с гидратными пробками дозировочным насо
сом, установленным на палубе, по шлангу высокого давления
закачивают гликоль в клапан, откуда через два последовательно
установленных обратных клапана гликоль попадает в трубное
пространство насосно-компрессорных труб. Дозирование гликоля
непосредственно в верхний участок насосно-компрессорных
V2 13 Заказ No 144
193
труб способствует обеспечению нормальной работы и поверх
ностного оборудования.
Клапан лубрикатора устанавливают выше клапана для по
дачи гликоля. Такая компоновка позволяет использовать верх
ний участок насосно-компрессорных труб от подводного клапан
ного узла до фонтанной арматуры в качестве лубрикатора для
спуска в скважину на канате или кабеле различных приборов
и инструмента (перфораторов, манометров, термометров, захва
тов и т. д.) Клапан лубрикатора представляет модификацию
шарового клапана подводного клапанного узла. Открытие и
закрытие его также осуществляется по отдельному гидроканалу
с поверхности. Использование верхнего участка насосно-ком
прессорных труб в качестве лубрикатора облегчает проведение
канатных работ на скважине. Установка же лубрикаторов вы
сотой до 10 м над фонтанной арматурой, как это делается на
суше, привела бы к большим осложнениям на море, учитывая
качку и движение судна относительно устья скважины.
Вертлюг на насосно-компрессорных трубах в обычном испол
нении устанавливают под центральной задвижкой фонтанной
арматуры, что позволяет вращать колонну насосно-компрессор
ных труб для разъединения верхнего участка его или при по
садке пакеров или другого забойного оборудования, устанавли
ваемого или высвобождаемого механическим вращением труб.
Фонтанную арматуру для испытания скважин обычно изго
тавливают в виде монолитной крестовины с четырьмя задвиж
ками. Нижняя задвижка — центральна», верхняя — буферная
для доступа в HKT при спуске или подъеме забойного инстру
мента или приборов, одна боковая — для подключения к линии
глушения скважины, вторая — для подключения выкидных ли
ний при испытании скважины.
После одной из боковых задвижек устанавливают поверх
ностный клапан-отсекатель скважины. Если отсекатель один,
то его монтируют со стороны выкидной линии. Для управления
клапаном-отсекателем используют чаще пневмоканал и реже —
гидравлический. Клапан-отсекатель срабатывает по достижении
давления после штуцеров верхнего или нижнего предельного
уровня. В первом случае скважину останавливают для избежа
ния аварии, которая может произойти на выкидных линиях или
гребенке штуцеров из-за превышения расчетного рабочего дав
ления, во втором — из-за порыва и снижения давления ниже
предельно допустимого.
Выкидные линии от фонтанной арматуры до гребенки шту
церов по протяженности незначительны. Трубная обвязка со
стоит из двух участков: из прямых труб и подвижных «лома
ных», где применяют быстросъемочные шарнирные соединения.
Ломаный участок используют для временной обвязки, соедине
ния с фонтанной арматурой, которая может оказаться на высоте
5—б м от пола буровой. Кроме того, в процессе работы судно
164
может раскачиваться на высоту до
3 м и более. При этом особое вни
мание обращают на работу быстро
съемных соединений, так как они
могут дать пропуски в результате
раскачивания судна.
На прямом участке выкидной
линии предусмотрены патрубки для
отбора проб, подключения дози
ровочного насоса, калибровки ма-
включая стандартный
с записью зависимости
буферного давления от
для измерения темпера-
нометров,
глубинный
изменения
времени и
туры.
Гребенка для штуцеров бывает:
с байпасной линией, с одним и
с двумя боковыми отводами (рис.
53). В гребенке первого типа на бо
ковом отводе обычно устанавливают
регулируемый штуцер игольчатого
типа, а на гребенке второго типа —
на одном отводе также регулируе
мый штуцер игольчатого типа, а на
другом — штуцер постоянного диа
метра. Для отключения штуцеров
или их смены на манифольде пред
усмотрены отсекающие задвижки.
Гребенка штуцеров с двумя отво
дами предпочтительнее при прове
дении широкого объема испытаний.
Байпасную линию на манифольде
используют для продувки и окон
чательной очистки скважины, а
также при испытании газовых сква
жин высокого давления. На входе
и выходе из гребенки предусмот
рены патрубки для манометров.
После гребенки устанавливают дат
чик давления с показателями верх
него и нижнего предельного давления, связанного каналом для
управления поверхностным клапаном-отсекателем, смонтиро
ванным на боковом отводе фонтанной арматуры.
Нагреватели применяют при освоении газовых и газоконден
сатных скважин. Когда газ высокого давления проходит через
штуцер, при снижении давления происходит расширение и
охлаждение. Глубокое охлаждение может вызвать образование
гидратов и закупорку всей трубопроводной обвязки.
Рис. 53.
Подводный клапанный узел
для испытания скважин:
I — клапанный узел; 2 — превентор
ный стояк; 3 — насосно-компрессор
ные (бурильные) трубы; 4 — вра
щающийся превентор; 5 — глухие
(срезающие) плашки; 6 — разъем
ное устройство; 7 — трубные плашки
превентора; 8 — верхний патрубок;
9 — шаровые клапаны-отсекатели;
/0 — нижний патрубок; U — желоб
чатый посадочный узел
13*
195
Основное назначение нагревателя состоит в нагреве газового
потока для предотвращения гидратообразования в трубопровод
ной системе.
Нагреватели состоят обычно из двух последовательно соеди
ненных секций змеевиков: первая секция — змеевик высокого
давления, вторая — низкого. После гребенки штуцеров охлажда
емый газ поступает в первую секцию змеевика высокого дав
ления, где газ подогревается. После подогрева поток газа вы
водится из нагревателя, проходит через штуцер нагревателя, где
снова благодаря редуцированию давления газ расширяется
и еще раз охлаждается. После этого поток газа направляют
во вторую секцию змеевика низкого давления, где он снова на
гревается. Подогрев газа может быть осуществлен за счет ис
пользования нагревателей с промежуточным теплоносителем на
газовом или нефтяном топливе, электрических нагревателей и
пароподогревателей.
Первый тип нагревателей широко распространен, но имеет
повышенную пожароопасность по сравнению с другими типами
нагревателей. Электрические нагреватели безопасны, но потреб
ляют большую мощность, которой буровая установка не всегда
может располагать.
Наиболее безопасными нагревателями являются пароподо
греватели. Большая теплоемкость водяного пара в результате
скрытой теплоты парообразования позволяет сконструировать
пароподогреватели значительно меньших габаритов, чем другие
нагреватели.
Нефтегазовые сепараторы. К ним при испытании разведоч
ных скважин на море предъявляют особые требования. При
конструировании такого сепаратора необходимо учитывать, что
он должен работать в условиях качки бурового судна.
Обычно сепараторы для этих целей рассчитывают на макси
мальную производительность по жидкости при заполнении на
на половину высоты и на максимальную производительность по
газу при заполнении -на 7з высоты.
Сепаратор состоит из сепарирующего элемента, пеногаси
телей, уловителя капельной жидкости, экрана для предотвраще
ния воронкообразования и внутренних перегородок для предо
твращения колебания уровня жидкости из-за качки судна.
Кроме того, в сепараторе должна быть предусмотрена воз
можность отделения всех трех фаз (газа, нефти и воды).
По каждой из этих фаз точность определения дебита должна
быть достаточной для обеспечения получения надежных данных
по испытанию скважины. Очень важно, чтобы уровни раздела
фаз газ—нефть и нефть—вода регулировались автоматически
и поддерживались в разумных пределах постоянными, колеба
ния уровней в период качки не слишком влияли на точности
измерения дебитов.
166
Теоретически производительность сепаратора по жидкости
прямо пропорциональна объему жидкости, находящейся в се
параторе, и обратно пропорциональна времени пребывания
жидкости в нем. При этом необходимо иметь в виду, что все
остальные конструктивные элементы (размеры патрубков, про
изводительность замерных устройств и т. д.) не создают искус
ственных ограничений по производительности. Исходя из этого,
объем горизонтального сепаратора без учета объема сфериче
ских днищ равен:
где V — объем сепаратора, м3; D — внутренний диаметр, м; L —
длина цилиндрической части, м.
При заполнении сепаратора на половину высоты и пребыва
нии в аппарате жидкости в течение I мин (такое время пребы
вания достаточно для непенистых нефтей) суточная производи
тельность сепаратора будет равна
Q = — 60 • 24 = 720К, (118)
где Q — суточная производительность сепаратора по жидкости,
м3/сут; V — объем сепаратора, м3.
Для пенистых нефтей время пребывания нефти в сепараторе
может составить в зависимости от стойкости пены 5 мин
и более, во столько же раз уменьшится производительность се
паратора.
При заполнении сепаратора жидкостью менее половины
уровня (при работе в качестве газового сепаратора) про
изводительность сепаратора по жидкости определяют по той же
формуле, но с введением коэффициента, показывающего, не
сколько раз площадь поперечного сечения, занимаемого жид
костью при заполнении сепаратора менее половины высоты,
меньше площади, занимаемой жидкостью при заполнении на
половину высоты.
Если примем значение центрального угла, образуемого сма
чиваемой жидкостью дуги, за 0, то его можно определить по
формуле
где г — внутренний радиус сепаратора; h — высота жидкости
в сепараторе.
Тогда площадь сегмента, занимаемая жидкостью, равна
А = (в— sin 0), (120)
где А — площадь сегмента, м2.
19Г
При прочих равных условиях отношение
А ' = = ~ (0 - sin 0)/— = 0 — sln ®/го <121)
показывает, во сколько раз объем сепаратора, заполненного
меньше половины, меньше объема жидкости, заполняющей се
паратор наполовину. Отсюда объем жидкости, занимающей
в сепараторе менее половины высоты, равен
Vre - А ' — 1Л).5, (122)
где Ve — объем жидкости при значении цейтрального угла 0, м3;
А' — коэффициент, определяемый по формуле ( 121); Vo,5 —
объем жидкости при заполнении сепаратора наполовину, м3.
Производительность сепаратора в этом случае при времени
пребывания жидкости в аппарате I мин составит
Q = v e24 • 60 = 1440 V9. (123)
Производительность горизонтального сепаратора по газу
зависит в основном от скорости газового потока, а также от
разности плотностей между капельками жидкости и газом
в условиях сепарации. Так как разность плотностей зависит
от характеристики продукции скважин и давления сепарации,
то ее значение для данной нефти сохраняется постоянной. От
сюда производительность сепаратора прямо пропорциональна
площади поперечного сечения сепаратора, занятой газовым по
током.
Длина сепаратора тоже влияет на производительность сепа
ратора по газу, так как при этом появляется дополнительное
расстояние, в пределах которого может произойти осаждение
капелек жидкости. Дополнительная длина позволяет увеличить
скорость газа в сепараторе при той же площади поперечного
сечения.
Производительность горизонтального сепаратора по газу
может быть рассчитана по эмпирической формуле
К = 864 00 C Fe— Рра6- Л / Рж- ~ Рг , (124)
г Рабе V Pr
где V — производительность по газу, м3/сут; С — коэффициент
пропорциональности (от 0,4 до 0,42 для горизонтальных сепа
раторов) ; F\ — коэффициент, учитывающий длину; А — пло
щадь поперечного сечения потока газа, м2; z — коэффициент
сжимаемости газа; рраб — рабочее давление, МПа; ра^с — давле
1 Коэффициент Fe, учитывающий длину сепаратора, определяется из
следующей эмпирической формулы (125):
Fe — (2,7432 + 1,6L)/(L + 4,572), (125)
где L — длина сепаратора, м.
198
ние абсолютное, 0,1 МПа; рж — плотность жидкости, кг/м3; рг —
плотность газа, кг/м3.
Для улучшения условий отделения газа от нефти в сепара
торах имеются интенсифицирующие элементы: дегазирующие
противопенные полки, каплеуловители, колпаки над выкидными
патрубками для предотвращения воронкообразования и перего
родками для устранения колебаний уровня жидкости в резуль
тате качки судна.
Из этих внутренних элементов сепаратора особые требова
ния предъявляют к правильному выбору конструкции каплеуло-
вителя и перегородок для устранения колебаний уровня жид
кости. Каплеуловители из вязаной проволоки имеют очень
ограниченное применение (при небольших скоростях газа и
небольшом содержании жидкости в нем). Наиболее эффективны
каплеуловители из набора уголков, в которых отделение капе
лек жидкости от газа происходит за счет использования инер
ционных, центробежных и гравитационных сил и коалесценции
капелек на поверхности уголков.
Для смягчения чрезмерных колебаний уровня жидкости как
в продольном, так и в поперечном направлениях в результате
качки судна, особенно в секции, где размещены поплавки ре
гуляторов уровней, устанавливают вертикальные, продольные
и поперечные перегородки, полностью перфорированные. Эти пе
регородки создают определенное гидравлическое сопротивление
и уменьшают перетоки жидкости от одного конца сепаратора
к другому или от одного бока к другому.
Наружная трубная обвязка сепаратора должна отвечать
определенным требованиям. Линия входа продукции в сепара
тор должна иметь байпасную линию, подключаемую или к вы
кидной линии по нефти, или к газовой. Выкидная линия по
газу имеет перемычку с выкидом по нефти, чтобы иметь воз
можность в случае необходимости направить газ вместе с неф
тяным потоком. Выкидная линия для воды соединяется с неф
тяной линией, что позволяет при необходимости смешать их
и направить по нефтяной линии.
Замерные счетчики лучше устанавливать на всех трех вы
кидных линиях, чтобы иметь возможность измерять отдельно
количество нефти, газа и воды. На этих линиях обязательно
необходимо предусматривать отсекающие задвижки, чтобы
иметь возможность снять счетчик на ремонт. Кроме того, счет
чики должны быть установлены на байпасе, позволяющем в слу
чае ремонта счетчиков не прекращать процесс испытания сква
жины.
Емкость для нефти при испытании скважин служит: а) дли
накапливания жидкости перед сжиганием на факеле при малых
производительностях скважин; б) буферной емкостью перед на
сосом; в) для обеспечения калибровки счетчиков; г) для обес
печения получения проб нефти под атмосферным давлением.
19»