Процесс добычи и первичной перерабтки: производство

Оборудование для работ в скважине/установка ГНКТ

Практичные и универсальные установки гибких насосно-компрессортных труб (ГНКТ) представляют собой тип оборудования для работ в скважине с множеством областей применения:

• Механическая и химическая очистка и прочистка
• Бурение и фрезерование
• Цементирование
• Спускоподъемные операции (извлечение и замена секции колонны бурильных труб)
• Ловильные работы (извлечение объектов из ствола скважины)
• Гидроразрыв пласта и повторный разрыв
• Инициирование или повторная стимуляция добычи

Гидродвигатели буровых установок обеспечивают необходимую мощность для управления подъемным машинным оборудованием (кран, кривая труба), разматывания трубы, её проталкивания в ствол скважины с помощью инжекторного узла и повторной намотки трубы. Из кабины управления операторы осуществляют контроль за механическим оборудованием и оборудованием для контроля устьевого давления. К измерительным приборам на ГНКТ относятся датчики давления и температуры на гидравлическом силовом агрегате, тензодатчики на держателе инжектора и манометры в кабине управления.

Устье скважины с фонтанной арматурой

Устье скважины представляет собой систему патрубков, катушек и адаптеров, на которых подвешена обсадная колонна и протекает сырая нефть или газ. Оно также известно как головка насосно-компрессорных труб. Данное оборудование выполняет важную функцию: удержание находящейся под давлением флюида, находящегося в стволе скважины (сточных вод).

Сверху устья скважины обычно устанавливается ряд клапанов, фитингов и штуцеров. Он называется "рождественской елкой" (Christmas tree) (русский аналог термина – "фонтанная арматура", прим. перев.) из-за способа разветвления ее различных компонентов. Данный массив выполняет функционию крана сложной конструкции, который позволяет операторам контролировать и перенаправлять поток сточных вод в трубы и резервуары.

Контроль давления в обсадной колонне, трубах, выкидной линии и других точках оборудования осуществляется с помощью механических манометров повышенной эксплуатационной надежности. Для обеспечения безопасности объектов добычи в электронные преобразователи давления и промышленные преобразователи, используемые в фонтанной арматуре, должны пройти сертификацию искробезопасности или взрывобезопасности.

Система штанговых скважинных насосов

Обычно называемые качалками, "нефтяными конями" или нефтяными вышками, штанговые скважинные насосы распространены в регионах с богатыми запасами нефти. Механизм данного устройства прост и эффективен: кривошип, приводимый в действие первичным двигателем (электродвигателем), перемещает вверх и вниз рычаг, состоящий из балансира и головки балансира на одном конце. Полированная насосно-компрессорная штанга, прикрепленная к головке балансира и проходящая через несущий стержень, вставляется в устье скважины и проходит вниз вдоль трубы. (Чем глубже скважина, тем длиннее колонна насосных штанг и, следовательно, тем больше высота станка-качалки). Насосная-компрессорная штанга медленно всасывает флюид, находящийся в стволе скважины, благодаря системе клапанов двухпозиционного действия "открытия-закрытия" на конце колонны насосных штанг и в нижней части обсадной колонны. В устье скважины жидкость отводится в выкидную линию и затем по трубопроводу подается в накопительный резервуар для дальнейшей транспортировки.

Манометр в устье скважины и датчик давления на выкидной линии позволяют операторам осуществлять мониторинг перекачиваемых сточных вод и контроль над ним. Датчик угла наклона на балансире отслеживает перемещение и положение полированной штанги, в то время как специально разработанный весовой датчик на поддерживающем брусе контролирует значение силы, которая воздействует на полированную штангу во время ее движения вверх. Данная информация, записанная на динамограммах, используется для анализа условий перекачки в скважине и КПД штанговой насосной установки.

Плунжерная подъемная система

Падение добычи представялет собой часть естественного цикла скважины, однако несколько факторов могут ускорить этот процесс. Одним из таких факторов является степень заполнения системы жидкой фазой. Флюид, находящийся в стволе скважины, представляет собой комбинацию природного газа и жидкости. Критический дебит газа — это минимальная скорость, с которой газ должен перемещаться для преодоления оттока жидкости. При показателе ниже критического дебита скважина начинает заполняться. Если жидкость из скважины не удаляют, то добыча снижается и в конечном итоге полностью прекращается.

В идеале плунжерный подъемник, установленный до того, как заполнение жидкостью станет серьезной проблемой, является экономически целесообразным решением для вертикальных скважин. Единственная электроэнергия, необходимая этой механической системе, может поступать от небольшой солнечной панели. Установка начинается с размещения отбойной пружины с помощью установки ГНКТ в нижней части вертикальных НКТ, в то время как в верхней части устья скважины находится смазочное устройство, в котором располагается свободно действующий плунжер. При фиксации заполнения жидкостью электронный контроллер он закрывает клапан с электроприводом, останавливая ток жидкости в трубе. С помощью данного действия освобождается плунжер, который опускается через слой жидкости (пробку) и касается амортизатора. Поскольку скважина теперь закрыта, внутри накапливается давление; когда давление достигает заранее заданного уровня, клапан с электроприводом открывается снова. Вследствие такого резкого изменения давления поднимается плунжер, который выталкивает пробку вверх, а затем из скважины. Затем плунжер возвращается к смазочному устройству, активируя датчик прибытия, что приводит к открытию клапана двигателя и возобновлению тока газа. Цикл автоматически повторяется каждый раз, когда контроллер фиксирует заполнение жидкостью.

Для оптимизации работы плунжера в плунжерных подъемных системах для определения уровня давления природного газа в обсадной колонне и трубах используются датчики давления и манометры. Учитывая наличие взрывоопасных газовых паров, требуется использовать искробезопасные или взрывозащищенные датчики давления.

Система винтового насоса кавитационного типа

Практически во всех нефтегазовых скважинах может использоваться небольшое подспорье, особенно в зрелых, в которых добыча уменьшается. Один из способов увеличения производительности в вертикальной или наклонной скважине — это винтовой насос кавитационного типа, также называемый винтовым насосом объемного типа или винтовым насосом.

Данная система механизированной эксплуатации скважин состоит из геликоидального металлического ротора (пространство положительного давления), помещенного внутри эластомерного статора (пространство отрицательного давления). Ротор, который представляет собой шестерню внутреннего зацепления, вращается в неподвижном статоре, который выполняет функцию фиксированной наружной шестерни. Флюид, находящийся в стволе скважины, поступает на сторону всасывания и занимает пространство между ротором и статором. В процессе работы насоса зубья ротора контактируют с зубьями статора, образуя каждым оборотом замкнутую полость. Таким образом, жидкость постепенно поднимается на поверхность через устье скважины. Благодаря полостям системы винтового насоса кавитационного типа способны работать с вязкой нефтью, песком и другими твердыми материалами, часто встречающимися при гидроразрыве пласта.

Мониторинг и контроль поверхности, осуществляемые с помощью манометров и искробезопасных или взрывозащищенных преобразователей давления, позволяют операторам оптимизировать данную систему механизированной эксплуатации скважин.

Система газлифтной эксплуатации скважины

В некоторых эксплуатируемых скважинах из-за нагрузки жидкости наблюдается медленный поток. В вертикальной скважине плунжерный подъемник может механически устранить эту жидкую пробку; в горизонтальных скважинах с низким притоком могут использоваться системы механизированной эксплуатации скважин, работающие на газе.

Система газлифтной эксплуатации скважины имитирует естественный подъем, дополняя пластовый газ сторонним источником. Сначала ряд оправок (полых цилиндров) с клапанами устанавливается вдоль внешней стороны колонны НКТ на разных уровнях глубины. Затем газ высокого давления из газоперекачивающего агрегата закачивается в скважину в затрубное пространство (пространство между внутренней колонной НКТ и внешней колонной обсадных труб). Когда данный нагнетаемый газ сталкивается с каждой оправкой, открывается клапан цилиндра, позволяя ему проникнуть в колонну; одновременно перед ним закрывается клапан. Попав внутрь, газ смешивается с жидкой пробкой, вследствие чего ее плотность уменьшается и она всплывает над флюидом, находящимся в стволе скважины. По достижении поверхности эмульсия отделяется, жидкая часть извлекается, а оставшийся газ сжимается и повторно закачивается в скважину до подъема. В этот момент любой поднятый газ направляется на реализацию.

Система газлифтной эксплуатации скважины состоит из впускных и выпускных отверстий, двигателя, скрубберов для удаления остаточной влаги из газа и цилиндры сжатия. Манометры, преобразователи давления и термометры сопротивления на скрубберах позволяют операторам контролировать и управлять стадиями сжатия. Указатели уровня демонстрируют уровень жидкости масла и воды внутри резервуара, в то время как магнитный поплавковый выключатель контролирует уровни жидкостей в скрубберах.

Трехфазные сепараторы

Три основных компонента сточных вод скважины — это вода, нефть и природный газ, которые оседают естественным образом, поскольку вода тяжелее нефти, а нефть тяжелее газа. Трехфазный сепаратор ускоряет и контролирует этот процесс, позволяя удалять воду из эмульсии, а отделенные углеводороды направляются по трубопроводу в соответствующие пункты назначения для дальнейшей реализации.

Существует несколько типов трехфазных сепараторов, каждый из которых оснащен уникальными внутренними компонентами для разделения и управления интерфейсом. Независимо от того, является ли сепаратор горизонтальным или вертикальным, эмульсия поступает в резервуар и проходит через входной дивертор; данное действие уменьшает поверхностное натяжение жидкости, способствуя высвобождению газа. Затем жидкая часть оседает в нижней части резервуара, где она естественным образом разделяется на нефть и воду. Контроллер уровня на поверхности раздела жидкостей подает сигнал клапану сброса, что позволяет убирать воду по мере необходимости для поддержания оптимального уровня интерфейса. Для поддержания надлежащего уровня масла другой контроллер уровня посылает сигнал клапану сброса масла, когда он должен открыться и закрыться. В это время газ поднимается в верхнюю часть резервуара, проходит через каплеотбойник и выходит через верхний регулирующий клапан, который также служит для поддержания постоянного давления в сосуде. Один вход, три выхода.

Датчики уровня на поверхностях разделов "нефть-вода" и "нефть-газ" открывают и закрывают клапаны сброса. Манометры измеряют давление масла, когда оно выходит из сепаратора и попадает в трубопровод, в то время как искробезопасные или взрывозащищенные датчики давления управляют клапаном сброса газа. Биметаллические термометры и терморезисторные датчики температуры позволяют операторам контролировать температуру в резервуаре и на линии выхода газа. Для защиты клапанов во время сброса давления газа используются ограничительные диафрагмы для ускорения потока до скорости звука.

Резервуары с химическими присадками

На протяжении всего этапа добычи химикаты добавляются в скважину, в устье скважины, до или во время сепарации, а также в емкости для хранения. Причины обработки флюида, находящегося в стволе скважины и сырой нефти:

• Предотвращение образования отложений и осадка;
• Деэмульгация сточных вод
• Уменьшение пенообразования
• Стимулирование флокуляции капель нефти
• Предотвращение коррозии и обледенения
• Уничтожение водорослей, грибков и бактерий
• Улучшение потока вязких углеводородов (парафин, асфальт и т. д.);
• Уменьшение трения в трубопроводах.

Для резервуаров с химическими присадками требуется система указателей уровня, датчиков уровня, манометров и преобразователей давления. Данные приборы повышенной эксплуатационной надежности позволяют нефтегазодобывающим компаниям контролировать условия в сосудах и трубах для обеспечения эффективности работы.

Резервуары для добычи

Резервуары для добычиотносятся к последней стадии процесса добычи нефти и газа. После прохождения сточных вод скважины через трехфазный сепаратор, основные компоненты подаются по трубопроводу в массивные накопительные резервуары для ожидания либо очистки и утилизации (для пластовой воды), либо продажи компаниям, занимающимся переработкой нефти и природного газа.

Измерение уровня необходимо в таких резервуарах для хранения нефти и воды, контроль объема для:

• Определения и управления запасами
• Расчета потребностей в транспортировке
• Предотвращения перелива

Погружные датчики давления позволяют добывающим компаниям точно контролировать уровни своих продаваемых ресурсов. Искробезопасные преобразователи обеспечивают дополнительную защиту в опасных условиях, а корпус из нержавеющей стали с высокой степенью защиты от проникновения обеспечивает долгосрочную надежность прибора. Для дополнительной устойчивости и защиты от турбулентности и засорения используйте WIKA LevelGuard^TM с погружным датчиком давления.

Факельная труба

В процессе добычи целью является захват и продажа как можно большего количества природных ресурсов. Однако по соображениям безопасности и логистики часть добытого газа необходимо обрабатывать другими способами. Одним из методов снижения избыточного давления, которое иногда формируется в оборудовании, является сброс, но это приводит к загрязнению воздуха. Сжигание в факеле, которое представляет собой контролируемое сжигание метана и летучих органических соединений (ЛОС) в отработанном газе, гораздо предпочтительнее сброса, поскольку оно разрушает ≥ 98 % метана и ЛОС до попадания в атмосферу.

Факельная труба представляет собой относительно простую систему. Поток отработанного газа поступает в сепаратор, вследствие чего происходит перепад давления, благодаря которому из газа удаляется влагу и конденсат; данный этап необходим, поскольку сжигание жидких углеводородов создает опасную ситуацию для людей, оборудования и окружающей среды. Затем осушеный газ поступает в коллекторную трубу факела и поднимается по узкому трубопроводу факельного коллектора. В верхней части факела находится наконечник с запальником для воспламенения отработанного газа.

Для безопасной и эффективной работы газовых факельных систем требуются различные датчики. Уровнемеры и поплавковые выключатели в сепараторах осуществляют контроль и мониторинг объема жидкостей в сосудах. Термопары, защитные гильзы (в том числе с конструкцией ScrutonWell®) и преобразователи температуры у основания факельной трубы и ее на конце обеспечивают достаточную температуру газа и пламени для полного преобразования углеводородов в воду и CO_2. Измерение массового расхода с помощью ультразвукового расходомера возможно даже при изменении состава газа во время работы. Возможно изготовление корпуса расходомера на заказ в соответствии с применяемым классом трубопровода.

Услуги калибровки и калибровочная техника

Ищете калибровочное оборудование, подходящее для ваших областей применения? Ознакомьтесь с нашим широким ассортиментом калибраторов. Воспользуйтесь нашей услугой калибровки для измерения давления, температуры, силы, расхода и электрических величин, а также для приборов по измерению SF₆. В своих калибровочных лабораториях, аккредитованных согласно ISO 17025 или непосредственно на ваших объектах мы проведем калибровку ваших эталонов и испытательного оборудования независимо от производителей. Благодаря своей опытной команде, расположенной по всему миру мы всегда к вашим услугам. В случае поломки прибора мы также будем рады оказать вам помощь, предоставив наши экспертные знания по ремонту и вернув вашим приборам работоспособность.

Услуги по монтажу

Наш квалифицированный персонал поможет вам с установкой и вводом в эксплуатацию оборудования на месте, а также станет для Вас компетентным и доступным партнером по обслуживанию. Данные процедуры подразумевают надзор, установку, сварочные работы, устранение неисправностей, ремонт, анализ и проверку. Мы – правильное контактное лицо как для новых проектов, так и для мер по техническому обслуживанию при остановке, а также в случае незапланированного перерыва. Наша глобальная команда может оказать Вам поддержку при установке приборов для измерения температуры.

Сервис для систем мембранных разделителей: услуги по замене, ремонту и оптимизации.

Благодаря услуге по ремонту мембранных разделителей от WIKA возможно значительное снижение общих затрат на системы мембранных разделителей. Данная услуга предоставляется как в отношении систем мембранных разделителей WIKA, так и для систем других признанных производителей. В зависимости от варианта применения срок службы преобразователя процесса больше, чем у деталей, контактирующих с рабочей средой. Поэтому только в редких случаях неисправные системы мембранных разделителей подлежат полной замене, включая преобразователь процесса. Благодаря повторному использованию промышленных преобразователей WIKA предлагает пакет услуг с очевидной экономией средств.

... и многие другие услуги.

Благодаря компетентным и опытным сервисным центрам WIKA с радостью окажет Вам поддержку, предоставив различные дополнительные услуги, такие как обучение. Свяжитесь с ответственным контактным лицом в вашем регионе.