Технология сбора, подготовки и хранении нефти на ЦПНГ №5 "Гремиха" ОАО "Удмуртнефть"

· Тепловое воздействие

При тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти или перегретого пара. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропередвижные установки типа ППУА, такой процесс называется пропариванием НКТ, а для нагрева нефти - агрегат депарафинизации передвижной типа 1АДП-4-150. В настоящее время используются и специальные греющие кабели, спускаемые внутрь НКТ. При подаче на кабель напряжения он разогревается, а отложившийся парафин расплавляется и выносится потоком продукции за пределы устья.

17. Схема промывки песчаной пробки

Для ликвидации парафинистых отложений или гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах и нефтесборных коллекторах используется промывка скважины. Различают прямую, обратную и специальные способы промывки.

При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъем воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъема размытого песка на поверхность.

Обратная промывка отличается от прямой промывки тем, что промывочная жидкость поступает в кольцевое пространство, а подъем с размытым песком происходит по насосно-компрессорным трубам. Для герметизации устья скважины при обратной промывке обязательно применение специальной головки с резиновым манжетом-сальником, плотно охватывающим тело.

В качестве жидкости для промывки используют нефть, пластовую воду, специальные растворы. При ликвидации парафинистых отложений или пробок нефть подогревают с помощью АДП.



Схема прямой (а) и обратной (б) промывок скважин:

1 - колонна; 2 - НКТ; 3 - устьевой тройник; 4 - промывочный вертлюг; 5 - промывочный насосный агрегат; 6- устьевой сальник; 7 - переводник со шлангом

18. Технические средства для исследования скважин перед капитальным ремонтом

Перед КРС и после его окончания проводят обследования скважин с целью: установления места и характера смятия, слома или продольного разрыва эксплуатационной колонны; определения места положения и состояния труб, оборудования, различных приспособлений и посторонних предметов в стволе скважины; выявления в скважинах песочных и цементных пробок, а также различных отражений на стенках эксплуатационной колонны; проверки состояния фильтра скважины.

Обследование начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны и ствола скважины при помощи шаблона. Он представляет собой металлический цилиндр, нижняя поверхность которого покрыта слоем свинца толщиной 15мм. На боковой поверхности шаблона имеется желоб, заливаемый свинцом. Желоб предотвращает заклинивание при попадании на него мелких металлических предметов. Через шаблон проходит сквозное промывочное отверстие. Диаметр шаблона соответствует диаметру эксплуатационной колонны.

Шаблон на бурильных или насосно-компрессорных трубах медленно спускают в скважину, обязательно наблюдая за нагрузкой по индикатору веса. Если шаблон останавливается на какой либо глубине и под нагрузкой вниз не проходит, его поднимают из скважины. В зависимости от состояния залитой свинцом поверхности шаблона составляют план дальнейшего обследования.

Для определения в скважине местоположения постороннего предмета, формы его верхнего конца, а также характера слома или смятия эксплуатационной колонны служат плоские или свинцовые конусные печати. Плоская печать с торца и боковой поверхности покрыта слоем свинца толщиной 15-25 мм. Конусная печать имеет такой же слой свинца. Наличие большой массы свинца позволяют получать глубокие отпечатки и более объективно судить о форме нарушенной поверхности.

Наряду с обследованием скважины проводят так же работы по её исследованию с целью определения глубины забоя и уровня жидкости, установление интенсивности притока из пласта в скважину при различных значениях забойного давления, а так же обнаружения дефекта (негерметичности) эксплуатационной колонны, его характера и глубины расположения.

Дефекты эксплуатационной колонны, через которые поступает жидкость определяют с помощью дебитомеров, резистивиметров и электротермометров, предварительно снизив уровень жидкости в скважине.

19. Схема установки обезвоживания нефти

Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов, различных ПАВ, которые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды.

На нефтяных месторождениях эксплуатируются термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ).

Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти

В термохимической установке обезвоживания нефти сырую нефть (нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают реагент-деэмульгатор II. В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при движении по трубному змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых веществ. Нагрев в трубчатой печи осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры выше 120°С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания воды). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподогреватель. Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4 * 10-6 м2/с. Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод.

Сырьевой резервуар 1 может работать как резервуар с предварительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей из отстойника 5 и содержащей реагент-деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия на схеме). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отделившаяся в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод.

20. Электродегидратор

Электродегидратор - аппарат для отделения воды от сырой нефти путём разрушения нефтяной эмульсии обратного типа (вода в нефти) в электрическом поле. В результате индукции электрического поля диспергированные глобулы воды поляризуются с образованием в вершинах электрических зарядов, изменяют направление своего движения синхронно основном полю и всё время находятся в состоянии колебания. Форма глобул постоянно меняется, что приводит к смятию структурно-механического барьера, разрушению адсорбционных оболочек и коалесценции (слиянии) глобул воды. По геометрической форме различают цилиндрические и сферические электродегидраторы, по расположению в пространстве -- вертикальные и горизонтальные.

Электродегидратор имеет один или несколько вводов нефтяных эмульсий, что обеспечивает более равномерное поступление их по всему горизонтальному сечению. Подвешенные на специальных изоляторах электроды подсоединены к высоковольтным выводам трансформаторов. Последние установлены над электродегидратором рядом с реактивными катушками большой индуктивности, обеспечивающими ограничение величины тока и защиту электрооборудования от короткого замыкания.

Схема горизонтального дегидратора:

1 - электроды;

2 - изоляторы;

3 - клапан вывода чистой нефти;

4 - корпус деэмульгатора;

5 - устройство для ввода эмульсии.

В электродегидраторах электроды (от 2 до 8 штук) подвешены горизонтально друг над другом и имеют форму прямоугольных рам. Нефтяная эмульсия вводится на 0,7 м ниже расположения электродов, проходит через слой воды (теряя при этом основную массу солёной воды), затем поднимается и последовательно проходит зону слабой напряжённости электрического поля и зону сильной напряжённости (между электродами). В отстойниках нижней зоны (под электродами) вода отстаивается от нефти, верхней зоны (над электродами) -- нефть от воды.

21. Системы автоматизации нефтяных скважин

На нефтяных промыслах и зависимости от пластового давления и принятой технологической схемы сбора нефти и нефтяного газа добыча нефти из скважин ведется фонтанным или газлифтным способом, либо с помощью скважинных насосов (штанговых или электропогружных). При всех способах добычи оборудование, установленное на скважине, работает без постоянного участия оперативного обслуживающего персонала. Задача автоматизации заключается в автоматической защите оборудования в аварийных случаях и обеспечение средствами контроля.

Независимо от способов добычи скважины оснащают средствами местного контроля давления на буфере или на выкидной линии и при необходимости в затрубном пространстве. Для измерения давления применяют манометры типа ВЭ-16РБ.

Схема оснащения устья фонтанной скважины средствами автоматики предусмотрено автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем 3 манифольдного типа РОМ-1, который перекрывает трубопровод при повышении давления в последнем на 0,45МПа и понижении на 0,15МПа от номинального. Также предусмотрена установка манометров 1 и 2 соответственно для местного контроля буферного и затрубного давлений.

Схема автоматизации нефтяной скважины, оборудованной ПЭД, предусматривает установку станции управления 2 типа ПГХ 5071 или ПГХ 5072, электроконтактного манометра 4 типа ВЭ-16РБ и разгруженного отсекателя 1 типа РОМ-1. Схема автоматизации обеспечивает автоматическое управление электродвигателем погружного насоса при аварийных режимах, пуск и остановку по команде с групповой установки и индивидуальный самозапуск. Кроме того обеспечивается защита выкидного коллектора при временном фонтанировании скважины. С помощью разгруженного отсекателя РОМ-1 перекрывается выкидной коллектор при превышении и резком искажении давления (вследствие аварии в трубопроводе). Для очистки выкидных линий от парафина резиновыми шарами предусмотрена ловушка 3.



Схемой автоматизации нефтяной скважины, оборудованной глубоконасосной установкой типа СКН, предусмотрено оснащение установки блоком управления 1 типа БУС-2, инерционным магнитным выключателем 2 типа ИМВ-1М, электроконтактным манометром 3 типа ВЭ-16РБ и манометром 4 для контроля затрубного давления. Системой автоматизации обеспечивается автоматическое управление электродвигателем СКН при аварийных режимах: отключение при обрыве штанг и поломках редуктора, при токовых перегрузках и обрывах фаз; отключение электродвигателя по импульсу от электроконтактного манометра при аварийных ситуациях на ГЗУ и индивидуальный самозапуск СКН после перерыва в снабжении электроэнергией.

Комплексы КУСА-Э и КОУК-Э применяются при наличии источника электроэнергии напряжением 380 В, частотой 50 Гц, комплексы КУСА и КОУК--в местах, где электроэнергия отсутствует.

Условное обозначение комплексов КУСА и КОУК состоит из наименования и шифра: первые буквы и цифра после них -- обозначение комплекса и номер модели, далее через дефис: условный диаметр (мм) и тип резьбы колонны подъемных труб (при комбинированной колонне обозначается через дробь). рабочее давление в МПа (двузначное число), наружный диаметр пакера или стационарного разобщителя (мм); исполнение по коррозионностойкости К1. К2, К2И и КЗ, тип станции управления: Э-- электрическая (пневмогидравлическая-- без обозначения), номер схемы компоновки скважинного оборудования. Например, комплекс управления скважинными клапанами-отсекателями, КУСА-89-35-136-1 или КУСА-89-35-145-Э-2, комплекс оборудования с управляемыми клапанами-отсекателями, КОУК-89/73-70-Н2 или КОУК-НКМ89/НКМ73-35-136К2-Э.

22. Автоматизированные групповые замерные установки

Автоматизированные групповые измерительные установки предназначены для измерения производительности (дебита) каждой в отдельности из подключенных к ней группы нефтяных скважин.

Существуют различные типы групповых измерительных установок -- «Спутник-А», «Спутник-Б» и «Спутник-BMP».

Групповая автоматизированная установка «Спутник А». Предназначена для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к групповой установке, для контроля за работой скважин и автоматического отключения их при аварийном состоянии на групповой установке. Установку применяют при однотрубной системе сбора на нефтепромыслах, когда температура окружающей среды низкая. Установку выпускают в трех модификациях «Спутник А-16-14/100», «Спутник А-25-14/1500», «Спутник А-40-14/400». Первая цифра означает рабочее давление, вторая -- число скважин, подключаемых к установке, третья -- наибольший дебит измеряемой скважины.

Установка состоит из многоходового переключателя 1, двух отсекателей 3 и 4 типа ОКГ, установленных на расходомерной и выкидной линиях, электрогидравлического привода 5 типа ГП-15 для управления переключателем скважин и отсекателями, блока управления 2 для управления приборами, выдачи сигналов на диспетчерский пункт и учета объема измеряемой жидкости; гидроциклонного сепаратора 6 для отделения газа от измеряемой жидкости.



Установка работает следующим образом. Нефть из скважины поступает в многоходовой переключатель. Далее по измерительному трубопроводу направляется в измерительный сепаратор 6 и затем в турбинный счетчик ТОР-1-50 8. Продукция остальных скважин направляется через общий коллектор 10 в сборно-сепарационную емкость или в сборный трубопровод.

Программа измерения дебита скважин задается реле времени в блоке управления. Через заданные промежутки времени реле включает гидропривод и скважины подключаются к измерителю. Подача скважин контролируется по работе измерителя с сигнализацией об аварийном состоянии через блок местной автоматики.

Дебит измеряют путем кратковременного пропуска жидкости, накопившейся в сепараторе, через турбинный измеритель. Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляются при помощи поплавкового регулятора 9 и крана 7 на газовой линии. Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня приводит к закрытию газовой линии, вследствие чего давление в сепараторе повышается и жидкость продавливается из сепаратора через турбинный счетчик , установленный выше верхнего заданного уровня жидкости в сепараторе. При достижении поплавком нижнего заданного уровня открывается кран 7, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, продавка жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число импульсных пропусков жидкости через счетчик за время измерения зависят от дебита измеряемой скважины. Время продавки жидкости через расходомер от дебита скважины практически не зависит.

Такой циклический метод измерения обеспечивает пропуск потока жидкости через счетчик в турбулентном режиме при узком диапазоне изменения расхода, что дает возможность обеспечить измерение дебита скважин, изменяющего в широком диапазоне. Дебит каждой скважины определяют регистрацией накапливаемых объемов жидкости (в м3), прошедших через расходомер, на индивидуальном счетчике импульсов в БМА.

Аварийное отключение скважин происходит при превышении давления в сепараторах, их переполнении или отключении электроэнергии. В этих случаях по сигналу датчика предельного уровня или электроконтактного манометра блок местной автоматики отключает напряжение с соленоидного клапана гидропривода, вследствие чего поршни приводов отсекателей 3 и 4 под действием силовых пружин перекрывают трубопроводы.

После ликвидации аварии и снятия сигнала аварии на блоке местной автоматики включается гидропривод, и под действием давления масла, подаваемого под поршни отсекателей, последние открываются. Контроль давления осуществляется манометром 11.

На установке предусмотрена возможность ручного подключения скважин к измерительному устройству. Количество отсепарированного газа измеряется по методу переменного перепада давления дифманометром. Для этой цели на выкидной газовой линии устанавливается камерная диафрагма.

Автоматизированная установка «Спутник-В» в отличие от рассмотренной установки «Спутник-А» предназначена не только для измерения дебита жидкости, но также для определения содержания воды и газа в продукции скважин. Конструкцией предусмотрены устройства для подачи деэмульгаторов в нефтяной поток. Установки «Спутник-Б» выпускают в двух модификациях: «Спутник-Б-40-1,4/400» -- на 14 скважин и «Спутник-Б-4,0-24/400»-- на 24 скважины. По конструкции установка «Спутник-Б» аналогична установке «Спутник-А» и отличается от последней наличием прибора для определения содержания воды в нефти (влагомера), насосов-дозаторов, специальных устройств для ловли депарафинизационных шаров. Насос-дозатор предназначен для подачи реагента в общий коллектор для деэмульсации нефти.

Автоматизированная установка «СпутникВМР-40-14/400» предназначена для автоматического измерения и регистрации производительности каждой из 14 подключенных нефтяных скважин, а также вычисления суммарного их суточного дебита. Она обеспечивает: разделение продукции скважин по сортам, прием резиновых разделителей для очистки выходных линий скважин от парафина, автоматическую защиту промысловых коллекторов при повышении давления в них выше предельно допустимого, для выдачи в систему телемеханики информации о суточном дебите и аварийных сигналах.

В качестве измерительного прибора применяют вибрационные массовые расходомеры (BMP) типа «РУР Вибратор-П» (ряд унифицированных расходомеров), обеспечивающие измерения массы поступающей из скважин газонефтяной смеси без предварительной сепарации.

Групповая измерительная установка ГЗУ-ВМР состоит из технологического блока I и блока вторичных приборов и аппаратуры II.



Все первичные преобразователи (ПП) BMP (ПП1--ППп} монтируют на приемной емкости ПЕ, чем обеспечивается надлежащая жесткость закрепления первичных преобразователей и исключение возможности их затопления при снижении объема газа в извлекаемом из скважин флюиде. Приемная емкость через обратный клапан О/С и через задвижку з подключена к промысловому коллектору Я/С. Подключение каждой скважины к Я/7 осуществляется через свой обратный клапан О/С и управляемый трехходовой клапан Г/С. Последний позволяет любую скважину или все скважины одновременно переключать с измерения на промысловый коллектор, что бывает необходимо при ремонте или поверке одного из первичных преобразователей.

К промысловому коллектору подключен дистанционный датчик давления ДД. В блоке вторичных приборов и аппаратуры II размещены блоки предварительной обработки БПО по одному на каждую скважину, коммутатор и полукомплект телемеханики ТМ, обеспечивающий передачу информации, получаемой от BMP на диспетчерский пункт (ДП) промысла. Каждый БПО состоит из аналогового АП и цифрового ЦП преобразователей. С выхода последнего комплекта за время, отведенное для измерения расхода одной скважины, числа, пропорциональные массовому расходу смеси (No) и ее средней плотности (А/р), через коммутатор передаются на ДП промысла, где обрабатываются по соответствующему алгоритму с целью получения расхода отдельных компонентов смеси. В блоке II размещены также преобразователь напряжения в частоту (ПНЧ) и цифровой преобразователь давления (ЦПД), позволяющие передавать на ДП усредненное за время измерения значение коллекторного давления.

Если за время измерения BMP, подключенный к данной скважине, показал дебит меньший, чем минимально возможный, то через ТМ на ДП вне очереди идет аварийный сигнал (АС) -- остановка скважины.

Недостатком ГЗУ-ВМР является то, что информация о работе каждой скважины может быть получена только после обработки данных по этой скважине на ДП. Скважина при этом оказывается непрерывно подключенной к ГЗУ, и объем памяти и мощность ЭВМ по ДП непомерно возрастают.

Значительно рентабельнее иметь на каждой ГЗУ микроЭВМ, которая будет выполнять все служебные функции и вычислительные работы, связанные с обработкой получаемой с каждой скважины информации. На ДП по определенной программе или по запросу передается только интересующая промысел информация.

23. Автоматизация ДНС и сепарационных установок

Если в системе промыслового сбора нефти и газа недостаточно давления для транспортирования отсепарированной нефти на установки ее подготовки, применяют дожимные насосные станции (ДНС).

Нефть от групповых установок поступает в буферные емкости, в которых поддерживается давление, равное 0,6 МПа, обеспечивающее необходимый при перекачке газированной нефти подпор на приеме перекачивающих насосов. Затем с помощью насосов по напорному нефтепроводу она поступает в пункт назначения. В блочных помещениях размещены также насосы для откачки нефти, появляющейся при утечках через сальники насосов и предохранительные клапаны. Отсепарированный газ после буферной емкости направляется на газосборную систему. Технологический процесс перекачки нефти автоматизирован.

Насосная станция состоит из основного оборудования - магистрального и подпорных насосных агрегатов, включая систему КИПиА, и вспомогательного - системы смазки, охлаждения, вентиляции, сбора и отвода утечек.

В систему автоматики и управления ДНС входят следующие подсистемы: общестанционной автоматики, насосных агрегатов, вспомогательного оборудования и сооружений.

Комплект средств и приборов общестанционной автоматики управления предусматривает:

1) централизованный контроль основных параметров станции, их регистрацию, необходимую сигнализацию и защиту;

2) отключение насосных агрегатов при отклонении параметров от номинальных;

3) регулирование суммарной подачи агрегатов путём дросселирования или перепуска;

4) контроль загазованности или возникновения пожара и выполнения соответствующих функций управления;

5) дистанционный запуск вспомогательных систем и открытие задвижек на технологических трубопроводах.

Подсистема вспомогательного оборудования и сооружений обеспечивает:

1) сигнализацию о неисправности рабочего и резервного агрегатов;

2) автоматический запуск резервного насосного агрегата.

Система автоматики магистрального насосного агрегата обеспечивает защиту по следующим основным параметрам: температура подшипников насоса и двигателя, корпуса насоса, воздуха на выходе электродвигателя; сила тока в обмотках электродвигателя; утечка перекачиваемой жидкости из уплотнений насоса; давление масла на выходе в подшипниках; давление охлаждающей воды на входе в электродвигатель; частота вибрации насосного агрегата, замеряемая на подшипниках насоса и электродвигателя.

С помощью автоматики осуществляется запуск и остановка агрегатов и контроль параметров работы насоса.

Газоводонефтяная смесь после измерения дебита на групповых измерительных установках поступает в сепарационные установки, где отделяется нефть от газа и частично от воды. Это разделение осуществляется для: получения нефтяного газа, используемого как топливо или как химическое сырье; уменьшения интенсивности перемешивания нефтегазового потока и снижения возможности образования нефтяных эмульсий; уменьшения пульсации давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам до дожимной насосной станции (ДНС) или установки подготовки нефти (УПН).

Для первичной сепарации нефти и газа, а также оперативного измерения объема отсепарированной нефти, выделившегося газа и обеспечения дальнейшего транспорта нефти по нефтепромысловым трубопроводам применяют блочные автоматизированные сепарационные установки: СУ2-750, СУ2-1500 и СУ2-3000, имеющие пропускную способность соответственно 750, 1500 и 3000 м3/сут.

Сепарационные установки поставляются в комплекте со средствами местной автоматики, а средства управления автоматического регулирования предусматриваются в проектах по привязке установок с конкретным объектом. Комплекс приборов и средств автоматизации должен обеспечивать:

1) автоматическое регулирование рабочего уровня смеси в сепараторе;

2) автоматическую защиту установки (прекращение подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при:

а) аварийном повышении давления в сепараторе;

б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе;

3) сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.

24. Технические средства для оперативного учета добываемой продукции

Дебиты жидкости скважин, подключенных к «Спутнику-А» и «Спутнику-Б», измеряются при помощи расходомеров турбинного типа.

Расходомеры ТОР-1 предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80 с Ст. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА. Расходомеры ТОР-1 состоят из двух основных частей: турбинного счётчика жидкости и блока питания.



Турбинный расходомер ТОР-1 работает следующим образом. Жидкость, проходя через входной патрубок корпуса и обтекатель, попадает на лопатки крыльчатки и приводит её во вращение. После крыльчатки направление движения жидкости изменяется экраном на 180о, и она через окна обтекателя поступает во входной патрубок. Число оборотов крыльчатки прямо пропорционально количеству прошедшей жидкости. Вращательное движение крыльчатки передаётся через понижающий редуктор и магнитную муфту на механический счётчик со стрелочной шкалой. Одновременно со стрелкой механического счётчика вращается находящийся с ней на одной оси диск с двумя постоянными магнитами, которые, проходя через электромагнитный датчик, замыкают расположенный в нём магнитоуправляемый контакт. Получаемые при этом электрические сигналы регистрируются на блоке управления счётчика, т.е. дублируют показания местного механического счётчика. В то же время каждая лопатка, проходя мимо магнитоиндукционного датчика, выдаёт электрический сигнал, который регистрируется в блоке регистрации. Диапазон измерения колеблется от 3 до 30 м3/ч. Расход чистой нефти прошедший через ТОР-1, определяется автоматически как разность между показаниями ТОР-1 и показаниями датчика влагомера.

25. Нефтепромысловые резервуары и их элементы

Нефтепромысловые резервуары представляют собой ёмкости различных размеров, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учёта «сырой» и товарной нефти, нефтепродуктов и воды.

В зависимости от положения в пространстве цилиндрические резервуары делят на вертикальные и горизонтальные.

Вертикальные цилиндрические резервуары имеют днище, стенку, крышу, эксплуатационное оборудование. В них хранятся нефтепродукты при малой их оборачиваемости (10-12 раз в год). Вертикальные резервуары применяют для хранения легковоспламеняющихся жидкостей (например, бензина) при объемах до 20000 м3; для хранения горючих жидкостей -- до 50000 м3. Объем вертикальных цилиндрических резервуаров колеблется от 100 до 50000 м3 и более и регламентируется нормальным рядом: 100, 200, 300, 400, 500, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10000, 20000, 30000 и 50000 м3. Все резервуары нормального ряда (исключая в некоторых случаях резервуары объемом 50000 м3) строят индустриальным методом из рулонных заготовок. Резервуары объемом 50000 м3 сооружают как из рулонных заготовок, так и полистовым способом.

Горизонтальные цилиндрические резервуары предназначены для хранения нефтепродуктов под избыточным давлением до 70 кПа (7000 мм вод. столба). Резервуары имеют простую форму, транспортабельны по железной дороге, что ограничивает диаметр до 3,25 м. В отдельных случаях диаметр резервуара может доходить до 4,0 м. Наибольшее распространение получили резервуары для нефтепродуктов объемом 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м3. Горизонтальные резервуары могут быть надземного и подземного расположения.

Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, частично заглублённом и подземных исполнениях. Для сбора хранения замера объема нефти на нефтяных месторождениях в большинстве случаев сооружают стальные цилиндрические резервуары, реже бетонные и железобетонные. Крыши РВС строят трех типов: конические, сферические и плоские. Крыша резервуара воспринимает внешнюю нагрузку в пределах 245 Па и внутреннюю от ризб в паровом пространстве резервуара (до 200 кгс/м3). Люк-лаз, устанавливаемый на нижнем поясе резервуара, предназначен для проникновения людей внутрь резервуара, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении технических работ.

Замерный люк служит для замера в резервуаре уровня нефти и отбора проб пробоотборником. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по которой в резервуар спускают замерную ленту с лотом.

Световой люк устанавливают на крышке резервуара. При открытой крышке через него внутрь проникает свет и проветривает резервуар.

Приёмно-раздаточные патрубки предназначены для присоединения соответствующих трубопроводов, они размещены снаружи резервуаров, а хлопушка и шарнир подъемной трубы - внутри резервуара.

Хлопушки предназначены для устранения утечек из резервуаров при неисправности задвижек или аварийном состоянии трубопровода.

Перепускное устройство служит для выравнивания давлений нефти с обеих сторон крышки хлопушки. Подъемная труба внутри резервуара предназначена для отбора нефти с требуемой высоты.

Дыхательный клапан предназначен для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефти, а также колебаний температуры.



Гидравлический предохранительный клапан предназначен для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве при отказе дыхательного клапана, а также при его недостаточном сечении.

Огневые предохранители устанавливают на резервуарах в комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами, они предназначаются для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или предохранительный клапан.

Для измерения уровня и оперативного учёта количества нефти в резервуарах применяют указатель уровня. Прибор состоит из поплавка и мерной ленты, помещенной в герметичный кожух.

26. Обеспечение требований охраны труда при обслуживании установок подготовки нефти, газа и воды

1 Общие требования

1.1. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.

1.2. Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой выключения оборудования, включая перекрытие задвижек. Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с СНиП 11-33-75 [72].

Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления.

1.3. Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.

1.4. Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.

1.5. Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин герметичными.

1.6. На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме. Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий.

2. Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и конденсата

2.1. Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата должно удовлетворять требованиям стандартов и технических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектами и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции (закрытая система сбора и подготовки нефти и газа).

2.2. Оборудование и трубопроводы должны оснащаться приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления), регулирующими и предохранительными устройствами.

2.3. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком.

Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.

2.4. Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня, запорной и предохранительной аппаратурой, люками для внутреннего осмотра, а также дренажной линией для опорожнения.

3. Насосные, компрессорные станции, блочно-комплектные насосные станции

3.1. Помещения насосных и компрессорных станций должны быть выполнены в соответствии с требованиями строительных норм и правил,

3.2. Резервные насосы должны находиться в постоянной готовности к пуску. Насосы, перекачивающие сернистую нефть, должны быть заполнены перекачиваемой жидкостью во избежание образования пирофорных отложений.

3.3. Промысловые (дожимные) компрессорные станции на объектах добычи природного газа, кроме требований п. 3.3.2, оборудуются:

* автоматизированной системой регулирования работы оборудования в заданных параметрах;

* автоматизированной системой аварийной разгрузки оборудования с подачей технологических сред в системы утилизации;

* автоматизированной системой раннею обнаружения и тушения пожаров;

* системой аварийного оповещения и связи.

Уровень автоматизации компрессорных станций должен обеспечивать регистрацию основных технологических параметров, включая:

* давление, расход, температуру перекачиваемой среды;

* состояние воздушной среды в помещении (концентрацию взрывоопасных и вредных веществ);

* аварийный сигнал.

4. Установки комплексной подготовки газа (групповые и газосборные пункты)

4.1. Установки комплексной подготовки газа (групповые и газосборные пункты) должны обеспечивать полное и

эффективное использование ресурсов природного и нефтяного газа.

4.2. Для установок комплексной подготовки газа, газосборных пунктов, головных сооружений и т.д. должны разрабатываться и утверждаться в установленном порядке технологические регламенты. Приемка объектов в эксплуатацию осуществляется в порядке, установленном Госстроем России.

4.3. Газопроводы установок комплексной подготовки газа, газосборных пунктов, головных сооружений и т.д. должны отвечать требованиям, предъявляемым к трубопроводам первой категории (при Ру <= 10 МПа).

4.4. УКПП и другие установки должны иметь автоматическое и механизированное регулирование и управление технологическими процессами. Для питания пневматических систем этих установок необходимо использовать осушенный и очищенный воздух, пригодный по качеству и параметрам для использования в работе КИПиА.

4.5. На каждом паропроводе при входе в аппарат должны быть установлены обратный клапан и отключающее устройство, рассчитанные на рабочее давление в аппарате.

4.6. УКПГ должны иметь систему осушки, подогрева и ингибирования газа. Гидратные пробки в газопроводе, арматуре, оборудовании, приборах следует ликвидировать введением растворителей, пара, горячей воды, понижением давления в системе.

Использование для обогрева оборудования открытого огня запрещается.

4.7. Подтягивать (производить регулировку) и заглушать предохранительные клапаны, если в них обнаруживается пропуск, запрещается. В этих случаях необходимо прекратить эксплуатацию аппарата, оборудования, трубопроводов и т. п. и клапан заменить.

4.8. На установке, в технологическом регламенте указывается перечень технологических параметров и их предельных значений. При отклонении параметров от предельных значений установка должна быть остановлена.

4.9. Перед пуском установки необходимо проверить исправность оборудования, трубопроводов, арматуры, металлоконструкций, заземляющих устройств, КИПиА, блокировок, вентиляции, канализации, СИЗ и средств пожаротушения, вытеснить воздух из системы инертным газом на свечу. В конце продувки производится анализ выходящего газа. Содержание кислорода не должно превышать 1% (об.). Вытеснение воздуха из аппаратов и емкостей в общезаводской факельный трубопровод запрещается.

4.10. Не допускается пуск установки при неисправных системах контроля опасных параметров процесса и системах защиты.

4.11. Отбор проб газа, конденсата и других технологических сред должен производиться с помощью пробоотборников, рассчитанных на максимальное давление в оборудовании. Запрещается пользоваться пробоотборниками с неисправными игольчатыми вентилями и с просроченным сроком их проверки. Проверка вентилей на герметичность проводится не реже одного раза в шесть месяцев.

5. Дополнительные требования для установок низкотемпературной сепарации газа

5.1. Территория установки должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками.

5.2. Оборудование установок низкотемпературной сепарации следует продувать в закрытую емкость с отводом газа в систему его утилизации.

5.3. Сбрасывать в атмосферу газы, содержащие сероводород и другие вредные вещества, без нейтрализации или сжигания запрещается.

5.4. На каждом газосепараторе устанавливается не менее двух предохранительных устройств, каждое из которых должно обеспечивать безаварийную работу аппарата.

6. Промысловые трубопроводы

6.1. Проектирование, строительство и эксплуатация промысловых трубопроводов должны осуществляться в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» [60], утвержденных Госгортехнадзором России 02.03.95 г., и «Правил по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов» [52], утвержденных Минтопэнерго РФ 30.12.93 г.

6.2. Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и химическому воздействию. Трубопроводы должны быть защищены от наружной коррозии.

Допускается применение неметаллических трубопроводов по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России. обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями, но не реже чем 1 раз в 8 лет.

Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию нефтегазопроводов следует проводить не позже чем через один год после начала эксплуатации.

6.35. Ревизии нефтегазосборных трубопроводов должны проводиться в соответствии с установленным порядком по графику, разработанному службой технического надзора и утвержденному техническим руководством предприятия.

7. Резервуары

7.1. Настоящие Правила распространяются на стальные сварные цилиндрические резервуары (РВС) вместимостью от 100 до 50 000 м3, предназначенные для сбора, хранения и подготовки сырой и товарной нефти, а также сбора и очистки воды перед ее закачкой в пласты.

7.2. Выбор типа резервуара, его внутренней оснащенности, противокоррозионного покрытия, способа монтажа обосновывается проектом в зависимости от емкости, назначения, климатических условий, характеристики сред, а также с учетом максимального снижения потерь.

7.3. Каждый резервуар должен быть оснащен: дыхательными клапанами, предохранительными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сигнализаторами уровня, манометрами, устройствами для предотвращения слива (хлопушками), противопожарным оборудованием, оборудованием для подогрева, приемо-раздаточными патрубками, зачистным патрубком, вентиляционными патрубками, люками (люк световой, люк замерный).

7.4. Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара, должна соответствовать проектным избыточному давлению и вакууму.

7.5. Резервуары, в которые при отрицательной температуре окружающего воздуха поступают нефть, вода с температурой выше О °С, оснащаются непримерзающими дыхательными клапанами.

7.6. Не допускается монтаж резервуаров вместимостью более 10 000 м3 рулонным методом.

7.7. Вертикальные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования должны располагаться не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки, не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.

7.8. Каждый резервуар должен быть огражден сплошным земляным валом, рассчитанным на гидростатическое давление разлившейся жидкости из резервуара.

7.9. Размещение задвижек внутри обвалования не допускается, кроме запорных и коренных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара.

Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.

7.10. Основание резервуара должно защищаться от размыва поверхностными водами, для чего должен быть обеспечен постоянный отвод вод по канализации к очистным устройствам.

7.11. Сброс загрязнений после зачистки резервуаров в канализацию не допускается. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители.

7.12. Устройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы» [70].

7.13. Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся гидравлические испытания, а также проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.

8 Системы утилизации

8.1. Сточные воды установок подготовки нефти, газа и газового конденсата должны подвергаться нейтрализации очистке и утилизации согласно техническим решениям, установленным проектом и согласованным с органами природоохранного и санитарного надзора.

8.2. За сбором сточных вод, степенью их загрязненности, эффективностью работы очистных сооружений и систем утилизации должен быть установлен контроль по графику, согласованному с органом санитарного надзора. Содержание нефтепродуктов и вредных веществ в стоках не должно превышать установленных норм.

8.3. Запрещается эксплуатация канализации с неисправными или неправильно выполненными гидравлическими затворами. В каждом гидрозатворе слой воды, образующий затвор, должен быть высотой не менее 0,25 м.

28. Организация безопасности жизнедеятельности в организации

1.Общие организационно-технические требования

1.1. Организации, осуществляющие свою деятельность по указанным направлениям, должны иметь разрешение (лицензию) на право ведения работ или их отдельных этапов (стадий) в соответствии с «Положением о порядке выдачи специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с повышенной опасностью промышленных производств (объектов) и работ, а также обеспечением безопасности при пользовании недрами» утвержденным Госгортехнадзором России 20.07.93 г. и зарегистрированным Минюстом России от 7.07.93 за № 296, и «Методическими указаниями по организации и осуществлению лицензионной деятельности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденным Госгортехнадзором России 15.03.94г.

1.2. Проекты на разведку, разработку и обустройство нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа в пористой среде, строительство скважин на шельфе морей, месторождениях, содержащих агрессивные пластовые флюиды, высоконапорные горизонты с коэффициентом аномальности более 1, 3, продуктивные отложения на глубинах 4000 м и более, подлежат согласованию с Госгортехнадзором России, Все остальные проекты согласовываются с территориальным органом Госгортехнадзора, на территории которого планируется реализовать проект.

1.3. Предприятия и организации должны представлять соответствующим органам в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, декларацию промышленной безопасности.

1.4. Уровень промышленной безопасности при проектировании производств, сооружаемых на базе комплектного импортного оборудования или оборудования, изготавливаемого по иностранным лицензиям, должен быть не ниже устанавливаемого на основании требований настоящих Правил.

1 5 При работе на одном объекте нескольких предприятий порядок организации и производства работ должен определяться положением о взаимодействии между предприятиями, утверждаемым совместно руководителями этих предприятий, а при работе нескольких подразделений одного предприятия - порядком, устанавливаемым руководством предприятия.

1.6. Производство работ в местах, где имеется или может возникнуть повышенная производственная опасность, должно осуществляться по наряду-допуску

Перечень таких работ, порядок оформления нарядов-допусков, а также перечни должностей специалистов, имеющих право руководить этими работами, утверждаются техническим руководителем предприятия. Производство работ повышенной опасности должно осуществляться в соответствии с инструкциями, устанавливающими требования к организации и безопасному проведению таких работ, утвержденными техническим руководителем предприятия.

1.7. На взрывопожароопасных объектах должен быть разработан план ликвидации возможных аварий (ПЛА) согласно Приложению 9 настоящих Правил, в котором С учётом специфических условий необходимо предусматривать оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийных ситуаций, исключению загораний или взрывов, безопасной эвакуации людей, не занятых в ликвидации аварии.

Последовательность операций при планировании готовности производственных объектов к действиям в аварийной ситуации и оценку достаточности предусмотренных мероприятий следует проводить в соответствии с Приложением 2 настоящих Правил.

1.8. Дополнительные перерывы для обогрева работающих, приостановка работы на объектах осуществляются в зависимости от установленных для субъекта Российской

Федерации предельных значений температуры наружного воздуха и скорости ветра в данном климатическом районе.

1.9. Зарубежные буровое, нефтепромысловое, геологоразведочное оборудование, а также оборудование для трубопроводного транспорта и технологии применяются на территории Российской Федерации по специальным разрешениям Госгортехнадзора России.

1.10. Все действующие и вновь вводимые в эксплуатацию объекты нефтегазодобывающего профиля должны быть снабжены трафаретами на хорошо просматриваемых местах с указанием наименования объекта, его номера или индекса (при наличии) и владельца.

1.11. Запрещается находиться посторонним лицам на территории производственного объекта, обозначенной в установленном на предприятии порядке, без разрешения руководителя работ или администрации.

1.12. Ликвидация и консервация скважин осуществляются в порядке, установленном «Инструкцией о порядке ликвидации и консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов», утвержденной Госгортехнадзором России 19.08.94 г.

1.13. Предприятия и организации должны организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности согласно федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 г., № 116-ФЗ.

Сведения об организации производственного контроля и о работниках, уполномоченных на его осуществление, представляются в территориальный орган Госгортехнадзора России, обеспечивающий государственный надзор на данной территории.

2. Требования к персоналу

2.1. К работам на объектах нефтегазового комплекса допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний по здоровью.

2.2. Организация и порядок обучения, проведения инструктажей, проверки знаний и допуска персонала к самостоятельной работе должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.0.004 ССБТ [2] и «Положения о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов предприятий, организаций и объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России», утвержденных Госгортехнадзором России 19.05.93 г. [45].

2.3. Обучение в области промышленной безопасности рабочих основных профессий проводится в специализированных учебных центрах, комбинатах, имеющих разрешение (лицензии) территориальных органов Госгортехнадзора России.

2.4. К руководству работами по бурению, освоению и ремонту скважин, ведению геофизических работ в скважинах, а также по добыче и подготовке нефти и газа допускаются лица, имеющие образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности. Это положение распространяется также и на иностранных специалистов.

2.5. Специалисты с высшим и средним специальным образованием, работающие по рабочим специальностям, в том числе практиканты высших и средних специальных учебных заведений, для допуска их к самостоятельной работе должны иметь соответствующее удостоверение по рабочим профессиям.

2.6. Рабочие основных профессий допускаются к самостоятельной работе после обучения в соответствии с требованиями настоящих Правил, стажировки на рабочем месте, проверки знаний, проведения производственного инструктажа и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ.

2.7. Рабочие комплексных бригад, организацией труда которых предусматривается совмещение профессий, должны иметь соответствующую квалификацию, а также допуски к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям.

2.8. Производственный персонал должен владеть приемами оказания доврачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях. Обучение приемам оказания доврачебной помощи включается в программу первичной подготовки и повышения квалификации персонала в учебно-курсовых комбинатах (УКК) и других специализированных учебных заведениях.