книги из ГПНТБ / Мазепа Б.А. Опыт автоматизации добычи нефти

Таблица 4

в 9,55 раза, а скребка УфНИИ в 32 раза ниже затрат на обслужи­ вание 'ручной лебедки.

Депарафинизация глубиннонасосных скважин

В глубиннонасосных скважинах парафин отлагается в подъем­ ных трубах на штангах и на насосе при его неглубоком, менее

700—800 м, погружении. Как показывает опыт при поддержании на приеме глубинного насоса давления 68 ат и более в этой зоне и узлах глубинного насоса парафин на стенках насосно-компрес­ сорных труб не откладывается. Для удовлетворительной работы глубинный насос обычно подвешивают па глубину не менее

1100 .и.

Сравнительно недавно, до 1950 г., трубы глубиннонасосных скважин очищали весьма трудоемким методом, периодически

закачивая горячую нефть в межтрубное пространство. Отло­ жившийся на стенках труб парафин расплавлялся п выносился потоком нефти на поверхность. Применяли и пропарку труб на поверхности после подъема насосно-компрессорных труб пз сква­ жины.

С 1950 г. на Туймазпнских промыслах начали применять вначале фигурные, а затем и пластинчатые скребки. Применение

скребков в глубпннонасосных скважинах на промыслах Башки­ рии, Татарии, Баку, Краснодара и других показало преимуще­ ства этого способа очистки стенок труб от парафина перед всеми

другими способами. Межремонтный период работы скважин

возрос от нескольких недель до многих месяцев.

Очистка глубиннонасосных скважин при помощи скребков заключается в следующем. К штангам через определенные про­

29

межутки прикрепляют скребки. Скребки устанавливают в ин­ тервале на 50—100 м больше интервала отложений парафина в трубах. При возвратно-поступательном движении штанг вну­ тренние стенки насосно-компрессорных труб очищаются от пара­ фина.

Благодаря применению скребков механической очистки труб глубиннонасосных скважин полностью автоматизировали одну из трудоемких операций по депарафинизации.

Механические фигурные скребки

Применение фигурных скребков значительно улучшает усло­

вия эксплуатации глубиннонасосных скважин и увеличивает межремонтный период их работы с 15—18 суток до 3—3,5 месяцев.

Скребки фигурные (по типу применяемых для подъемных

труб фонтанных скважин) изготовляются из бракованных на­ сосно-компрессорных труб в условиях промысловых мастерских. Длина пх 240—250 мм и толщина 3 мм. Диаметр скребков меньше

внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб на 2—3 мм.

Скребки к штангам крепятся при помощи хомутиков. Чтобы скребки самопроизвольно не перемещались по штанге, в хому­ тиках делается насечка. Приварка скребков непосредственно к телу штанг не допускается, так как это ухудшает качество по­ следних и может вызвать аварию, связанную с пх обрывом. Верхний и нижний концы скребков имеют скосы для предупрежде­ ния заеданий их в стыках труб.

Парафин срезается скребками при ходе штанг вверх и вниз.

Поэтому они получили название скребков двойного действия. Однако в связи с большой поверхностью соприкосновения скребков с трубами нагрузки на штанги, качалку и электромотор

повышаются. Кроме того, на внутренней поверхности скребков с течением времени происходит наращивание парафиновых отло­

к штангам крепятся также при помощи хомутиков. Подобные скребки не нашли широкого применения, хотя технология их изготовления проще описанных выше. Главным пх недостатком

является создание значительных гидравлических сопротивлений потоку жидкости, в связи с чем большие дополнительные нагрузки накладываются на насосное оборудование и возможно отвин­ чивание штанг. Вследствие винтообразной формы скребки этого типа передают штангам крутящий момент, а так как они работают на срезание парафина при ходе вверх и вниз, то крутящие моменты суммируются и может произойти разворачивание штанг. Изго­

товление же скребков правой и левой навивки и последователь­ ное чередующее их расположение на штангах полностью не устра­ няет возможности развинчивания.

30

Пластинчатые штанговые скребки

Внастоящее время глубиннонасосные скважины для борьбы

сотложениями парафина оборудуются пластинчатыми скреб­

ками. Скребки вырезают из листовой стали толщиной 3 мм. Пла­

стины срезаются под углом 60—65°, что устраняет возможность

задевания за стенки насосно-компрессорных труб.

При применении пластинчатых скребков, крепящихся к штан­ гам при помощи хомутов, требуется специальный механизм —

штанговращатель. Штанговращатель при возвратно-поступатель­

ном движении штанг вращает их по часовой стрелке. Парафин

срезается только в результате вращения скребков. Настройка системы производится таким образом, что парафин соскабли­ вается лишь при движении штанг вниз, что улучшает работу меха­ низмов.

Использование пластинчатых скребков увеличивает межре­ монтный период до 6—8 месяцев, а в отдельных случаях и до года.

Экономическая эффективность скребков

С применением пластинчатых скребков вопрос автоматизации процесса депарафинизации труб глубиннонасосных скважин был решен. Годовая экономия от внедрения пластинчатых скребков на одной скважине при средней стоимости подземного ремонта

скважины 1200 руб. составляет примерно 19 050 руб. Эта эконо­ мия слагается из следующего. Если затраты на подземный ремонт одной скважины, которая в течение года очищалась 20 раз, при применении очистки труб на поверхности равнялась 24 000 руб., то при применении пластинчатых скребков они составили

Учитывая дополнительные затраты на оборудование скважин пластинчатыми скребками, составляющие при расходе на одну скважину в среднем 70 скребков стоимостью 20 руб. каждый и одного штанговращателя стоимостью 300 руб. при расходе 1,5

комплекта скребков на скважину 2550 руб., получим фактиче­

скую годовую экономию по одной скважине 21 600—2550 =

=19 050 руб.

II.АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ОТКАЧКИ НЕФТИ ИЗ ЕМКОСТЕЙ

Технологическая схема сбора нефти и газа, применяемая на промыслах Татарии

На промыслах Татарии при эксплуатации девонских нефтяных пластов широко применяется самотечная система сбора продук­ ции скважин. Выбор этой системы был обусловлен технологи­ ческими особенностями разработки нефтеносных площадей. Си­

31

стемой предусмотрен отдельный сбор нефти и газа по самостоя­ тельным коллекторам от каждой скважины в отдельности.

индивидуальной установкой, в которую входят трап и мерник. Продукция скважины направляется в трап, где происходит пер­ вичное отделение газа от нефти. В трапах поддерживается мини­ мальное давление около 1,2—1,5 ат, вполне достаточное для поступления газа по газовой линии к сборному газовому коллек­ тору и далее по коллектору к компрессорной станции. Нефть из

окончательно выделяется из нефти и осаждается парафин. Резервуары, устанавливаемые на скважинах, используются

также для замера суточной производительности скважины или ее дебита. Трапы и мерные емкости располагаются в непосредственной

близости от скважины (в 8—10 м и реже 20—30 м), чтобы макси­ мально сократить путь газированной нефти по трубопроводам и избежать запарафинивания последних.

Нефть из мерников по трубам самотеком поступает в нефте­ сборный коллектор и далее на сборный пункт нефтесборного участка. Со сборных пунктов нефть перекачивают в промысловые

товарные парки, откуда через резервуары товаротранспортных организаций направляются потребителям.

Преимущества самотечной системы сбора следующие.

_ 1. Возможность сбора нефти со скважин с невысокими буфер­

ными давлениями.

32

2.Самотечный сбор нефти со скважин экономичен благодаря использованию рельефа местности.

3.Большая гибкость системы. Остановка или авария на одной скважине не нарушает нормальной работы системы в целом.

4.Подключение объектов к системе с низким давлением в кол­ лекторах не вызывает усилий и осложнений, благодаря чему

достигаются высокие темпы обустройства участков и площадей.

5.Система проста в обслуживании.

Наряду с этим самотечная система имеет серьезные недостатки.

1. Основным из них является ее негерметичность. Газ из мерных емкостей, установленных па скважинах, а также из ре­

зервуаров сборных пунктов и товарных парков, улетучиваясь в атмосферу, увлекает за собой большой процент легких бензи­ новых фракций, в результате чего удельный вес нефти увеличи­ вается, а качество ухудшается. Миллиарды кубометров высоко­ качественного химического сырья пропадают.

2. Вследствие малых скоростей потока и небольшого напора, обусловленного лишь разностью геометрических отметок, при самотечной системе сбора требуются трубы большого диаметра. Так, к общему сборному коллектору от каждой скважины про­ кладывают соединительные линии из 4" труб. При этом умень­ шаются возможности укладки нефтепроводов в зоне промерзания грунтов.

Принудительная откачка нефти

Поскольку рельеф местности нефтепромыслов Татарии позво­ ляет осуществлять сбор нефти с большинства скважин за счет свободного самотека, эксплуатационные скважины каждой пло­ щади разбиваются на группы, образующие нефтесборные участки,

для каждого из которых строится в низкой точке рельефа участко­ вый сборный пункт. Скважины, не обеспечивающие самотечного

стока нефти, оборудуются насосными установками. Если для самотека требуется лишь небольшое увеличение разности геоме­ трических отметок, на скважинах устанавливают мерные емкости на постамент.

Иногда небольшие группы скважин ввиду невозможности по­ дачи нефти самотеком на запроектированный сборный пункт объединяют в буферном сборном пункте, куда нефть поступает самотеком, а далее на основной сборный пункт откачивается

насосами. Для нескольких нефтесборных участков сооружается товарный парк, принимающий откачиваемую со сборных пунктов нефть и направляющий ее в резервуары товаро-транспортного управления. Таким образом, принудительная откачка нефти производится на отдельных скважинах, буферных сборных пунк­

тах, сборных пунктах и товарных парках промыслового хо­ зяйства.

Автоматизация процесса откачки нефти

При принудительной откачке нефти требуются большие затраты

рабочего времени. Причем время, необходимое на откачку нефти из мерников, зависит в основном от количества поступающей в емкости нефти, производительности откачивающих насосов и объема емкостей.

На сборных пунктах и товарных парках нефть откачивают

по мере освобождения емкостей товаро-транспортных организа­

ций, а также подготовки нефти к сдаче, т. е. после ее обезвожи­ вания, обессоливания и стабилизации. На первой стадии очень важно сократить время на проведение операции по откачке нефти

со скважцн, за счет которого можно будет обслужить еще не­ сколько объектов. Анализ данных по скважинам НПУ Бавлы-

нефть показал, что в среднем на откачку нефти из мерника опера­

Сокращение этого времени достигается автоматизацией про­ цесса принудительной откачки, при которой нефть со скважин откачивается автоматически по мере накопления мерника. Спе­ циальный прибор-датчик, установленный на мернике, просле­ живает изменение уровня в нем. Датчик работает следующим образом.

По мере наполнения мерника и достижения верхнего предель­ ного уровня датчик подает сигнал в насосную установку и вклю­ чает откачивающий насос. При опорожнении мерника и дости­ жении нижнего предельного уровня вторым сигналом насос оста­ навливается. Благодаря применению автоматов откачки время

34

затрачиваемое оператором на откачку нефти, полностью высво­ бождается, за исключением незначительного времени, необходи­ мого для периодического осмотра состояния оборудования.

Если при расчете технико-экономической эффективности сред­

нее время, затрачиваемое оператором на откачку нефти из одного

Экономия по заработной плате оператора от внедрения одного автомата откачки составит в год около 2600 руб. Вычитая из этой суммы стоимость установленного типа автомата откачки с учетом монтажа и срока амортизации оборудования, получим чистую годовую экономию.

Конструкции применяемых автооткачек

Применяемые на промыслах автооткачки по характеру работы

датчиков можно подразделить на механические и пьезометриче­

ские.

Механические датчики автооткачек являются родоначальни­ ками автоматов откачки нефти. Первая конструкция автомата откачки с поплавковым прослеживанием изменения уровня жид­ кости в мернике и тросиковой передачей усилий от поплавкового рычага к переключателю электродвигателя насоса была изго­ товлена в мастерской КИП НПУ Туймазанефть в 1953 г.

Откачка нефти из меринка регулировалась величиной малого рычага автомата и местом установки зажимов, перемещающих рычаг переключателя. В конструкции, помимо автоматического включателя электродвигателя насоса установкой добавочного дублерпого кнопочного пускателя, было предусмотрено ручное управление. В целях пожарной безопасности электрическую часть автооткачкп (магнитопускатель, кнопки включения и др.) монтировали на расстоянии 15—20 м от установленного мерника,

па тросике же делали рассечку с разобщающим изолятором антен­ ного типа.

Автомат откачки этой конструкции работал вполне удовлетво­ рительно при условии тщательного изготовления и монтажа на

скважине. Такими автооткачками в 1956 г. на промыслах Туймазанефтп было оборудовано более 100 скважин, а на промыслах

Татарии более 50.

Однако конструкция автооткачкп имела ряд существенных

недостатков. Так, в частности, натяжка тросика со временем

ослабевала, а зимой покрывалась инеем, это приводило к разрегу­

лировке механизма включения электромотора. При поплавковом

прослеживании изменения уровня нефти в емкости вследствие различных по объему мерников приходится индивидуально к каж­ дому мернику подбирать несущие рычаги поплавка в зависимости от диаметра и высоты мерника. Поплавковые рычаги ограничи­ вают использование автоматов откачки подобной конструкции

на мерниках высотой более 3 м. Для автооткачек этого типа высота наполнения ограничивается примерно диаметром мерника.

Кроме того, при монтаже датчика в лазовом люке мерника необходимо останавливать скважину и очищать мерник от пара­ фина. При профилактическом осмотре или при повреждении поплавка также требуется остановка скважины. Поэтому датчики автооткачек на некоторых скважинах монтировали на крыше мерника в замерном'люке. В этом случае поплавок может иметь

жесткую подвеску к рычагу или свободную к тросу с контргрузом. Устройство одного из вариантов механического датчика со

свободной подвеской поплавка следующее (рис. 16).

Рис. 16. Электрокинематическая схема автооткачки со свободной подвеской поплавка.

На оси 5 в раме 4 помещено два спаренных ролика: один 2 с большим диаметром, другой 3 с малым. К большому ролику

прикрепляется трос, несущий поплавок 1. Малый ролик несет контргруз 6. При прослеживании уровня нефти в мернике по­ плавком оба ролика вращаются. Ось 5 имеет наружную нарезку и при вращении ролики смещают ее в зависимости от направления их движения. Так, при наполнении резервуара поплавок подни­ мается вверх, при этом большой ролик вращается по часовой стрелке и ось смещается вправо. При определенном уровне осью замыкаются контакты 7, питаемые через трансформатор 11 на­

пряжением 36 в и срабатывает промежуточное реле Р, которое,

замыкая свои контакты 9, создает цепь катушки магнитного пускателя 10, в результате чего включается электродвигатель ЭД насоса.

При откачке нефти поплавок опускается и своим весом вращает ось, поднимая контргруз. Ось перемещается влево, однако откачка продолжается, так как после включения контактов 7 имеется запас хода (12 .й.и), при котором контакты остаются замкнутыми.

36

электроды 1 и 2. При этом замыкается цепь для реле РВУ (реле верхнего уровня), которое, замыкая свои контакты, включает магнитный пускатель насоса откачки. Одновременно происходит самоблокировка через электрод 1.

При понижении уровня нефти в резервуаре ртуть в колене опускается и последовательно размыкает контакты 2 и 1. С размы­ канием контакта 1 отключается реле РВУ, в результате чего от­ ключением пускателя останавливается насос откачки. Если насос не включился по каким-либо причинам, повышение уровня ртути приведет к замыканию контакта 3, что заставит сработать реле аварийного уровня РАУ, подающего на диспетчерский пункт

сигнал при одновременном включении звукового сигнала па сква­ жине. Если автоматика неисправна, используют ручное вклю­ чение и отключение мотора насоса однополюсным выключателем РУ. На контакты ртутного датчика подается при помощи транса-

форматора ТР ток напряжением 36 в. Схема монтируется на общей панели с магнитным пускателем электромотора насоса.

Точная подача сигналов от ртутного датчика обеспечивала

нормальную автоматическую откачку нефти, благодаря чему стало возможным применение подобной схемы на буферных сбор­ ных пунктах. На этих пунктах обычно устанавливают два на­ соса, один из которых является резервным. Поэтому при автома­ тизации откачки в электрическую схему включают оба насоса. Ртутный датчик устанавливают на одном из мерников буферного сборного пункта, все мерники которого работают как сообщаю­ щиеся сосуды.

Пьезометрические датчики с ртутным заполнением имеют следующие положительные качества. Так как Р-образная трубка датчика с ртутным заполнением представляет собой маномётр, точность ее сравнительно высока, благодаря этому нижний и верх­ ний уровни наполнения нефти в резервуарах отбиваются четко.

38