___________________________________________________________________________
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
MINISTERSTWO EDUKACJI
NARODOWEJ
Janusz Kuś
Agata Kuś
Wydobywanie ropy naftowej i gazu ziemnego otworami
wiertniczymi 811[01].Z2.02
Poradnik dla ucznia
Wydawca
Instytut Technologii Eksploatacji – Państwowy Instytut Badawczy
Radom 2007
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
1
Recenzenci:
mgr inż. Jadwiga Ida
mgr inż. Henryk Rospond
Opracowanie redakcyjne:
mgr inż. Janusz Kuś
mgr inż. Agata Kuś
Konsultacja:
mgr inż. Teresa Sagan
Poradnik stanowi obudowę dydaktyczną programu jednostki modułowej 811[01].Z2.02
„Wydobywanie ropy naftowej i gazu ziemnego otworami wiertniczymi”, zawartego
w modułowym programie nauczania dla zawodu górnik eksploatacji otworowej.
Wydawca
Instytut Technologii Eksploatacji – Państwowy Instytut Badawczy, Radom 2007
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
2
SPIS TREŚCI
1. Wprowadzenie
5
2. Wymagania wstępne
6
3. Cele kształcenia
7
4. Materiał nauczania
8
4.1. Podział i ogólna charakterystyka metod wydobywania ropy naftowej
i gazu ziemnego. Rodzaje systemów energetycznych złóż
8
4.1.1. Materiał nauczania
8
4.1.2. Pytania sprawdzające
10
4.1.3. Ćwiczenia
10
4.1.4. Sprawdzian postępów
11
4.2. Samoczynny wypływ ropy z odwiertu
12
4.2.1. Materiał nauczania
12
4.2.2. Pytania sprawdzające
13
4.2.3. Ćwiczenia
14
4.2.4. Sprawdzian postępów
15
4.3. Uzbrojenie napowierzchniowe i wgłębne odwiertu samoczynnego
16
4.3.1. Materiał nauczania
16
4.3.2. Pytania sprawdzające
33
4.3.3. Ćwiczenia
34
4.3.4. Sprawdzian postępów
36
4.4. Regulacja samoczynnego wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego
37
4.4.1. Materiał nauczania
37
4.4.2. Pytania sprawdzające
39
4.4.3. Ćwiczenia
39
4.4.4. Sprawdzian postępów
40
4.5. Wstępne oczyszczanie ropy naftowej i gazu ziemnego w oddzielaczach
42
4.5.1. Materiał nauczania
42
4.5.2. Pytania sprawdzające
44
4.5.3. Ćwiczenia
44
4.5.4. Sprawdzian postępów
44
4.6. Obsługa odwiertu samoczynnego
45
4.6.1. Materiał nauczania
45
4.6.2. Pytania sprawdzające
45
4.6.3. Ćwiczenia
46
4.6.4. Sprawdzian postępów
46
4.7. Zaburzenia samoczynnego wypływu i awarie na odwiercie samoczynnym
47
4.7.1. Materiał nauczania
47
4.7.2. Pytania sprawdzające
48
4.7.3. Ćwiczenia
49
4.7.4. Sprawdzian postępów
49
4.8. Wydobywanie ropy przy użyciu gazodźwigu
50
4.8.1. Materiał nauczania
50
4.8.2. Pytania sprawdzające
54
4.8.3. Ćwiczenia
54
4.8.4. Sprawdzian postępów
55
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
3
4.9. Zastosowanie pompy wyporowej przy eksploatacji ropy naftowej
56
4.9.1. Materiał nauczania
56
4.9.2. Pytania sprawdzające
60
4.9.3. Ćwiczenia
60
4.9.4. Sprawdzian postępów
61
4.10. Złoża gazowe i gazowo-kondensatowe
62
4.10.1. Materiał nauczania
62
4.10.2. Pytania sprawdzające
64
4.10.3. Ćwiczenia
65
4.10.4. Sprawdzian postępów
66
4.11. Hydraty powstające podczas eksploatacji złóż gazu
68
4.11.1. Materiał nauczania
68
4.11.2. Pytania sprawdzające
70
4.11.3. Ćwiczenia
71
4.11.4. Sprawdzian postępów
72
4.12. Odcinki redukcyjno-pomiarowe na odwiertach gazowych
73
4.12.1. Materiał nauczania
73
4.12.2. Pytania sprawdzające
75
4.12.3. Ćwiczenia
76
4.12.4. Sprawdzian postępów
77
4.13. Pompy wgłębne przy wydobywaniu ropy naftowej
78
4.13.1. Materiał nauczania
78
4.13.2. Pytania sprawdzające
84
4.13.3. Ćwiczenia
84
4.13.4. Sprawdzian postępów
85
4.14. Uzbrojenie napowierzchniowe i wgłębne odwiertów pompowanych
86
4.14.1. Materiał nauczania
86
4.14.2. Pytania sprawdzające
95
4.14.3. Ćwiczenia
96
4.14.4. Sprawdzian postępów
98
4.15. Warunki pracy pomp wgłębnych
99
4.15.1. Materiał nauczania
99
4.15.2. Pytania sprawdzające
100
4.15.3. Ćwiczenia
101
4.15.4. Sprawdzian postępów
101
4.16. Napęd indywidualny i grupowy pomp wgłębnych
102
4.16.1. Materiał nauczania
102
4.16.2. Pytania sprawdzające
108
4.16.3. Ćwiczenia
108
4.16.4. Sprawdzian postępów
110
4.17. Awarie występujące przy pompowaniu ropy z odwiertów
111
4.17.1. Materiał nauczania
111
4.17.2. Pytania sprawdzające
112
4.17.3. Ćwiczenia
112
4.17.4. Sprawdzian postępów
113
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
4
4.18. Zasady bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony przeciwpożarowej
i ochrony środowiska w czasie wydobywania ropy naftowej i gazu
ziemnego otworami wiertniczymi
114
4.18.1. Materiał nauczania
114
4.18.2. Pytania sprawdzające
116
4.18.3. Ćwiczenia
116
4.18.4. Sprawdzian postępów
117
5. Sprawdzian osiągnięć
118
6. Literatura
123
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
5
1. WPROWADZENIE
Poradnik będzie Ci pomocny w przyswajaniu wiedzy dotyczącej podstaw wydobycia
ropy naftowej i gazu ziemnego otworami wiertniczymi.
W poradniku zamieszczono:
–
wymagania wstępne – wykaz umiejętności, jakie powinieneś mieć już ukształtowane,
abyś bez problemów mógł korzystać z poradnika,
–
cele kształcenia – wykaz umiejętności, jakie ukształtujesz podczas pracy z poradnikiem,
–
materiał nauczania – wiadomości teoretyczne niezbędne do opanowania treści jednostki
modułowej,
–
zestaw pytań, abyś mógł sprawdzić, czy już opanowałeś określone treści,
–
ćwiczenia, które pomogą Ci zweryfikować wiadomości teoretyczne oraz ukształtować
umiejętności praktyczne,
–
sprawdzian postępów,
–
sprawdzian osiągnięć, przykładowy zestaw zadań. Zaliczenie testu potwierdzi
opanowanie materiału całej jednostki modułowej,
–
literaturę uzupełniającą.
Schemat układu jednostek modułowych
811[01].Z2
Eksploatacja otworowa kopalin
811[01].Z2.01
Wykonywanie pomiarów parametrów z
łożowych
811[01].Z2.02
Wydobywanie ropy naftowej i gazu ziemnego
otworami wiertniczymi
811[01].Z2.03
Stosowanie wtórnych metod i zabiegów
intensyfikacji wydobycia ropy naftowej
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
6
2. WYMAGANIA WSTĘPNE
Przystępując do realizacji programu jednostki modułowej powinieneś umieć:
−
posługiwać się podstawowymi pojęciami z zakresu górnictwa naftowego,
−
posługiwać się dokumentacją techniczną,
−
zdefiniować pojęcia: ciśnienie, nadciśnienie, podciśnienie, ciśnienie absolutne,
−
korzystać z nomogramów z wykorzystaniem interpolacji,
−
zdefiniować ciśnienie w odwiercie w warunkach statycznych i dynamicznych,
−
przeliczać jednostki,
−
sporządzać zestawienia tabelaryczne,
−
sporządzać wykresy liniowe, słupkowe, diagramy kołowe, itp.,
−
stosować jednostki układu SI,
−
korzystać z różnych źródeł informacji,
−
obsługiwać komputer,
−
współpracować w grupie,
−
uczestniczyć w dyskusji, prezentacji,
−
przestrzegać zasad bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony przeciwpożarowej i ochrony
środowiska,
−
oceniać własne możliwości w działaniach indywidualnych i zespołowych,
−
zastosować zasady współpracy w grupie.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
7
3. CELE KSZTAŁCENIA
W wyniku realizacji programu nauczania jednostki modułowej powinieneś umieć:
−
określić warunki powodujące samoczynny wypływ ropy z odwiertu,
−
scharakteryzować urządzenia wgłębnego i napowierzchniowego uzbrojenia odwiertu
samoczynnego,
−
scharakteryzować metody regulacji samoczynnego wypływu ropy z odwiertu,
−
określić rolę i zadania oddzielaczy,
−
scharakteryzować zaburzenia samoczynnego wypływu ropy z odwiertu,
−
określić rodzaje awarii na odwiercie samoczynnym,
−
scharakteryzować warunki pracy gazodźwigu i rozróżnić jego typy,
−
określić budowę i zasadę działania pompy wyporowej,
−
scharakteryzować warunki dopływu gazu do odwiertu,
−
określić elementy uzbrojenia odwiertu gazowego,
−
scharakteryzować warunki powstawania i metody zapobiegania powstawaniu hydratów
podczas eksploatacji złóż gazu,
−
określić zadania odcinka redukcyjno–pomiarowego oraz sposobów pomiaru ilości
wydobywanego gazu,
−
określić cel i sposoby dławienia (regulacji) wypływu gazu z odwiertu,
−
scharakteryzować elementy automatyki stosowanej podczas eksploatacji złóż gazu,
−
dokonać podziału pomp wgłębnych do eksploatacji ropy naftowej,
−
określić parametry pracy żerdziowych tłokowych pomp wgłębnych,
−
scharakteryzować budowę i warunki pracy indywidualnego żurawia pompowego (IŻP),
−
określić parametry pracy układu kieratowego do napędu pomp wgłębnych,
−
wyjaśnić zasady, obsługi IŻP i układu kieratu pompowego,
−
określić rodzaje awarii występujących przy pompowaniu ropy,
−
określić parametry pracy żerdziowych tłokowych pomp wgłębnych,
−
zastosować przepisy bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony przeciwpożarowej
i ochrony środowiska w czasie prowadzenia eksploatacji ropy naftowej i gazu ziemnego.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
8
4. MATERIAŁ NAUCZANIA
4.1. Podział i ogólna charakterystyka metod wydobywania ropy
naftowej
i
gazu
ziemnego.
Rodzaje
systemów
energetycznych złóż
4.1.1. Materiał nauczania
Złoża węglowodorowe ogólnie można podzielić na złoża gazu ziemnego i złoża ropy
naftowej. Podział ten jest rozszerzany na kolejne kategorie w zależności od składu płynu
złożowego i początkowej temperatury złożowej oraz ciśnienia złożowego.
Po odwierceniu odwiertu na złożu następuje przypływ płynu złożowego spowodowany
przez różnicę ciśnień pomiędzy złożem a spodem odwiertu. Energia potrzebna do wywołania
przypływu pochodzi w zależności od charakteru złoża z ekspansji gazu, ruchu wody złożowej
oraz w niewielkim stopniu z ekspansji kolektora (skał) złożowego.
W zależności od charakteru i sposobu wydobycia odwierty wydobywcze można podzielić
na odwierty wydobywające samoczynnie oraz z zastosowaniem różnego rodzaju metod
mechanicznych – głównie przez pompowanie (metody łyżkowania i tłokowania obecnie nie
są stosowane z uwagi na małą sprawność i ujemny wpływ na złoże).
Eksploatację złóż gazu ziemnego w Polsce prowadzi się w sposób samoczynny,
a w przypadku małej przepuszczalności złoża lub uszkodzenia strefy przyodwiertowej
w odwiertach gazowych stosuje się zabiegi intensyfikacyjne (szczelinowanie hydrauliczne,
kwasowanie, płukanie i ich kombinacje).
W przypadku eksploatacji złoża ropy naftowej początkowo, po odwierceniu, najczęściej
mamy do czynienia z eksploatacją samoczynną. W późniejszym okresie w związku ze
spadkiem ciśnienia złożowego przechodzi się na metody mechaniczne eksploatacji. Wybór
odpowiedniej metody uzależniony jest od wielu czynników: wydajności odwiertu, głębokości
zalegania złoża, zawartości zanieczyszczeń, wielkości wykładników złożowych.
Schemat przedstawiający główne metody wydobywania ropy naftowej z odwiertów
zamieszczono na rysunku 1.
Metody wydobywania ropy naftowej
Metody mechaniczne wydobycia
Eksploatacja samoczynna
łyżkowanie
t
łokowanie
eksploatacja pompami
wg
łębnymi
eksploatacja spr
ężonymi
gazami
gazod
źwigi
pompy wyporowe
pompy z silnikami
na powierzchni
pompy z silnikami
w odwiercie
pompy t
łokowe żerdziowe
pompy wibracyjne
pompy elektryczne
pompy hydrauliczne
Rys. 1. Podział metod wydobycia ropy naftowej [7, s. 169]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
9
Rozróżniamy kilka systemów energetycznych wydobycia płynów z odwiertu,
w zależności od energii powodującej przemieszczanie się płynu złożowego w kierunku
odwiertu:
−
gazowo-ciśnieniowy (gazowy), gdzie główną energią ruchu płynu do odwiertu jest gaz
ziemny zawarty w czapie gazowej (system z czapą gazową) lub gaz rozpuszczony
w ropie naftowej (system gazu rozpuszczonego), energia złożowa wyczerpuje się wtedy
stosunkowo szybko,
−
wtórnej czapy gazowej (grawitacyjny), gdy na skutek działania sił grawitacyjnych gaz
ziemny rozpuszczony w ropie uwalnia się z niej tworząc wtórną czapę gazową, a ta
rozszerzając się wypiera ropę ze złoża do odwiertu,
−
wodno-ciśnieniowy (wodnonaporowy), gdzie ciśnienie wody okalającej złoże powoduje
wypieranie z niego węglowodorów,
−
mieszany – gdy równocześnie z naporem wody działa energia sprężonego gazu
ziemnego.
Analizując zmianę podstawowych parametrów obserwowanych w czasie eksploatacji
złoża (ciśnienie, wykładnik gazowy, wydajność (bieżące wydobycie ropy) oraz wydobycie
wody) możemy na podstawie ich przebiegu w odniesieniu do sumarycznego wydobycia,
zauważyć pewne charakterystyczne zachowanie się ww. parametrów dla poszczególnych
systemów energetycznych. Wykresy, sporządzone na podstawie takich obserwacji, pomogą
nam określić, w jakim systemie pracuje złoże. Im więcej mamy punktów danych (im dłużej
trwa eksploatacja) tym dokładniejsza będzie nasza ocena.
Cechy charakterystyczne:
−
gwałtowny spadek ciśnienia,
−
gwałtowny wzrost wykładnika
gazowego (może występować
maksimum),
−
może dojść do wytworzenia wtórnej
czapy gazowej,
−
dość szybki spadek wydajności
(wydobycia bieżącego),
−
małe lub zerowe wydobycie wody,
nie rosnące,
−
niski końcowy współczynnik
sczerpania ropy: 5–25% zasobów
pierwotnych.
Rys. 2. System energetyczny gazu rozpuszczonego [6, s. 370]
Cechy charakterystyczne:
−
łagodniejszy spadek wydajności
i ciśnienia,
−
wykładnik gazowy początkowo
stabilny, w miarę powiększania się
czapy gazowej na skutek spadku
ciśnienia gwałtownie rośnie,
−
współczynnik sczerpania: 30–80%
zasobów pierwotnych,
w większości przypadków poniżej
60%.
Rys. 3. System energetyczny złoża z czapą gazową [6, s. 374]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
10
Cechy charakterystyczne:
−
wolne tempo spadku ciśnienia
złożowego,
−
spadek
ciśnienia
zależy
od
wydajności,
w
przypadku
jej
dużego
ograniczenia
może
zachodzić przyrost ciśnienia,
−
spadek wydobycia od momentu
pojawienia się wody w otworze, aż
do zupełnego zawodnienia,
−
wysoki końcowy współczynnik
sczerpania: niekiedy 70 – 80%,
w większości przypadków 60%,
znane są przypadki gdzie
współczynnik sczerpania osiągnął
wartość powyżej 80%.
Rys. 4. System energetyczny złoża wodnonaporowego [6, s. 376]
4.1.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Co powoduje przypływ płynu do odwiertu?
2. Jak dzielimy odwierty w zależności od charakteru i sposobu wydobycia płynu
złożowego?
3. Od jakich czynników zależy wybór metody eksploatacji odwiertu?
4. Jakie znasz główne metody wydobywania ropy naftowej z odwiertów?
5. Jakie znasz systemy energetyczne wydobycia płynów z odwiertu i czym się one
charakteryzują?
4.1.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Przedstaw graficznie schemat obrazujący główne metody wydobywania ropy naftowej
z odwiertów.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) zorganizować stanowisko pracy,
2) wykonać uproszczony schemat z podziałem na dwie główne metody eksploatacji,
3) rozwinąć schemat, przeprowadzając dalszy podział metod eksploatacji,
4) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: linijka, ołówek gumka,
−
kartka papieru A4,
−
zeszyt.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
11
Ćwiczenie 2
Przedstaw graficznie zmianę podstawowych parametrów obserwowanych w czasie
eksploatacji złoża dla poszczególnych systemów energetycznych, a następnie omów ich cechy
charakterystyczne.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować stanowisko pracy,
2) opisać w zeszycie główne parametry, jakie obserwuje się w czasie eksploatacji złoża,
3) przygotować trzy jednakowe układy współrzędnych opisując jakie wielkości odnosisz do
osi x i y,
4) naszkicować na przygotowanych układach współrzędnych zmiany parametrów
w odniesieniu do sumarycznego wydobycia (możesz oś x opisać zarówno jako
wydobycie wyrażone w % jak i w m
3
czy tonach),
5) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: linijka, ołówek gumka,
−
kartka papieru milimetrowego lub kserograficznego A4,
−
zeszyt.
4.1.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) określić przyczynę przypływu płynu do odwiertu?
2) sklasyfikować odwierty w zależności od charakteru i sposobu
wydobycia płynu złożowego?
3) wymienić czynniki, od których zależy wybór metody eksploatacji
odwiertu?
4) wymienić główne metody wydobywania ropy naftowej z odwiertów?
5) wymienić i scharakteryzować systemy energetyczne wydobycia płynów
z odwiertu?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
12
4.2. Samoczynny wypływ ropy z odwiertu
4.2.1. Materiał nauczania
Odwierty samoczynne można eksploatować w sposób ciągły lub okresowy. Wybór
sposobu uzależniony jest od wielu parametrów takich jak np. zmian wykładnika gazowego
(WG), zasolenia ropy, problemów z parafinowaniem odwiertów i innych.
Samoczynny wypływ ropy z odwiertu odbywa się głównie pod wpływem energii
rozprężającego się gazu. Ponieważ gaz związany z ropą wydziela się w odwiercie, słup cieczy
wypełniający odwiert jest mieszaniną frakcji ciekłej i gazowej o małym ciężarze właściwym,
co ułatwia wypływ płynu na powierzchnię.
Ogólnie można podsumować, że w wyniku działania energii złożowej (powstałej na
skutek różnicy ciśnień złożowego i dennego dynamicznego) dochodzi do dopływu ropy do
odwiertu. Praca pokonania oporów przepływu ropy w złożu może być również wykonana
z pomocą energii dostarczonej do urządzenia wydobywczego – wtedy mamy do czynienia
z mechanicznym wydobywaniem ropy.
Aby ropa mogła być wydobywana z odwiertu w sposób samoczynny, całkowita energia
zawarta w tonie ropy (E
c
) [J] powinna być większa od energii potrzebnej do wykonania
rzeczywistej pracy dla wydźwignięcia 1 tony ropy (W
R
) [J], czyli
R
c
W
E
≥
W przeciwnym przypadku, tj. gdy powyższy warunek nie jest spełniony, należy
zastosować jedną z mechanicznych metod eksploatacji.
Wielkość pracy rzeczywistej, W
R
, zależy od głębokości odwiertu (H [m]) oraz
współczynnika sprawności urządzenia wydobywczego:
η
1
65
,
9806
H
W
R
=
[J]
Praca teoretyczna potrzebna dla wydźwignięcia tony ropy z dna odwiertu nie zależy od
stosowanej metody wydobywczej, a więc do jej wyliczenia przyjmujemy sprawność
η=1,
a sam wzór przyjmie wtedy postać
:
H
W
T
65
,
9806
=
[J]
Energię całkowitą E
c
możemy wyliczyć ze wzoru:
gr
gw
gd
dd
c
E
E
P
P
E
+
+
−
⋅
=
)
(
10
81
,
9
3
[J]
gdzie:
E
c
– całkowita ilość energii zawartej w 1 tonie ropy w warunkach panujących na dnie
odwiertu [J],
P
dd
– ciśnienie denne dynamiczne [MPa],
P
gd
– ciśnienie głowicowe dynamiczne [MPa].
Wielkość energii całkowitej zależy od sumy trzech składników: energii potencjalnej tony
cieczy, energii potencjalnej wolnego gazu znajdującej się w tonie ropy (E
gw
) oraz energii,
której nośnikiem jest dodatkowy gaz wydzielający się z ropy na skutek obniżania się ciśnienia
przy wydobywaniu płynu złożowego (E
gr
).
W przypadku samoczynnej eksploatacji odwiertu ropnego główna energia, dzięki której
płyn złożowy zostaje wydźwignięty na powierzchnię pochodzi z rozprężającego się gazu,
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
13
który wydziela się z ropy, przy założeniu, że ciśnienie denne dynamiczne (P
dr
) jest mniejsze
od ciśnienia nasycenia (P
n
) (bardzo często spotykane w praktyce).
Minimalny wykładnik gazowy WG, przy jakim możliwy jest samoczynny wypływ (przy
założeniu, że P
dr
=P
n
oraz że w wydobywanej cieczy nie ma wody) określa wzór:
gd
n
r
P
P
L
h
d
L
h
L
WG
log
)
1
(
10
12514
5
,
0
10
⋅
⋅
−
⋅
⋅
⋅
=
−
γ
[m
3
/m
3
],
gdzie:
L – długość rur wydobywczych [m],
h – wysokość słupa cieczy [m],
c
gd
n
P
P
h
γ
−
=
γ
c
– średni ciężar właściwy ropy zawodnionej [N/m
3
],
d – średnica rury wydobywczej [m],
P
n
– ciśnienie nasycenia [N/m
2
],
P
gd
– ciśnienie głowicowe dynamiczne [N/m
2
],
γ
r
– ciężar właściwy ropy [N/m
3
].
Natomiast minimalne ciśnienie denne dla eksploatacji samoczynnej P
dd
można wyliczyć
z równania:
(
)
n
r
dd
P
L
H
P
+
⋅
−
=
γ
[N/m
2
]
4.2.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. W jaki sposób możemy eksploatować odwierty samoczynne i od czego zależy wybór
metody?
2. Jaki jest mechanizm samoczynnego wypływu ropy z odwiertu?
3. Jaki warunek energetyczny musi być spełniony, aby ropa mogła być wydobywana
z odwiertu w sposób samoczynny?
4. Od jakich parametrów zależy praca teoretyczna i praca rzeczywista potrzebna dla
wydźwignięcia tony ropy z odwiertu, jakie wzory je określają?
5. Przy pomocy jakiego wzoru określisz całkowitą energię zawartą w tonie ropy (E
c
), jakie
wielkości ją opisują oraz co oznaczają poszczególne człony równania?
6. Jak obliczysz minimalne ciśnienie denne dla eksploatacji samoczynnej?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
14
4.2.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Oblicz wielkość pracy rzeczywistej i pracy teoretycznej potrzebnej dla wydźwignięcia
1 tony ropy przy pomocy urządzenia wydobywczego, którego współczynnik wydajności
η
wynosi
0,78
wiedząc, że głębokość odwiertu, z którego wydobywany jest płyn złożowy
H = 2250 m.
Porównaj obliczone wielkości i sformułuj wnioski.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory piśmiennicze i arkusz papieru,
2) wynotować wielkości podane w zadaniu,
3) wypisać wzory konieczne do wykonania obliczeń – sprawdzić zgodność jednostek,
4) podstawić dane do wzorów i wykonać obliczenia,
5) przeanalizować wyniki i sformułować wnioski,
6) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory: ołówek gumka, kalkulator,
−
kartka papieru A4,
−
zeszyt.
Ćwiczenie 2
Z odwiertu o głębokości H = 1510 m, eksploatowana jest w sposób samoczynny ropa
o ciężarze właściwym
γ
R
= 7845,3 N/m
3
. Rury wydobywcze w odwiercie zapuszczono na
głębokość L = 1481,5 m. Oblicz minimalne ciśnienie denne w tym odwiercie wiedząc,
że ciśnienie nasycenia P
n
= 8335652,5 N/m
2
.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory piśmiennicze i arkusz papieru,
2) wynotować wielkości podane w zadaniu,
3) zapisać wzór – sprawdzić zgodność jednostek,
4) podstawić dane do wzoru i wykonać obliczenia,
5) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory: ołówek gumka, kalkulator,
−
kartka papieru A4,
−
zeszyt.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
15
4.2.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) wymienić, w jaki sposób możemy eksploatować odwierty samoczynne
oraz określić od jakich czynników zależy ten wybór?
2) scharakteryzować
mechanizm
samoczynnego
wypływu
ropy
z odwiertu?
3) określić warunek energetyczny dla samoczynnego wydobycia ropy?
4) wymienić parametry, od których zależy wielkość pracy teoretycznej
i pracy rzeczywistej i opisać te zależności wzorami?
5) scharakteryzować poszczególne człony równania energii całkowitej
zawartej w tonie ropy?
6) wyliczyć minimalny wykładnik gazowy oraz minimalne ciśnienie denne
dla eksploatacji samoczynnej?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
16
4.3 . Uzbrojenie
napowierzchniowe
i
wgłębne
odwiertu
samoczynnego
4.3.1. Materiał nauczania
Odwiert produkujący samoczynnie składa się z wyposażenia wgłębnego oraz
napowierzchniowego.
Główne wyposażenie wgłębne odwiertów samoczynnych stanowią rury okładzinowe oraz
zestaw wydobywczy, w skład którego wchodzą przede wszystkim: rury wydobywcze,
podpowierzchniowe zawory bezpieczeństwa, łączniki, pakery.
Do wyposażenia napowierzchniowego możemy zaliczyć: głowice eksploatacyjne, zwężki
redukcyjne, podgrzewacze liniowe, wstępne oddzielacze, urządzenia umożliwiające pomiary
przepływu strumienia płynu oraz instalacje technologiczne do dozowania środków
chemicznych zapobiegających korozji oraz tworzeniu się korków hydratowych
i parafinowych. Na rysunku 5 przedstawiono uproszczony schemat uzbrojenia odwiertu
samoczynnego.
Rys. 5. Schemat odwiertu samoczynnego: 1 – kolumna rur wydobywczych, 2 – kolumna rur okładzinowych,
3 – głowica odwiertu, 4 – zwężka dławiąca, 5 – wymiennik ciepła, 6 – separator [4, s.81]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
17
Elementy uzbrojenia wgłębnego odwiertu samoczynnego
Orurowanie wgłębne (rury okładzinowe) odwiertu mają za zadanie zapewnienie
odpowiedniej średnicy odwiertu, izolowanie i uszczelnienie nawierconych poziomów
produktywnych oraz uniemożliwienie przepływu płynu złożowego między tymi poziomami.
Uszczelnienie przewierconych warstw uzyskuje się za pomocą cementowania. Rury
okładzinowe składają się głównie z czterech kolumn:
−
wstępnej,
−
prowadnikowej,
−
technicznej,
−
eksploatacyjnej.
Czasami dodatkowo zapuszczana jest kolumna tracona (liner) lub kolumna cyrkulacyjna
(grzewcza). Ilość kolumn uzależniona jest od głębokości odwiertu, średnicy, warunków
geologicznych, sposobu eksploatacji.
Zadaniem poszczególnych kolumn okładzinowych jest:
1. Kolumna wstępna – głębokość zapuszczenia kolumny wynosi od kilku do 60 m.
Podstawowym zadaniem kolumny jest zapewnienie stabilności ścian i wylotu odwiertu
oraz umożliwienie cyrkulacji płuczki.
2. Kolumna prowadnikowa – głębokość zapuszczenia wynosi od 60 do 900 m. Zadaniem
kolumny jest zapewnienia krążenia płuczki w odwiercie, umożliwienie założenia głowicy
przeciwerupcyjnej oraz izolowanie poziomów wodonośnych zawierających wodę słodką.
3. Kolumna techniczna – kolumnę tą stosuje sie w odwiertach, w których wystąpiły
komplikacje spowodowane między innymi: zanikiem i ucieczką płuczki, występowaniem
wysokich temperatur, trudności wynikających z częstych przechwyceń przewodu
wiertniczego, zmianą właściwości i parametrów reologicznych płuczki w skutek
przedostawania się solanki z odwiertu. Zapuszczenie tej kolumny zmniejsza znacznie
niebezpieczeństwo w przypadku nawiercania skał o dużym ciśnieniu płynu złożowego.
4. Kolumna eksploatacyjna – podstawowym zadaniem kolumny jest oddzielenie poziomu
zawierającego ropę i gaz od pozostałych warstw oraz umożliwienie wydobycia płynu
złożowego.
Zostaje
zapuszczona
w
przypadku
przemysłowego
przypływu
węglowodorów lub w celu przeprowadzenia testów produkcyjnych odwiertu dla
uzyskania informacji, których nie otrzymano w czasie opróbowania próbnikiem
złożowym.
5. Kolumna tracona (liner) – zapuszczana jest w niektórych odwiertach jako końcowa
kolumna wydobywcza. Kolumna ta często jest perforowana pełniąc funkcję filtra.
6. Kolumna cyrkulacyjna (grzewcza)– służy do wygrzewania rur wydobywczych przy
eksploatacji ropy naftowej z dużą zawartością parafiny.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
18
Lp.
Śr. wew.
(mm)
od
do
I
0
504
1
317.9
0
504
0
504
II
0
2865
1
222.4
0
1430
2
222.4
1430
2509
3
222.4
2509
2865
918
2865
III
0
3235
1
154.8
0
1094
2
154.8
1094
2444
3
154.8
2444
3235
2935
3235
IV
Konstrukcja odwiertu
Nazwa odwiertu:
Miejscowość:
Data ukończenia wiercenia:
Odwiert
dd-mm-rrr
Głębokość (m):
Strop korka (m):
Odwiert bosy (m):
3255
3235-3255
Opis rur okładzinowych
Głębokość (m)
KOLUMNA PROWADNIKOWA 13 3/8''
13 3/8'' BTC, 10.9, J-55
płaszcz cementowy
KOLUMNA TECHNICZNA 9 5/8''
9 5/8'' BTC, 11.05, C-95
9 5/8'' BTC, 11.05, 056
9 5/8'' BTC, 11.05, 077
płaszcz cementowy
płaszcz cementowy
Zestaw wydobywczy według wykazu
końcowego wyposażenia odwiertu
KOLUMNA EKSPLOATACYJNA 7''
7'' VAM, 11.51, C-95
7'' VAM, 11.51, 056
7'' ANTARES MS, 11.51, C-95
III
IV
I
II
.
Rys. 6. Przykładowa konstrukcja odwiertu
Po uzbrojeniu odwiertu w rury okładzinowe następnym etapem jest zapuszczenie zestawu
wydobywczego.
Typowe wyposażenie zestawu wydobywczego to:
−
wieszak rur wydobywczych – element umożliwiający podwieszenie zestawu
wydobywczego w głowicy,
−
rury wydobywcze – są najważniejszym elementem zestawu wydobywczego. Głównym
ich zadaniem jest wydobycie płynu złożowego ze spodu odwiertu na powierzchnię,
ochrona rur okładzinowych przed korozją przy zastosowaniu pakera i cieczy
nadpakerowej, umożliwiają wykonanie pomiarów wgłębnych oraz wszelkich operacji
technologicznych przy użyciu narzędzi zapuszczanych na linie. Rury te wykorzystywane
są do zatłaczania na spód odwiertów wszelkich cieczy zabiegowych. W zależności od
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
19
warunków technicznych, złożowych oraz właściwości wydobywanego płynu złożowego
produkowane są z różnych gatunków stali (np. L 80, N 80, C 75, J 55) oraz o różnych
średnicach. W praktyce najczęściej są to rury o średnicy: 60.3 mm–2 3/8”, 73 mm –
2 7/8” oraz 88.9 mm–3 ½”. Przy bardzo dużych wydatkach stosuje się rury o średnicy
101.6 mm oraz 114.3 mm. Przykładowo w tabeli 1 przedstawiono dane wymiarowe oraz
wytrzymałościowe rur wydobywczych typu TDS o średnicy 73 mm.
Tabela. 1. Dane wymiarowe i wytrzymałościowe rur wydobywczych typu TDS według norm API Bul. 5C2
oraz 5C3 dla średnicy 73,0 mm [13, s. 302]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
20
Rury wydobywcze produkowane są w dwóch wariantach z połączeniem złączkowym
oraz bezzłączkowym. Przykład tego rodzaju rur przedstawiono na rysunku 7.
Rys. 7. Rury wydobywcze firmy Mannesmann: a) rura wydobywcza bezzłączkowa typu BDS–S (Buttress
Double Seal Thread), 1 – zmodyfikowany gwint trapezowy typu Buttress, 2 – uszczelnienie typu
metal–metal, b) rura wydobywcza złączkowa: 1 – zmodyfikowany gwint typu Buttress,
2 – uszczelnienie typu metal–metal, c) rura wydobywcza bezzłączkowa kielichowa: 1 – połączenie
gwintowe typu Omega, d) rura wydobywcza złączkowa: 1 – gwint typu Buttress, 2 – uszczelnienie typu
metal–metal [13, s. 297]
−
tuleja cyrkulacyjna – montuje się ją w pakerowych zestawach wydobywczych w celu
umożliwienia dostępu przez rury wydobywcze do przestrzeni nadpakerowej. Tuleje
cyrkulacyjne mają otwory przepływowe otwierane i zamykane przy użyciu narzędzi
zapuszczanych z wyciągu linowego lub coiled tubingu. Montuje się je od 2 do 20 m nad
pakerem. W celu ograniczenia operacji zamykania i otwierania tulei cyrkulacyjnej,
szczególnie w czasie zapuszczania zestawu wydobywczego w płuczkach barytowych
zaleca się stosowanie tulei osłonowych zabezpieczających tuleję cyrkulacyjną.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
21
Rys. 8. Przykładowy schemat tulei cyrkulacyjnej
−
paker eksploatacyjny – urządzenie umożliwiające:
a) uszczelnienie przestrzeni miedzy rurami wydobywczymi a rurami okładzinowymi
niedopuszczające do kontaktu z płynami złożowymi,
b) zakotwiczenie rur wydobywczych w rurach okładzinowych,
c) oddzielenie i możliwość eksploatacji z różnych poziomów skał zbiornikowych,
d) odcięcie wypływu płynu złożowego podczas erupcji spowodowanej uszkodzeniem
głowicy eksploatacyjnej. Dlatego obligatoryjnie pakery stosowane są w odwiertach
zaliczanych do I lub II kategorii zagrożenia siarkowodorowego.
Paker składa się z dwóch podstawowych części. Są to szczęki kotwiczne oraz zestaw
uszczelniający paker. Poniżej przedstawiono przykładowe schematy pakerów.
Rys. 9. Przykładowe schematy pakerów: 1–zestaw uszczelniający paker, 2– szczęki kotwiczne [15]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
22
Ogólnie pod względem konstrukcyjnym pakery możemy podzielić na dwie kategorie:
a) pakery odpinane – możliwe do wyciągnięcia na powierzchnię po ich wykorzystaniu,
b) pakery stałe (nieodpinane) – nie dające wyciągnąć się z odwiertu.
−
łącznik posadowy – montowany w zestawie wydobywczym służy do zapinania w nich
korków mechanicznych, przyrządów kontrolno-pomiarowych, zwężek wgłębnych itp.
W zależności od konfiguracji wyposażenia zestawu wydobywczego stosuje się łączniki
posadowe przelotowe i nieprzelotowe. W przypadku konieczności zamontowania
większej ilości łączników posadowych należy montować łączniki przelotowe, ponieważ
nie powodują one zmniejszenia średnicy w kolumnie rur wydobywczych. Łączniki
nieprzelotowe montuje się jako ostatnie w zestawie wydobywczym.
Poniżej przedstawiono przykładowe łączniki posadowe: przelotowy i nieprzelotowy.
a – łącznik posadowy – przelotowy
b - łącznik posadowy – nieprzelotowy
Rys. 10. Łączniki posadowe
W
przypadku
zwiększonego
zagrożenia
siarkowodorowego
obowiązkowym
wyposażeniem odwiertu jest wgłębny i napowierzchniowy zawór bezpieczeństwa. Zawory te
mają za zadanie odcięcie wypływu płynu złożowego z odwiertu w przypadku uszkodzenia lub
nieszczelności głowicy.
W niektórych przypadkach stosuje się linię iniekcyjną, która umożliwia doprowadzenie
na spód odwiertu środków chemicznych zapobiegających:
−
korozji rur wydobywczych,
−
tworzeniu się hydratów,
−
powstawaniu korków parafinowych.
Na rysunkach 11 i 12 przedstawiono przykładowe karty zestawów wydobywczych
odwiertu ropnego wydobywającego płyn złożowy z zawartością siarkowodoru i odwiertu
gazowego.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
23
Zasuwy
w pionie
Zasuwy
w poziomie
Gwint górny
Korek BPV
Zasuwy
Korek VR
1 1/2"
VEE
Zasuwy
2 1/16"
70 MPa
2 szt
Dolna część głowicy
Korek VR
1/ 1/2"
VEE
Mini
Max
śr
śr
Długość
Głęb.
Lp. Opis zestawu wydobywczego
wew.
zew.
(mm)
(mm)
(m)
(m)
1
60,22
276,5
0,4
0,40
2
60,22
81,53
1,05
1,45
3
60,22
81,53
2,33
3,78
4
60,22
81,53
2,91
6,69
5
60,22
81,53
35,85
42,54
6
58,75
137,1
1,99
44,53
7
60,22
81,53
3090,53
3135,06
8
58,75
99,56
1,23
3136,29
9
60,22
81,53
9,58
3145,87
10
58,75
97,53
0,64
3146,51
11
60,22
81,53
9,59
3156,10
12
59,69
102,36
0,14
3156,24
13
82,55
144,45
0,98
3157,22
14
82,55
125
4,93
3162,15
15
60,22
114,3
0,24
3162,39
16
60,22
81,53
8,53
3170,92
17
58,75
85,09
0,36
3171,28
18
60,22
81,53
8,56
3179,84
19
60,22
81,53
0,68
3180,52
20
61
89
0,90
3181,42
21
83
141
0,34
3181,76
22
82,55
108
2,85
3184,61
23
62
132
0,21
3184,82
24
61
89
0,10
3184,92
25
82,55
144,45
1,08
3186,00/3187,08
26
82,55
108
5,94
3193,02
27
62
132
0,20
3193,22
28
62
88,9
9,52
3202,74
29
58,75
89,31
0,24
3202,98
30
62
88,9
37,48
3240,46
31
But rur wydobywczych 2 7/8" TDS
62
91
0,16
3240,62
32
Linia sterownicza PZB 1/4"
33
Uwagi:
Łącznik dolny Baker cz 2 7/8" TDS x m 4,094"; AISI 4140
Rura wydobywcza 2 7/8" TDS; 5,51 mm: L-80
Łącznik posadowy Arrow AX 2,313"; 2 7/8" TDS; 9Cr
Rury wydobywcze 2 7/8" TDS; 5,51 mm; L-80
Linia iniekcyjna 1/2"
Łącznik dolny Baker cz 2 7/8" TDS x m 4,094";AISI4140
Lokator Baker G22 bez uszczelnień-połączony z pozostawioną częścią lokatora
Baker G22; długość całkowita 6,78 m; AISI 4140
Paker eksploatacyjny Baker DB 7"
Przedłużacz pakera Baker; cz x cz 4,094"; AISI 4140
Łącznik cz 2 7/8" TDS x m 2 7/8" TPS TS8; L-80
Lokator Baker G22 bez uszczelnień; długość 3,65 m; AISI 4140
Łącznik prowadnikowy m 4,094"
Przedłużacz pakera Baker cz x cz 4,094"; AISI 4140
Łącznik cz 2 7/8" TPS TS8 x cz 4 1/2" New Vam
Rura wydobywcza 2 7/8" TPS TS8; 5,51mm ; L-80
Łącznik posadowy Halliburton X 2,313"; 2 7/8" TPS TS8 9 Cr
Rura wydobywcza 2 7/8" TPS TS8; 5,51mm ; L-80
Rura wydobywcza 2 7/8" TPS; 5,51mm ; L-80
Lokator Halliburton; 2 7/8" TPS TS8; 5 sekcji uszczelniających 3,250"
(82,55 mm)-długość 5,51 m
Paker eksploatacyjny Halliburton BWB 7"
Przedłużacz pakera z łącznikiem m 4 1/2" New Vam
Rury wydobywcze 2 7/8" TPS; 5,51 mm; L-80
Tuleja cyrkulacyjna Haliburton XD 2,313"; 2 7/8" TPS TS8; 9Cr1Mo
Rura wydobywcza 2 7/8'' TPS, 5.51, L-80
Łącznik iniekcyjny Halliburton X 2,313";2 7/8" TPS TS8
Manipulak cz x m 2 7/8" TPS; 5,51 mm; L-80
Manipulak cz x m 2 7/8" TPS; 5,51 mm; L-80
Rury wydobywcze 2 7/8" TPS; 5,51 mm; L-80
Podpowierzchniowy zawór bezpieczeństwa Halliburton typ SP1; 2
7/8" TPS TS8
Wieszak rur wydobywczych 2 7/8'' TPS TS8
Łącznik cz x cz 2 7/8" TPS ; 5,51 mm, L-80
Środkowa część głowicy
2 1/16" 70 MPa - 2 szt.
2 1/16'' 70 MPa - 2 szt.
Wieszak
2 7/8'' TPS
2 1/2"'' H
Górna część
2 9/16'' 70 MPa - 3 szt.
głowicy
3255
3235-3255
Typ głowicy
Numer:
11'' x 11" x 7 1/16'' 70 MPa Cameron
eksploatacyjnej:
Głębokość odwiertu:
Strop korka:
Odwiert bosy (m):
Karta zestawu wydobywczego-odwiert ropny
Nazwa odwiertu:
Miejscowość:
Data wyposażenia odwiertu:
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
33
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
Rys. 11. Karta zestawu wydobywczego odwiertu ropnego wydobywającego płyn złożowy z zawartością
siarkowodoru
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
24
Zasuwy
w pionie
Zasuwy
w poziomie
Gwint górny
Korek BPV
Zasuwy
Korek VR
Mini
Max
śr
śr
Długość
Głęb.
Lp. Opis zestawu wydobywczego
wew.
zew.
(mm)
(mm)
(m)
(m)
1
61.00
175.00
0,35
0,35
2
61.00
88.90
1,21
1,56
3
60.20
88.90
0,62
2,18
4
60.20
81.53
3144,19
3146,37
5
60.20
88.90
0,62
3146,99
6
61.00
88.90
9,58
3156,57
7
58.75
92.68
1,16
3157,73
8
61.00
88.90
9,43
3167,16
9
48.80
82.00
0,14
3167,30
10
48.80
100.50
0,72
3168,02
11
61.00
85.00
6,00
3174,02
12
49.70
88.90
0,16
3174,18
13
49.70
73.00
9,62
3183,80
14
47.60
69.00
0,30
3184,10
15
49.70
73.00
9,62
3193,72
16
50.00
71.00
0,13
3193,85
Dolna część
1.9 RwG
2 9/16" 70 MPa
2 1/16" 70 MPa
2 1/16" 70 MPa
głowicy
Rury wydobywcze 2 7/8" TPS, 5.51, P-105
Rura wydobywcza 2 7/8" TDS, 5.51, N-80
Wieszak rur wydob. 2 7/8" TDS
Łącznik 2 7/8" TDS x 2 7/8" TPS
But 2 3/8" TDS
Łącznik 2 7/8" TPS x 2 7/8" TDS
Karta zestawu wydobywczego-odwiert gazowy
Data wyposażenia odwiertu:
Nazwa odwiertu:
Miejscowość:
Rura wydobywcza 2 7/8" TDS, 5.51, N-80
Rura wydobywcza 2 3/8" TDS, 4.83, J-55
Łącznik 2 7/8" TDS x 2 3/8" TDS
Mufa lokatora Otis J*, 2 7/8" TDS
Paker ekspl. Otis BWB-5"
Przedłużacz pakera 2 7/8" TDS
Łącznik posadowy Otis X, 2 3/8" TDS
Rura wydobywcza 2 3/8" TDS, 4.83, J-55
Rura wydobywcza 2 7/8" TDS, 5.51, N-80
Tuleja cyrkulacyjna Otis XD, 2 7/8" TDS
eksploatacyjnej:
2 7/8" TDS
2 1/2" P
Górna część
głowicy
Wieszak
Numer:
33/92
11" x 7 1/16" 70 MPA ZUN
3216
Typ głowicy
Odwiert bosy (m):
3210.5-3216
Głębokość odwiertu:
Strop korka:
1
2
3
4
7
5
6
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Rys. 12. Karta zestawu wydobywczego odwiertu gazowego
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
25
Elementy uzbrojenia napowierzchniowego odwiertu samoczynnego
Głównym zadaniem wyposażenia napowierzchniowego odwiertów jest redukcja
ciśnienia, wstępna separacja oraz pomiar strumienia płynu złożowego.
Pierwszym elementem uzbrojenia napowierzchniowego odwiertu jest głowica
eksploatacyjna. Poprzez więźbę rurową łączy się ją z wgłębnym zarurowaniem odwiertu
umożliwiając odcięcie poszczególnych przestrzeni rurowych oraz skierowanie strumienia
płynu złożowego w kierunku instalacji technologicznej. Zgodnie z normą API, (spec. 6A)
głowice eksploatacyjne wykonywane są na następujące ciśnienia nominalne: 7, 14, 21, 35, 70,
105 oraz 140 MPa.
Na rysunku 13 został przedstawiony schemat typowej głowicy eksploatacyjnej typu
kołnierzowego.
Rys. 13.
Schemat typowej głowicy eksploatacyjnej kołnierzowej: 1 – rury wydobywcze, 2 – rury okładzinowe
kolumny prowadnikowej, technicznej i eksploatacyjnej, 3 – zasuwa do przestrzeni międzyrurowej rur
okładzinowych, 4 – więźba rur, 5 – wieszak z uszczelniaczem rur okładzinowych, 6 – więźba rur, 7 –
zasuwa do przestrzeni międzyrurowej rur okładzinowych, 8 – wieszak rur okładzinowych kolumny
technicznej,
9
– zawór
głowicy
rur
wydobywczych,
10
–
zawór
manometru,
11 – manometr, 12 – wieszak kolumny rur wydobywczych, 13 – adapter głowicy rur wydobywczych,
14 – zasuwa główna, 15 – krzyżak, 16 – zasuwa boczna, 17 – dławik, 18 – zawór odpuszczania
ciśnienia, 19 – zasuwa rurociągu wypływowego, 20 – zasuwa do syfonowania odwiertu, 21 – adapter
do testowania odwiertu, 22 – zawór manometru, 23 – manometr [13, s. 112]
Obecnie, coraz częściej stosowane są głowice typu blokowego („Solid block”) zwłaszcza
podczas eksploatacji płynu ze złoża zawierającego siarkowodór celem ograniczenia połączeń
kołnierzowych, potencjalnych miejsc ewentualnych rozszczelnień. Przykład takiej głowicy
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
26
został przedstawiony na rysunku 14. W przypadku dużych przepływów płynu złożowego
stosuje się głowice w kształcie litery Y, które zmniejszają turbulencje oraz zjawisko erozji.
Schemat takiej głowicy uzbrojonej w zwężkę regulowaną, został przedstawiony na
rysunku 15.
Rys. 14. Głowica typu blokowego „Solid block” dla odwiertu siarkowodorowego [5, s. 26]
Rys. 15. Głowica w kształcie litery Y [5, s. 28]
Po wydobyciu płynu złożowego na powierzchnię poprzez głowice eksploatacyjną,
kierowany jest do urządzeń przyodwiertowych.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
27
Zadaniem pozostałych elementów technologicznych zlokalizowanych przy odwiertach
jest:
−
redukcja ciśnienia (zwężki redukcyjne),
−
podgrzewanie płynu złożowego (podgrzewacze liniowe, wymienniki ciepła),
−
kontrola wydobycia gazu bądź ropy naftowej (przepływomierze),
−
separacja płynów złożowych (oddzielacze),
−
pomiar parametrów eksploatacyjnych odwiertów (termometry, manometry),
−
dawkowanie inhibitorów hydratów (zbiorniki, układy pomp dozujących środki
chemiczne),
−
skierowanie wydobywanych płynów złożowych do przyodwiertowej instalacji
technologicznej lub rurociągiem do Ośrodka Centralnego.
Sposób zagospodarowania strefy przyodwiertowej odwiertów gazowych uzależniony jest
od wielu czynników tj.: wydatku płynu złożowego, spodziewanego czasu eksploatacji,
wielkości zasobów, sposobu zagospodarowania złoża (promienisty – gaz z poszczególnych
odwiertów dostarczany jest indywidualnymi rurociągami do ośrodka centralnego, gdzie
poddawany jest redukcji, procesowi separacji wody, głębokiemu osuszaniu i jeżeli zachodzi
taka konieczność odsiarczaniu i usunięciu rtęci, lub grzebieniowy – gaz z odwiertu po
redukcji ciśnienia, oddzieleniu wody i pomiarze ilości przesyłany jest do gazociągu
zbiorczego i dalej na ośrodek centralny, gdzie jest poddany procesowi dalszej separacji,
głębokiego osuszania i jeżeli zachodzi taka konieczność odsiarczaniu i usunięciu rtęci) –
rysunek 16.
O
środek
Centralny
odwierty
O
środek
Centralny
odwierty
a)
b)
Rys. 16. Schemat promienistego (a) i grzebieniowego (b) zagospodarowania złoża gazu
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
28
Poniżej przedstawiono typowy schemat napowierzchniowego uzbrojenia pojedynczego
odwiertu gazowego.
Rys. 17. Schemat wyposażenia eksploatacyjnego odwiertu: 1 – głowica eksploatacyjna, 2 –oddzielacz,
3 – urządzenie do dodawania metanolu, 4 – zwężka produkcyjna, 5 – zwężka do syfonowania,
6 – odcinek pomiarowy [12, s. 116]
Typowe uzbrojenie odwiertu gazowego zagospodarowanego w promienistym systemie
zbioru gazu zaprezentowane jest na kolejnym schemacie.
Rys. 18. Typowe uzbrojenie odwiertu gazowego zagospodarowanego w promienistym systemie zbioru gazu
Gaz z odwiertu pod pełnym ciśnieniem głowicowym odprowadzony jest poprzez
orurowanie głowicy i gazociąg do Ośrodka Centralnego (OC) zbioru gazu gdzie poddany
zostanie obróbce technologicznej. W celu zapobieżenie wytrącaniu się korków hydratowych
stosuje się dozowanie metanolu. Na odcinku gazociągu przyodwiertowego zamontowany jest
dawkownik metanolu o pojemności ok. 0,2 m
3
wyposażony w układ precyzyjnego
dawkowania. Metanol doprowadzony metanolociągiem pod pełnym ciśnieniem może być
dozowany w dwóch punktach: bezpośrednio do gazociągu lub do rurek wydobywczych
poprzez króciec zamontowany na głowicy odwiertu.
Dla zabezpieczenia ewentualnego niepożądanego wypływu metanolu z dawkownika,
rurociągi metanolu zostały zaopatrzone w zawory zwrotne. Napełnianie zbiornika metanolem
odbywa się po spuszczeniu z niego ciśnienia. Dla umożliwienia rejestracji parametrów
eksploatacyjnych tj. ciśnienia i temperatury montuje się ciśnieniomierze oraz termometry.
Przy dużych złożach gazu ziemnego, zwłaszcza przy grzebieniowym systemie
zagospodarowanie stref przyodwiertowych, instalacja jest bardziej rozbudowana. Przykład
takiego zagospodarowania został przedstawiony na rysunku 19. Wyposażenie strefy
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
29
przyodwiertowej zaprojektowano bez stałej załogi, obsługa sprowadza się do nadzoru oraz
okresowej konserwacji lub zadziałania w stanach awaryjnych.
Do przesyłu informacji o stanie i pracy urządzeń wykorzystane są łącza transmisyjne
łączące poszczególne odwierty z OC. Nadzór i sterowanie pracą urządzeń odbywa się z OC.
70
Rys. 19. Schemat zabudowy nowoczesnej strefy przyodwiertowej odwiertu gazowego
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
30
Gaz wypływający z odwiertu, pod pełnym ciśnieniem głowicowym kierowany jest na
wysokociśnieniowy separator I
o
. W separatorze I
o
na skutek obniżenia prędkości i zmiany
kierunku przepływu gazu następuje wytrącanie płynów złożowych i zanieczyszczeń stałych
wynoszonych z odwiertu podczas eksploatacji. Oddzielone na oddzielaczu I
o
płyny złożowe
są odpuszczane okresowo poprzez układ spustowy. Układ spustowy został tak
zaprojektowany, aby było możliwe kierowanie ww. płynów do kolektora wody złożowej.
Płyny te będą automatycznie odpuszczane przy 80% wskazań poziomowskazu, natomiast
automatyczne odcięcie spustu nastąpi, gdy poziom cieczy w separatorze spadnie do wartość
20% wskazania poziomowskazu. Cały układ spustowy wody złożowej, łącznie z dolną
częścią separatora jest termicznie izolowany. Gaz po separacji na oddzielaczu
wysokociśnieniowym kierowany jest poprzez wymiennik ciepła na redukcję gazu, a następnie
na separator II
o
.
Układ składający się z wymiennika i automatycznego zaworu redukcyjnego
zaprojektowano tak, aby otrzymać wymagane ciśnienie kolektorowe (ok. 7 MPa) przy
możliwie najniższej temperaturze (4–6
o
C), zapewniającej proporcjonalne do niej wytrącanie
wilgoci z gazu na oddzielaczu II
o
. Oddzielacz ten wyłapuje również glikol dozowany do
instalacji w celu zabezpieczenia przed tworzeniem się hydratów. Automatyczny zawór
redukcyjny, oprócz redukcji gazu, pełni również funkcję zaworu regulacyjnego
utrzymującego wydobycie na zadanej wielkości.
Na oddzielaczu II
o
zastosowano identyczny układ spustowy jak na oddzielaczu
wysokociśnieniowym, umożliwiający spust płynów na kolektor wody złożowej lub na
kolektor glikolu uwodnionego. Płyny te będą odpuszczane tak jak na separatorze
I
o
w granicach od 80% do 20% wskazań poziomowskazu oraz zostaną zabezpieczone
termicznie elektrycznymi taśmami grzewczymi. Płyny skierowane do kolektorów spustowych
są nimi transportowane na OC celem magazynowania lub regeneracji. Po przejściu przez
separator II
o
gaz ponownie wpływa na wymiennik gaz–gaz, gdzie schładza strumień gazu
kierowany na zawór redukcyjny. Z wymiennika gaz wpływa na pomiar, a następnie do
kolektora zbiorczego, którym jest transportowany na instalacje OC, gdzie podlega procesom
dalszego oczyszczania i uzdatniania.
W celu zabezpieczenia przed tworzeniem się hydratów, a tym samym zapewnienia
ciągłości pracy instalacji, do gazu dozowany jest wodny roztwór glikolu – DEG–u (ok. 80%
wag.). Glikol dozowany jest również za pomiarem gazu celem zapewnienia bezhydratowego
transportu ze strefy na ośrodek centralny. DEG do instalacji przyodwiertowych dostarczany
jest z OC kolektorem glikolu pod ciśnieniem ok. 400 kPa. Z kolektora glikolu inhibitor jest
kierowany na układ pomp wtryskowych, które dozują go do odpowiednich punktów
instalacji.
Układ pomp wtryskowych składa się z pompy wysokociśnieniowej, dozującej glikol do
punktów instalacji przed zaworem redukcyjnym i głowicy odwiertu oraz pompy
niskociśnieniowej dozującej glikol do instalacji za redukcją gazu.
Dozowanie metanolu będzie miało miejsce w przypadkach awaryjnych, gdy dozowany
glikol okaże się niewystarczający do przeciwdziałania tworzeniu się hydratów.
W instalacji przewidziano również króćce do podłączenia pieców grzewczych, które będą
zabudowane w przypadku, gdy po ustabilizowaniu parametrów eksploatacyjnych odwiertu
niskie temperatury gazu po redukcji uniemożliwią jego bezawaryjną eksploatację.
Przy zagospodarowaniu stref odwiertów gazowych obecnie występuje dość duży stopień
automatyzacji
procesów
technologicznych.
Sterowanie
oraz
podgląd
procesów
technologicznych odbywa się z poziomu Ośrodka Centralnego. System automatycznego
sterowania zapewnia między innymi:
−
pomiar parametrów eksploatacyjnych odwiertu (przepływ, ciśnienie, temperatura),
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
31
−
kontrolę pracy separatorów, wymienników, zaworów redukcyjnych (automatyczne
odpuszczanie cieczy, sygnalizacja przekroczeń, zmiana otwarcia zaworu redukcyjnego),
−
archiwizowanie i raportowanie poszczególnych parametrów eksploatacyjnych odwiertu.
Wprowadzenie systemu automatyki wpływa na polepszenie warunków pracy ludzi przy
eksploatacji złoża. Możliwość bieżącego podglądu wartości mierzonych parametrów i stanu
urządzeń, sterowanie automatyczne lub ręczne z dyspozytorni oraz generowanie raportów,
wpływają znacząco na zwiększenie bezpieczeństwa podczas eksploatacji złóż.
Zagospodarowanie strefy przyodwiertowej ropnej
Zagospodarowanie napowierzchniowe odwiertów ropnych podobnie jak w przypadku
gazowych, uzależnione jest od wielu czynników: sposobu zagospodarowania złoża, zasobów,
wydajności i ilości odwiertów, rodzaju płynu wydobywanego (zaw. siarkowodór). Poniżej
przedstawiono schemat podstawowego sposobu uzbrojenia pojedynczego odwiertu ropnego.
Rys. 20. Schemat uzbrojenia napowierzchniowego pojedynczego odwiertu ropnego
Ropa naftowa z gazem kierowana jest z głowicy na zwężkę stałą, na której następuje
redukcja ciśnienia. Po redukcji ciśnienia strumień kierowany jest na separator gdzie następuje
rozdział na dwie fazy: ropę i gaz. Strumień gazu najczęściej spalany jest na świeczce
natomiast ropa kierowane jest do zbiorników magazynowych.
Przy dużych złożach, gdzie eksploatacja odbywa się wieloma odwiertami z dużymi
wydajnościami, strefy przyodwiertowe są bardziej rozbudowane. Przykład takiej strefy
przedstawiono na rysunku 21.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
32
Rys. 21. Schemat zautomatyzowanej strefy przyodwiertowej ropnej o dużej wydajności
W strefie przyodwiertowej płyn złożowy z głowicy eksploatacyjnej kierowany jest na
podgrzewacz liniowy gdzie następuje ogrzanie strumienia. Przy głowicy montowany jest
automatyczny zawór bezpieczeństwa, który zabezpiecza przed niekontrolowanym wypływem
płynu złożowego (np. pęknięcie rurociągu).
Podgrzewacz liniowy wyposażony jest w dwie wężownice. Pierwsza z nich ogrzewa płyn
złożowy przychodzący pod pełnym ciśnieniem głowicowym (przykładowo ok. 200–400 bar
zależnie od odwiertu), które następnie redukowane jest przez zwężkę do ok. 70–80 bar. Dalej
płyn złożowy kierowany jest do drugiej wężownicy, gdzie podgrzewany jest do temperatury
ok. 60
°
C i rurociągiem przesyłany jest na Ośrodek Grupowy (OG). Druga wężownica
podgrzewacza wyposażona jest w zawór bezpieczeństwa, który zabezpiecza ją przed
nadmiernym wzrostem ciśnienia. W przypadku otwarcia tego zaworu następuje zrzut płynu
złożowego na świeczkę, gdzie następuje spalenie gazu. Przed świeczką montuje się
oddzielacz, który wyłapuje ciekłe węglowodory.
Zespół urządzeń do wtrysku chemikaliów składa się z pomp wtryskowych, zbiorników
magazynowych oraz niezbędnego orurowania. Wtryskiwane chemikalia to metanol, inhibitor
korozji i płyn antyparafinowy.
Każdy rurociąg przesyłowy płynu złożowego wyposażony został w zawór do nadawania
tłoka, by umożliwić tłokowanie rurociągu celem usuwania odłożonych „korków” cząstek
stałych lub parafinowych. W niektórych przypadkach, na strefach ropnych, montuje się
zestaw do wygrzewania rur wydobywczych w odwiercie. W tym celu montuje się pompę
cyrkulacyjną oraz dodatkową wężownicę grzewczą w podgrzewaczu liniowym.
Strefy o takiej zabudowie projektuje się bez stałej obsługi załogi. Sterowanie
urządzeniami na strefie przyodwiertowej odbywa się z OC przez system komputerowy.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
33
4.3.1. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Jakie elementy wchodzą w skład głównego wyposażenia wgłębnego odwiertów
samoczynnych?
2. Jakie elementy wchodzą w skład głównego wyposażenia napowierzchniowego
odwiertów samoczynnych?
Elementy uzbrojenia wgłębnego odwiertu samoczynnego
3. Jakie jest zadanie rur okładzinowych w odwiertach eksploatacyjnych?
4. Z jakich kolumn składają się rury okładzinowe?
5. Od czego zależy ilość kolumn okładzinowych?
6. Jakie są zadania poszczególnych kolumn okładzinowych?
7. Jakie jest typowe wyposażenie zestawu wydobywczego – co wchodzi w jego skład i jakie
są zadania poszczególnych elementów?
8. Do czego służą pakery oraz z jakich podstawowych części się składają?
9. Jakie znasz rodzaje pakerów ze względu na ich konstrukcję?
10. Jakie znasz rodzaje łączników posadowych?
11. Jak powinien być wyposażony odwiert, w którym występuje zwiększone zagrożenie
siarkowodorowe?
12. Do czego służy linia iniekcyjna?
Elementy uzbrojenia napowierzchniowego odwiertu samoczynnego
13. Jakie są zadania wyposażenia napowierzchniowego odwiertów?
14. Co to jest i do czego służy głowica eksploatacyjna oraz jakie są rodzaje głowic?
15. Jakie znasz elementy technologiczne zlokalizowane przy odwiertach – do czego służą?
16. Od jakich czynników zależy sposób zagospodarowania strefy przyodwiertowej odwiertu
gazowego?
17. Jakie są główne elementy wyposażenia napowierzchniowego pojedynczego odwiertu
gazowego? Jak przedstawia się ogólny schemat ich rozmieszczenia?
18. Jak wygląda uzbrojenie odwiertu gazowego zagospodarowanego w promienistym
systemie zbioru gazu?
19. Jakie są różnice w budowie instalacji napowierzchniowej w zależności od systemu
zagospodarowania stref przyodwiertowych w systemie grzebieniowym i promienistym?
20. Od jakich czynników zależy sposób zagospodarowania napowierzchniowego odwiertów
ropnych?
21. Co wchodzi w skład podstawowego wyposażenia napowierzchniowego pojedynczego
odwiertu ropnego?
22. Czym różni się budowa strefy przyodwiertowej obsługującej wiele odwiertów o dużych
wydajnościach od strefy pojedynczego odwiertu ropnego?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
34
4.3.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Określ, co przedstawia poniższy schemat oraz rozpoznaj i oznacz jego poszczególne
elementy.
Rysunek do ćwiczenia 1
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) zidentyfikować układ urządzeń przedstawionych na schemacie i podać jego nazwę,
2) zidentyfikować i nazwać poszczególne części układu,
3) opisać rysunek,
4) dokonać prezentacji wyników pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory do pisania,
−
kserokopia załączonego schematu.
Ćwiczenie 2
Wykonaj szkic typowego wyposażenia zestawu wydobywczego. Wyszczególnij jego
elementy i objaśnij ich przeznaczenie.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory rysunkowe i arkusz papieru,
2) wykonać uproszczony schemat wyposażenia zestawu wydobywczego,
3) opisać przeznaczenie poszczególnych części,
4) dokonać prezentacji wyników pracy.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
35
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
kartka A4,
−
przybory do pisania,
−
zeszyt.
Ćwiczenie 3
Wyjaśnij, na czym polega różnica między grzebieniowym a promienistym sposobem
zagospodarowania złoża.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory rysunkowe i arkusz papieru,
2) wykonać schematy zagospodarowania w systemie grzebieniowym i promienistym,
3) ustalić i zapisać różnice między grzebieniowym a promienistym sposobem
zagospodarowania złoża,
4) dokonać prezentacji wyników pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
kartka A4,
−
przybory do pisania.
Ćwiczenie 4
Rozpoznaj, oznaczone na zamieszczonym schemacie, elementy głowicy eksploatacyjnej
i opisz je.
Rysunek do ćwiczenia 4
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory rysunkowe,
2) zidentyfikować i nazwać poszczególne części głowicy,
3) dokonać prezentacji wyników pracy.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
36
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
kserokopia schematu głowicy,
−
przybory do pisania.
4.3.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) wymienić główne elementy wchodzące w skład wyposażenia
wgłębnego i napowierzchniowego odwiertów samoczynnych?
2) naszkicować i scharakteryzować uproszczony schemat uzbrojenia
odwiertu samoczynnego?
3) wymienić, jakie rodzaje kolumn rur okładzinowych wchodzą w skład
uzbrojenia odwiertu, od czego zależy ich ilość i jakie są zadania
poszczególnych kolumn okładzinowych?
4) scharakteryzować typowe wyposażenie zestawu wydobywczego
i scharakteryzować przeznaczenie poszczególnych elementów?
5) wyjaśnić, do czego służą pakery i wymienić ich rodzaje?
6) wymienić elementy wyposażenia wgłębnego stosowane w szczególnych
warunkach?
7) scharakteryzować zadania napowierzchniowego wyposażenia odwiertu
i jego główne elementy?
8) wyjaśnić, do czego służy głowica eksploatacyjna i wymienić kilka
rodzajów głowic?
9) wymienić i scharakteryzować, do czego służą elementy technologiczne
zlokalizowane przy odwiertach?
10) wymienić czynniki, od których zależy sposób zagospodarowania strefy
przyodwiertowej odwiertu gazowego?
11) wymienić
główne
elementy
wyposażenia
napowierzchniowego
pojedynczego
odwiertu
gazowego
i
odwiertu
gazowego
zagospodarowanego w promienistym systemie zbioru gazu?
12) scharakteryzować różnice w budowie instalacji napowierzchniowej
w zależności od systemu zagospodarowania stref przyodwiertowych
w systemie grzebieniowym i promienistym?
13) wymienić czynniki, od których zależy sposób zagospodarowania
napowierzchniowego odwiertów ropnych?
14) scharakteryzować elementy wchodzące w skład podstawowego
wyposażenia napowierzchniowego pojedynczego odwiertu ropnego
i określić różnice w budowie strefy przyodwiertowej obsługującej wiele
odwiertów o dużych wydajnościach od strefy pojedynczego odwiertu
ropnego?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
37
4.4. Regulacja samoczynnego wydobycia ropy naftowej i gazu
ziemnego
4.4.1. Materiał nauczania
Każde złoże ropy naftowej zawiera pewną (większą lub mniejszą) ilość gazu.
Samoczynny wypływ ropy z odwiertu zachodzi pod wpływem energii rozprężającego się
gazu – temu zjawisku towarzyszy równoczesne odgazowanie złoża, co jest zjawiskiem
niekorzystnym, gdyż gaz jest ważnym czynnikiem energetycznym dla eksploatacji
samoczynnej.
Racjonalne wydobywanie ropy naftowej i gazu ziemnego ze złoża polega na ustaleniu
optymalnej wielkości produkcji dla każdego odwiertu. Wartość ta powinna uwzględniać
charakter złoża, wymagania techniczne oraz ekonomiczne. Praktycznym wskaźnikiem energii
eksploatowanego złoża jest ciśnienie złożowe, natomiast wykładnik gazowy pozwala na
kontrolowanie poprawności wyboru sposobu eksploatacji odwiertu.
Z chwilą nawiercenia złoża bada się warunki eksploatacji i ustala metodę wydobycia
płynów dla każdego z odwiertów w taki sposób, aby maksymalnie wykorzystać zasoby.
Tak ustalona wielkość wydobycia z odwiertu przeważnie jest mniejsza od jego maksymalnej
zdolności produkcyjnej, niemniej jednak ekonomiczna gospodarka złożem (ciśnieniem
złożowym) prowadzi do uzyskania większych współczynników sczerpania.
Pomiary parametrów złożowych w warunkach statycznych (ciśnienie złożowe, rozkład
ciśnień statycznych i temperatur w odwiercie) wykonywane są przeważnie w cyklu rocznym
tak, aby na podstawie ich wyników aktualizować ustalenia dotyczące sposobu eksploatacji
każdego odwiertu (w przypadku odwiertów eksploatowanych samoczynnie może być to
eksploatacja ciągła lub okresowa) i wielkości wydobycia (wydajność, maksymalne
dopuszczalne zasolenie i inne).
Regulacje samoczynnego wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego przeprowadza się
przy użyciu zwężek redukcyjnych. Zwężki dzielą się na stałe lub regulacyjne (z napędem
ręcznym lub mechanicznym). Stosowane są w celu uzyskania optymalnego wydobycia płynu
złożowego z odwiertu. Na rysunkach 22 oraz 23 przedstawiono przykład zwężki stałej oraz
regulacyjnej – ręcznej.
Rys. 22. Zwężka napowierzchniowa stała z wymiennym korkiem dławiącym: 1 – nakrętka dociskająca korek,
2 – obsada zwężki, 3 – zwężka zbieżna [10, s. 313]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
38
Rys. 23. Zwężka napowierzchniowa nastawna – ręczna: 1 – obsada zwężki, 2 – rurka, 3 – odcinek zbieżny,
4 – siedzenie odcinka, 5 – wskazówka pokazująca wielkość zwężenia, 6 – podziałka [10, s. 313]
Najczęściej stosowane są zwężki o średnicy od 3 do 15 mm lub wg normy API:
4/64”…..64/64”.
W nowych kopalniach przy zbiorczym systemie zagospodarowania złoża, stosowane są
zwężki regulacyjne z napędem pneumatycznym lub hydraulicznym sterowane poprzez system
komputerowy. Przykład takiej zwężki, w której wykorzystuje się dwa dyski obracające się
względem siebie, przedstawiono na rysunku 24.
Rys. 24. Zwężka regulacyjna z napędem pneumatycznym lub hydraulicznym [16]
Zwężki montowane są najczęściej pomiędzy głowicą a separatorem wstępnym.
W niektórych przypadkach stosowane są zwężki wgłębne, które zapinane są na spodzie
odwiertu. Zaletami takiego rozwiązania jest lepsze wykorzystanie energii złoża, obniżenie
ciśnienia głowicowego oraz uniknięcie tworzenia się hydratów w rurach wydobywczych.
Dobór średnicy zwężki przy eksploatacji ropy naftowej przeprowadza się przeważnie
w sposób doświadczalny poprzez wydobycie ropy na zwężkach o różnych średnicach.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
39
Dostępne wzory są dość skomplikowane, gdyż muszą określać przepływ trójfazowy
(ropa–woda–gaz) zmienny w czasie. Po analizie uzyskanych wyników podejmuje się decyzję
o wyborze zwężki, która zapewnia osiągnięcie optymalnych parametrów eksploatacyjnych
odwiertu.
W przypadku odwiertów ropnych, ważnym parametrem, który należy monitorować jest
wykładnik gazowy (WG – stosunek objętości gazu wypływającego z ropą do masy wydobytej
ropy wyrażany jednostką [m
3
/tonę]). Im WG jest większy, tym wcześniej nastąpi
odgazowanie złoża, a więc zanik eksploatacji samoczynnej.
Wielkość wykładnika gazowego możemy również regulować wykonując w odwiercie
takie prace jak:
−
obniżenie rurek wydobywczych,
−
zamknięcie górnej części horyzontu roponośnego.
W przypadku eksploatacji złoża wieloma odwiertami w celu opóźnienia zjawiska
odgazowania można zastosować produkcję selektywną, polegającą na eksploatacji najpierw
tych odwiertów na złożu, które charakteryzują się najmniejszym WG.
4.4.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Co jest głównym czynnikiem energetycznym samoczynnego wypływu ropy z odwiertu?
2. Na czym polega racjonalna eksploatacja złoża?
3. Jakie znasz dwa główne parametry będące wskaźnikiem energii złoża oraz poprawności
doboru metody eksploatacji? Która z tych wielkości jest wielkością wyliczaną a która
mierzoną?
4. Jak często i w jakim celu wykonujemy pomiary złożowe w warunkach statycznych?
5. Jakie urządzenie służy do regulacji samoczynnego wydobycia ropy naftowej i gazu
ziemnego?
6. Jakie znasz rodzaje zwężek redukcyjnych?
7. Jakie zwężki stosuje się obecnie przy zbiorczym systemie zagospodarowania nowych
złóż?
8. Gdzie najczęściej montuje się zwężki?
9. Co to są zwężki wgłębne?
10. W jaki sposób dobiera się optymalną średnicę zwężki?
11. Jaki parametr i dlaczego należy monitorować w czasie eksploatacji samoczynnej
odwiertu ropnego? Od jakich wielkości jest ten parametr zależny?
12. Jakie działania można podjąć w celu zmniejszenia wielkości wykładnika gazowego?
4.4.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Naszkicuj i objaśnij schematy zwężki napowierzchniowej stałej i nastawnej.
Scharakteryzuj różnice w ich budowie. Wyjaśnij, gdzie są zazwyczaj montowane.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory rysunkowe i arkusz papieru,
2) wykonać schemat zwężki napowierzchniowej stałej oraz zwężki napowierzchniowej
nastawnej,
3) scharakteryzować główne elementy schematów,
4) dokonać prezentacji wyników pracy.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
40
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
kartka A4,
−
przybory do pisania.
Ćwiczenie 2
W tabeli umieszczono wartości miesięcznego wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego
raportowane z odwiertu O-1 w pierwszym kwartale 2007 roku. Na podstawie tych wyników
oblicz wielkość wykładnika gazowego. Przelicz wartości WG na jednostkę m
3
/m
3
przyjmując
gęstość ropy naftowej 810 kg/m
3
. Wynik podaj z dokładnością do jednego miejsca po
przecinku.
Miesiąc
Wydobycie
ropy naftowej
[tony]
Wydobycie
gazu ziemnego
[tys.m
3
]
WG
[m
3
/tonę]
WG
[m
3
/m
3
]
styczeń’2007
128
13,445
luty’2007
112
11,428
marzec’2007
135
14,311
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) zdefiniować pojęcie wykładnika gazowego,
2) zdefiniować gęstość,
3) obliczyć wykładniki gazowe w poszczególnych miesiącach (w m
3
/tonę), pamiętając
o zamianie jednostek,
4) przeliczyć wielkości WG na jednostkę m
3
/m
3
, pamiętając o zamianie jednostek,
5) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
kserokopia tabeli,
−
kartka brudnopisu,
−
kalkulator,
−
przybory do pisania,
−
zeszyt.
4.4.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) podać, jaki jest główny czynnik energetyczny samoczynnego wypływu
ropy z odwiertu?
2) objaśnić, na czym polega racjonalna eksploatacja złoża?
3) wymienić dwa główne parametry będące wskaźnikiem energii złoża
oraz poprawności doboru metody eksploatacji?
4) wymienić, jakie pomiary statyczne i w jakim celu wykonujemy na złożu
ropy naftowej i gazu ziemnego?
5) wyjaśnić, co to jest i do czego służy zwężka redukcyjna?
6) wymienić rodzaje zwężek redukcyjnych?
7) wymienić, gdzie montuje się zwężki?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
41
8) wyjaśnić, co to jest zwężka wgłębna?
9) wyjaśnić sposób doboru średnicy zwężki?
10) wyjaśnić, od jakich wielkości jest zależny parametr, który należy
monitorować w czasie eksploatacji samoczynnej, na co wskazuje jego
wielkość?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
42
4.5. Wstępne oczyszczanie ropy naftowej i gazu ziemnego
w oddzielaczach
4.5.1. Materiał nauczania
Po wydobyciu płynu złożowego na powierzchnię następuje w większości przypadków
zredukowanie ciśnienia oraz skierowanie strumienia na urządzenia technologiczne, w których
następuje rozdział na poszczególne fazy. Proces ten przebiega na wstępnych oddzielaczach.
Zadaniem separatora (oddzielacza) jest oddzielenie od cieczy gazu i części stałych.
Używane są separatory:
−
dwufazowe (rozdzielenie na fazę ciekłą i gazową),
−
trójfazowe (rozdzielenie na fazę gazową i dwie fazy ciekłe: ropę naftowa i wodę).
Pod względem konstrukcyjnym dzielimy je na:
−
pionowe,
−
poziome,
−
kuliste.
Rys. 25. Typy i zasada pracy separatorów grawitacyjnych: a) separator poziomy, b) separator pionowy,
c) separator kulisty. Strefy: 1 – wlotowa (wstępna separacja), 2 – osadzania kropel cieczy, 3 – główna
separacyjna, 4 – zbioru oddzielonej cieczy, 5 – wylot gazu, 6 – odprowadzenie cieczy [9, s. 163]
Pod względem sił działających w czasie separacji rozróżniamy separatory:
−
grawitacyjne,
−
odśrodkowe.
Pionowe separatory stosowane są do mniejszych wydatków ropy naftowej z gazem,
natomiast poziome mają zastosowanie przy dużych przepływach. Separatory kuliste używane
są również do dużych przepływów strumieni gazu oraz charakteryzują się stosunkowo
najmniejszym zużyciem metalu na budowę aparatu.
Bez względu na rodzaj czy konstrukcję oddzielacze zbudowane są z następujących
głównych sekcji: właściwego oddzielania, osadnika części stałych, gromadzenia i odbioru
cieczy oraz elementu wyłapującego krople cieczy unoszonej wraz z gazem (łapacz kropel).
Na rysunku 26 przedstawiono schematycznie rozdział faz w separatorze 3–fazowym, a na
rysunkach 27 i 28 przykład separatora dwufazowego stojącego i leżącego.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
43
Rys. 26. Rozdział faz w separatorze 3–fazowym
Rys. 27. Separator dwufazowy leżący [5, s.6].
Rys. 28. Separator dwufazowy stojący [5, s.4]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
44
4.5.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Jaki proces przebiega w oddzielaczach?
2. Jakie znasz rodzaje oddzielaczy w zależności od:
−
ilości rozdzielanych faz?
−
konstrukcji?
−
sił działających w czasie separacji?
3. Jakie główne sekcje wchodzą w skład oddzielaczy?
4.5.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Opisz rozdział faz w separatorze 3-fazowym. Wykonaj schemat separatora.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory rysunkowe i arkusz papieru,
2) wykonać uproszczony schemat separatora 3-fazowego,
3) oznaczyć na schemacie poszczególne fazy,
4) zaznaczyć kierunki przepływu faz,
5) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: linijka, ołówek gumka,
−
kartka papieru A4,
−
zeszyt przedmiotowy.
4.5.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) określić zastosowanie oddzielaczy?
2) wymienić, jakie są rodzaje i kryteria podziału oddzielaczy?
3) naszkicować i scharakteryzować ogólny schemat budowy oddzielacza?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
45
4.6. Obsługa odwiertu samoczynnego
4.6.1. Materiał nauczania
Pierwszym elementem wyposażenia napowierzchniowego odwiertu jest głowica
eksploatacyjna. W zależności od wielkości pierwotnego ciśnienia złożowego odwiert
wyposaża się w głowicę do niskich lub wysokich ciśnień (patrz rozdział 4.3.: uzbrojenie
napowierzchniowe i wgłębne odwiertu samoczynnego).
Jednym z zadań głowicy eksploatacyjnej jest umożliwienie kontrolowanego przepływu
płynu złożowego w kierunku kopalni. Uruchomienie przepływu płynu następuje po
odpowiednim, kolejnym otwarciu zasuw. Głowica wyposażona jest w manometry, które
wskazują ciśnienie w rurach wydobywczych (manometr umieszczony na pionie głowicy)
i ciśnienie w przestrzeni międzyrurowej (manometr w dolnej części głowicy).
W trakcie prowadzenia normalnego ruchu do kontrolnych czynności obsługi należy:
−
kontrola ciśnienia głowicowego (raz na dobę),
−
kontrola szczelności połączeń kołnierzowych i zasuw (przynajmniej raz w tygodniu).
Wyniki kontroli należy odnotowywać w książce kontroli odwiertu. Do obowiązków
obsługi zalicza się też utrzymanie w stanie sprawności technicznej instalacji, narzędzi, ubrań
ochronnych, detektora H
2
S i aparatu ucieczkowego (jeżeli są na wyposażeniu pracownika)
i utrzymanie należytego porządku wewnątrz ogrodzenia odwiertu i wokół niego (1 m).
W przypadku awarii mogącej zagrozić zdrowiu lub życiu obsługi lub mającej negatywny
wpływ na środowisko, jeżeli nie jest możliwa eliminacja ww. zagrożeń poprzez zamknięcie
zasuw roboczych, należy zatrzymać eksploatację odwiertu przez zamknięcie zasuwy
awaryjnej. Należy równocześnie ostrzec o zagrożeniu pozostałych pracowników
i niezwłocznie powiadomić o zaistniałej sytuacji osobę kierownictwa lub dozoru.
Osoby zajmujące się eksploatacją odwiertów: obsługą głowic i urządzeń
przyodwiertowych powinny posiadać odpowiednie świadectwo kwalifikacji.
Szczegółowe zasady postępowania w czasie normalnej pracy odwiertu oraz w sytuacjach
awaryjnych określają instrukcje wewnętrzne obsługi, z którymi każdy z pracowników musi
zostać zapoznany.
4.6.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Jakie parametry są mierzone na głowicy odwiertu?
2. Jakie czynności kontrolne obsługi odwiertu wykonywane są przy głowicy odwiertu oraz
gdzie odnotowywane są wyniki kontroli?
3. Jakie obowiązki spoczywają na pracownikach obsługi odwiertu?
4. Kiedy można zatrzymać eksploatację odwiertu?
5. Jakie czynności należy podjąć po awaryjnym zatrzymaniu odwiertu?
6. Jakie dokumenty powinien posiadać i z jakimi musi się zapoznać pracownik obsługi?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
46
4.6.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
W strefie przyodwiertowej odwiertu eksploatującego ropę naftową, na którym występuje
zagrożenie siarkowodorowe, obsługa zaobserwowała podwyższone wskazanie detektora H
2
S.
Przedstaw kolejność działań, jakie należy podjąć w tej sytuacji. Korzystając z Rozporządzenie
Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji w sprawie zagrożeń naturalnych w zakładach
górniczych (Dz.U. Nr 94, poz. 841 z 2002 roku, z późn. zm.), wymień kategorie zagrożenia
siarkowodorowego.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować stanowisko pracy,
2) przypomnieć, w jaki sprzęt powinien być wyposażony pracownik obsługi odwiertu
zaliczanego do I lub II kategorii zagrożenia siarkowodorowego,
3) wypunktować kolejne czynności obowiązujące w czasie zagrożenia siarkowodorowego,
4) wypisać kategorie zagrożenia siarkowodorowego,
5) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory piśmiennicze,
−
kartka papieru A4,
−
Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 14 czerwca 2002 r.
w sprawie zagrożeń naturalnych w zakładach górniczych,
−
zeszyt.
4.6.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) wymienić wielkości (parametry), które są mierzone na głowicy
odwiertu?
2) wymienić, jakie czynności kontrolne wykonywane są przy głowicy
odwiertu oraz gdzie należy notować wynik kontroli?
3) wymienić obowiązki należące do obsługi odwiertu w czasie normalnego
trybu pracy?
4) ocenić, kiedy można zatrzymać eksploatację odwiertu i jakie czynności
obowiązują pracownika po awaryjnym zatrzymaniu?
5) wymienić dokumenty, jakie powinien znać pracownik obsługi oraz kto
może pracować przy obsłudze odwiertów?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
47
4.7. Zaburzenia samoczynnego wypływu i awarie na odwiercie
samoczynnym
4.7.1. Materiał nauczania
W odwiertach, zarówno ropnych jak i gazowych, w czasie ich eksploatacji może
zachodzić szereg niekorzystnych zjawisk, które mogą zaburzać proces eksploatacji.
Najczęściej należą do nich:
a) zjawiska występujące głównie w odwiertach ropnych:
−
parafinowanie – powstawanie osadów parafinowych w rurach wydobywczych
i urządzeniach
napowierzchniowych
jest
dość
powszechnym
zjawiskiem.
Spowodowane to jest tym, że ropy eksploatowane w naszym kraju zawierają znaczne
ilości parafiny (do 10 % wag). Osady parafinowe wytrącając się w rurkach
wydobywczych są przyczyną zmniejszenia wydajności odwiertu, a nawet całkowitej
utraty drożności rur wydobywczych. Aby wyeliminować to zjawisko stosowane są
dwie metody: termiczna lub chemiczna. W przypadku zastosowania metody
termicznej, jak zostało już wcześniej wspomniane, zapuszcza się do odwiertu
dodatkową kolumnę rur grzewczych. Zadaniem ich jest wygrzewanie kolumny rur
wydobywczych poprzez cyrkulację cieczy podgrzanej do odpowiedniej temperatury.
W przypadku zastosowania metody chemicznej stosujemy dozowanie inhibitorów
parafin (zapobiegających wytrącaniu się osadów w rurach wydobywczych
i rurociągach) na spód odwiertu przez kolumnę rurek iniekcyjnych lub na powierzchni
do ropociągu przesyłającego płyn złożowy do Ośrodka Centralnego.
−
wysokie zasolenie – przy wydobyciu ropy naftowej pojawiają się, w trakcie
eksploatacji, związki chemiczne zawierające chlor. Najczęściej są to: chlorek sodu
NaCl, magnezu MgCl
2,
potasu KCl i wapnia CaCl
2
. Występują najczęściej w wodzie
złożowej w postaci krystalicznej. Zawartość chlorków jest wskaźnikiem procesów,
jakie zachodzą podczas eksploatacji złoża. Zwiększona ich obecność powoduje jednak
poważne problemy techniczne związane z tworzeniem się osadów blokujących
przepływ płynu złożowego w czasie jego wydobycia. Przy dużych zawartościach
chlorków powyżej 2000 mg/l, dochodzi często do całkowitego zatkania rur
wydobywczych.
−
występowanie asfaltenów – asfalteny to frakcja ropy naftowej w postaci
węglowodorów aromatycznych osadzających się w rurach wydobywczych oraz
wyposażeniu napowierzchniowym. Utrudniają one przepływ ropy w systemie
wydobywczym, poczynając od wgłębnej strefy przyodwiertowej. Występują w postaci
lepkich i kleistych wytrąceń o barwie brązowej lub czarnej. Dominującymi
węglowodorami są aromaty C
50
– C
100
.
b) zjawiska występujące głównie w odwiertach gazowych:
−
hydraty – powstają podczas eksploatacji głębokich złóż gazu ziemnego, zwłaszcza
tych, które zawierają siarkowodór. Powodują ograniczenie wydobycia, a w niektórych
przypadkach, całkowite zatkanie rur wydobywczych. Szczegółowe informacje na
temat powstawania oraz zwalczania hydratów zostały przedstawione w rozdziale 4.11.
−
piaszczenie – występuje podczas eksploatacji słabo scementowanych kolektorów
złożowych powodując wiele komplikacji przy wydobywaniu ropy naftowej i gazu
ziemnego. W zależności od skali występowania tego zjawiska spotykamy się
z następującymi problemami:
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
48
−
ograniczenie zdolności wydobywczych odwiertu,
−
utrata drożności rur wydobywczych,
−
abrazyjne niszczenie wyposażenia wgłębnego oraz napowierzchniowego odwiertu,
−
stożki wodne – powstawanie stożków wodnych, lub tzw. języków wodnych prowadzi
w konsekwencji do zawodnienia odwiertu. Tworzenie się stożków zależy od takich
parametrów jak: różnica ciśnień złożowego i dennego, stosunek przepuszczalności
poziomej i pionowej oraz odległość od dna odwiertu lub miejsca perforacji rur
eksploatacyjnych od konturu wody złożowej. Ponieważ tak naprawdę możemy
wpływać jedynie na pierwszy z tych czynników, jest on jednym z najważniejszych
parametrów, jakie są brane pod uwagę przy ustalaniu dozwolonego wydobycia
z odwiertu. Wtedy, oprócz dozwolonej wydajności, ustala się również dopuszczalną
depresję ciśnienia.
Jeżeli się nie zapobiegnie wyżej wymienionym zjawiskom odpowiednio wcześnie, wtedy
może dojść do awarii polegającej na utracie drożności rur wydobywczych lub instalacji
napowierzchniowych. Powoduje to wstrzymanie wydobycia i konieczność przeprowadzenia
kosztownych operacji udrażniania rur wydobywczych, ropociągu lub gazociągu. Prace tego
typu wykonywane są w odwiercie przy użyciu wyciągu linowego bądź też z wykorzystaniem
urządzenia coiled tubing. W przypadku, gdy wydobywany płyn złożowy zawiera w sobie
siarkowodór, prace te są bardzo niebezpieczne, zarówno dla środowiska naturalnego jak
i zdrowia oraz życia pracowników zakładu górniczego.
Następną przyczyną dość częstych awarii na odwiertach jest korozja. Powoduje ona
uszkodzenie elementów zestawu wydobywczego, a zwłaszcza rur wydobywczych.
W przypadku odwiertów pakerowych korozja rur powoduje ucieczkę płynu
nadpakerowego i przedostanie się agresywnego płynu złożowego (z zawartością CO
2
, H
2
S)
do przestrzeni nadpakerowej, stwarzając bardzo duże niebezpieczeństwo dla środowiska. W
celu przywrócenia pełnej sprawności takich odwiertów przeprowadza się rekonstrukcję
odwiertu, podczas której wymienia się zestaw wydobywczy.
Innymi przyczynami awarii na odwiertach jest pojawienie się wszelkiego rodzaju
nieszczelności na głowicy eksploatacyjnej, co stwarza bardzo duże zagrożenie zarówno dla
środowiska, jak i obsługi odwiertu.
4.7.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Jakie zjawiska powodują zaburzenia w eksploatacji odwiertów ropnych oraz na czym one
polegają?
2. Jakie zjawiska powodują zaburzenia w eksploatacji odwiertów gazowych?
3. Jakie awarie mogą wystąpić w czasie eksploatacji samoczynnej odwiertów i jakie są ich
najczęstsze przyczyny?
4. Jak można zapobiegać niekorzystnym zjawiskom i awariom w odwiertach
samoczynnych?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
49
4.7.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Sporządź odręcznie schemat blokowy, na podstawie którego zaprezentujesz zjawiska,
które niekorzystnie wpływają na eksploatację samoczynną odwiertu. Schemat wykonaj
w rozbiciu na odwierty ropne i gazowe oraz wymień awarie, jakich mogą być powodem.
Na podstawie wykonanego schematu dokonaj prezentacji opisanych zjawisk omawiając
je szczegółowo.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory rysunkowe i arkusz papieru,
2) przypomnieć sobie zjawiska, które mogą zaburzyć pracę odwiertu samoczynnego,
3) rozplanować rozmieszczenie bloków diagramu,
4) nanieść informacje na diagram nty,
5) zaprezentować wyniki swojej pracy, charakteryzując szerzej narysowany schemat.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: linijka, ołówek gumka,
−
kartka papieru A4,
−
zeszyt.
4.7.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) wymienić przyczyny zaburzeń, jakie mogą wystąpić w czasie
eksploatacji samoczynnej odwiertu ropnego i gazowego?
2) wyjaśnić przyczyny i mechanizm powstawania zaburzeń w eksploatacji
samoczynnej?
3) wymienić awarie, jakie najczęściej mogą zaistnieć w czasie eksploatacji
samoczynnej oraz podać ich przyczyny i skutki?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
50
4.8. Wydobywanie ropy przy użyciu gazodźwigu
4.8.1. Materiał nauczania
Gazodźwigiem nazywamy urządzenie wydobywcze, w którym wykorzystywana jest
energia rozprężającego się gazu dostarczanego z zewnątrz w celu wykonania pracy
wydźwignięcia ropy ze spodu odwiertu na powierzchnię. Medium do wykonania tej pracy
może być sprężone powietrze lub gaz ziemny. W przypadku zastosowania gazu ziemnego,
jeżeli jest taka możliwość, wykorzystuje się w tym celu sąsiadujące złoże gazowe
o odpowiednio wysokim ciśnieniu. W przypadku braku takiej możliwości buduje się w tym
celu zestaw sprężarkowy.
Główne zalety gazodźwigu to:
−
uzyskanie dużych wydajności wypływu ropy z głębokich odwiertów,
−
możliwość instalowania w odwiertach skrzywionych,
−
mała ilość ruchomych elementów w wyposażeniu wgłębnym,
−
łatwość wykonania remontów i przeglądów, gdyż większość wyposażenia znajduje się na
powierzchni ziemi.
Do głównych wad gazodźwigu możemy zaliczyć:
−
tworzenie się stabilnych emulsji ropa–woda,
−
zwiększona korozyjność wyposażenia wgłębnego,
−
wysoki koszt budowy instalacji,
−
wydzielanie intensywne parafiny i asfaltenów w rurkach wydobywczych.
Pod względem budowy instalacje gazodźwigowe możemy podzielić na dwa podstawowe
typy (rys. 29):
−
jednokolumnowe (do odwiertu zapuszczona jest jedna kolumna rur wydobywczych),
−
dwukolumnowe (do odwiertu zapuszczone są dwie kolumny rur wydobywczych – obok
siebie lub współśrodkowo).
Praca gazodźwigu wymaga doprowadzenia sprężonego medium roboczego do dolnego
końca rur wydobywczych w celu zgazowania słupa ropy.
Ze względu na sposób doprowadzenia medium roboczego gazodźwigi (zarówno jedno,
jak i dwukolumnowe) dzielimy w dalszej kolejności na centralne i pierścieniowe.
W gazodźwigach centralnych medium robocze tłoczone jest wewnętrznymi rurami
wydobywczymi, natomiast nagazowana ropa naftowa przepływa do głowicy odwiertu
przestrzenią pierścieniową między rurami wydobywczymi (gazodźwig dwukolumnowy) lub
przestrzenią między rurami wydobywczymi a okładzinowymi (gazodźwig jednokolumnowy).
W gazodźwigu o systemie pierścieniowym medium robocze tłoczone jest przestrzenią
pierścieniową między rurami wydobywczymi (gazodźwig dwukolumnowy) lub przestrzenią
między rurami wydobywczymi a okładzinowymi (gazodźwig jednokolumnowy), natomiast
nagazowana ropa naftowa wypływa rurami wydobywczymi.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
51
Rys. 29. Schematy
konstrukcji
gazodźwigów:
a
–
gazodźwig
jednokolumnowy
centralny,
b – gazodźwig jednokolumnowy pierścieniowy, c – gazodźwig dwukolumnowy centralny,
d – gazodźwig dwukolumnowy pierścieniowy [7, s.239]
Zapoczątkowanie wydobycia ropy z odwiertu za pomocą gazodźwigu nosi nazwę
rozruchu gazodźwigu, zaś niezbędne do tego celu ciśnienie medium roboczego nazywamy
ciśnieniem rozruchowym P
RO
.
Podczas wydobycia ropy z odwiertu gazodźwigiem mamy do czynienia z dwoma
ciśnieniami. Jest to ciśnienie rozruchowe (P
RO
) oraz ciśnienie robocze (P
R
). Na rysunku 30
przedstawiono wykres zmian ciśnień podczas rozruchu gazodźwigu.
Rys. 30. Zależność między ciśnieniem zatłaczanego gazu i czasem przy rozruchu gazodźwigu przez kolumnę
rur wydobywczych (bez uwzględniania ciśnienia złożowego gazu ziemnego): 1 – początek zatłaczania
gazu w przestrzeni pozarurowej, 2 – przepływ gazu w pobliżu buta kolumny rur wydobywczych (gaz
zaczyna podnosić się w kolumnie rur wydobywczych i ciśnienie od punktu 2 do punktu 3 wzrasta nie
tak szybko jak w zakresie krzywej od punktu 1 do punktu 2), 3 – ciecz osiągnęła powierzchnię ujścia
odwiertu (wielkość ciśnienia rozruchu gazodźwigu), 4 – ropa naftowa nagromadzona na spodzie
odwiertu wytłoczona z odwiertu na powierzchnię terenu, zaś z poziomu produktywnego dopływa do
odwiertu niedostateczna objętość ropy naftowej, aby osiągnąć poziom dynamiczny w rurach
wydobywczych, 5 – ciśnienie złożowe [13, s. 152]
Jak widzimy ciśnienie rozruchowe jest znacznie większe od ciśnienia roboczego. Jest to
zjawisko bardzo niewygodne i nieekonomiczne z uwagi na konieczność stosowania
kompresorów o bardzo dużej mocy, która wykorzystywana jest w pełni tylko podczas
rozruchu. W związku z powyższym w praktyce dąży się do zmniejszenia ciśnienia
rozruchowego poprzez:
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
52
−
stopniowe zapuszczanie rur wydobywczych do odwiertu (metoda niewygodna, rzadko
spotykana),
−
stosowanie podczas rozruchu zmiany kierunku dopływu medium roboczego, stosowanie
w czasie rozruchu systemu centralnego przejścia na system pierścieniowy tzw.
„rozkołysanie”,
−
zastosowanie zaworów rozruchowych do zmniejszenia ciężaru właściwego słupa cieczy
w rurach wydobywczych.
Najpopularniejszą metodą w praktyce kopalnianej jest rozruch gazodźwigu
z zastosowaniem ostatniej metody, czyli stosowanie zaworów rozruchowych montowanych
na rurkach wydobywczych.
Na rysunku 31 przedstawiono sposób rozruchu gazodźwigu pierścieniowego z zaworami
rozruchowymi.
Rys. 31. Rozruch gazodźwigu z zastosowaniem zaworów rozruchowych [1, s. 450]
Jak widzimy, rozwiązanie takie umożliwia nagazowanie słupa ropy w rurach
wydobywczych poprzez kolejne otwieranie zaworów rozruchowych, zmniejszając znacznie
wielkość ciśnienia rozruchowego. Sterowanie zaworami może odbywać się przez
wytworzenie odpowiedniej różnicy ciśnień miedzy ciśnieniem medium roboczego
w przestrzeni a ciśnieniem w rurach wydobywczych lub z powierzchni przez system
komputerowy.
Poniżej
przedstawiono
przykład
obliczenia
ciśnienia
rozruchu
gazodźwigu
dwukolumnowego pierścieniowego. W momencie rozruchu rury wydobywcze zapuszczone są
na głębokość h’ [m] pod statyczny poziom płynu w odwiercie.
Podczas tłoczenia medium roboczego do przestrzeni pierścieniowej, następuje
podnoszenie się ropy w rurkach wydobywczych oraz w przestrzeni miedzy rurkami
wydobywczymi zewnętrznymi a rurami okładzinowymi do poziomu ∆h [m] w momencie
rozruchu gazodźwigu. Po osiągnięciu dolnego końca rur wydobywczych gaz zaczyna
wpływać do nich, nagazowując znajdującą sie tam ropę i zmniejszając jej ciężar właściwy, aż
do osiągnięcia głowicy odwiertu i rozpoczęcia wypływu ropy na powierzchnię. Na rysunku
32 przedstawiono schemat z naniesionymi wielkościami.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
53
Rys. 32. Gazodźwig dwukolumnowy pierścieniowy – wymiary do obliczeń [7, s.247]
Ciśnienie medium roboczego w czasie rozruchu gazodźwigu wzrasta, aż do osiągnięcia
wartości maksymalnej, równoważącej ciśnienie hydrostatyczne słupa ropy o wysokości
h’ +
∆
h, przy ciężarze właściwym ropy γ
R
[N/m
3
].
Jest to ciśnienie rozruchowe P
RO
:
R
RO
h
h
P
γ
⋅
∆
+
′
=
)
(
[N/m
2
]
Uwzględniając średnicę poszczególnych kolumn otrzymujemy wzór na ciśnienie
rozruchu gazodźwigu dwukolumnowego pierścieniowego:
)
(
2
2
2
2
1
2
d
D
d
D
h
P
R
RO
−
+
⋅
⋅′
=
γ
[N/m
2
]
zaś gazodźwigu jednokolumnowego pierścieniowego wzór:
2
2
d
D
h
P
R
RO
⋅
⋅′
=
γ
[N/m
2
]
Dla gazodźwigu jednokolumnowego centralnego lub dwukolumnowego centralnego
ciśnienie rozruchowe wynosi:
2
2
2
d
D
D
h
P
R
RO
−
⋅
⋅′
=
γ
[N/m
2
]
Jak widzimy, z powyższych wzorów ciśnienie rozruchowe zależy od:
a) ciężaru właściwego ropy naftowej,
b) głębokości zanurzenia rur wydobywczych pod poziom płynu w momencie rozruchu,
c) wzajemnego stosunku wymiarów rur wydobywczych i okładzinowych,
d) typu gazodźwigu (przy czym przy systemie centralnym jest ono mniejsze).
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
54
4.8.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Co to jest gazodźwig?
2. Jakie znasz zalety i wady gazodźwigów?
3. Jakie znasz odmiany gazodźwigów, ze względu na ich budowę?
4. Jakie znasz odmiany gazodźwigów, ze względu na sposób doprowadzenia medium
roboczego?
5. Na czym polega rozruch gazodźwigu?
6. Jak zmienia się ciśnienie podczas rozruchu gazodźwigu?
7. Co to jest ciśnienie rozruchowe i ciśnienie robocze?
8. Jakie znasz sposoby zmniejszania ciśnienia rozruchowego?
9. Jak przebiega rozruch gazodźwigu z zastosowaniem zaworów rozruchowych
montowanych na rurkach wydobywczych?
10. Z jakich wzorów wyliczysz ciśnienie rozruchowe poszczególnych typów gazodźwigów?
11. Od jakich parametrów zależy wielkość ciśnienia rozruchowego?
4.8.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Przedstaw i omów podział gazodźwigów ze względu na budowę i sposób doprowadzania
medium roboczego. Naszkicuj schematy konstrukcji i zaznacz kierunki przemieszczania
medium roboczego i wydobywanego płynu.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory rysunkowe i arkusz papieru,
2) wykonać uproszczone schematy konstrukcji poszczególnych typów gazodźwigów,
3) zaznaczyć kierunki przepływu mediów,
4) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: linijka, ołówek gumka,
−
kartka papieru A4,
−
zeszyt.
Ćwiczenie 2
Oblicz ciśnienie rozruchowe gazodźwigu dwukolumnowego pierścieniowego, w którym:
−
długość kolumny rur wydobywczych L=1350 m,
−
poziom statyczny w odwiercie zmierzono w głębokości h
st
=726,5 m,
−
średnica rur okładzinowych D=6”,
−
średnica rur eksploatacyjnych wewnętrznych d
1
= 2 3/8”,
−
średnica rur eksploatacyjnych zewnętrznych d
2
= 4 1/2”,
−
ciężar właściwy ropy γ
R
=8335,65 N/m
3
.
Wynik obliczeń przedstaw w MPa.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
55
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować stanowisko pracy,
2) naszkicować schemat gazodźwigu dwukolumnowego pierścieniowego, oznaczyć na nim
podane w zadaniu wielkości,
3) przygotować wzór do obliczenia ciśnienia rozruchowego gazodźwigu dwukolumnowego
pierścieniowego,
4) obliczyć głębokość zanurzenia rur wydobywczych pod poziom statyczny,
5) przeliczyć średnice z cali [”] na metry [m], przyjmując 1”=0,0254 m,
6) obliczyć ciśnienie rozruchowe uwzględniając zmianę jednostek,
7) wynik otrzymany w N/m
2
przeliczyć na MPa, korzystając z tablic fizycznych,
8) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
tablice matematyczne, tablice fizyczne,
−
kalkulator,
−
przybory do pisania,
−
zeszyt.
4.8.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz
Tak
Nie
1) zdefiniować pojęcie gazodźwigu?
2) wymienić zalety i wady gazodźwigów?
3) scharakteryzować rodzaje gazodźwigów ze względu na ich budowę
i sposób doprowadzenia medium roboczego?
4) zdefiniować pojęcie „rozruch gazodźwigu”?
5) wyjaśnić przebieg zmian ciśnienia w czasie rozruchu gazodźwigu?
6) zdefiniować ciśnienie rozruchowe i robocze gazodźwigu?
7) wymienić sposoby zmniejszania ciśnienia rozruchowego?
8) scharakteryzować rozruch gazodźwigu z zastosowaniem zaworów
rozruchowych na rurkach wydobywczych?
9) obliczyć ciśnienie rozruchowe poszczególnych typów gazodźwigów
i określić, od jakich parametrów zależy jego wielkość?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
56
4.9. Zastosowanie pompy wyporowej przy eksploatacji ropy
naftowej
4.9.1. Materiał nauczania
Pompa wyporowa jest urządzeniem służącym do wydobycia ropy przy wykorzystaniu
rozprężającego się gazu. Schemat pompy został przedstawiony na rysunku nr 33. Składa się
ona z dwóch kolumn rur wydobywczych (3 i 4) oraz z komory wyporowej (2) usytuowanej
w dolnej części odwiertu. W dolnej części komory znajduje się zawór stopowy (1), który
pełni podobną funkcję jak zawór ssący w pompie tłokowej. Spód wewnętrznych rur
wydobywczych powinien być usytuowany jak najbliżej zaworu stopowego w komorze (h).
Sprężony gaz doprowadzany jest do komory przestrzenią pierścieniową rur wydobywczych.
Praca pompy przebiega w sposób cykliczny.
Cykl pracy pompy składa się z trzech etapów:
−
napełniania komory ropą,
−
wytłaczania,
−
wyrównania ciśnień.
Podczas napełniania komory ropą, automatyczny zawór (5), przez który doprowadza się
sprężony gaz do przestrzeni pierścieniowej między kolumnami wydobywczymi pozostaje
w pozycji zamkniętej. Pod wpływem różnicy ciśnień między komorą a strefą
przyodwiertową, ropa dopływa przez zawór stopowy komory wypełniając ją w całości. Po
napełnieniu komory ropą zawór automatyczny zostaje otwarty i podaje się gaz o ciśnieniu
większym niż Pdd (ciśnienie denne dynamiczne). Ciśnienie to powoduje zamknięcie zaworu
stopowego komory odcinając dopływ ropy, rozpoczynając tym samym drugi etap pracy cyklu
pompy. Podczas pierwszego i drugiego etapu następuje ciągły przypływ ropy do odwiertu ze
złoża, powodując wzrost wysokości słupa ropy na zewnątrz pompy.
W drugim etapie następuje wytłoczenie ropy z komory do wewnętrznych rur
wydobywczych poczym zawór automatyczny, przez który doprowadzany jest sprężony gaz
zostaje zamknięty. W związku z dużą różnicą ciśnień pomiędzy komorą pompy a wylotem rur
wydobywczych – Pgd (ciśnienie głowicowe dynamiczne) następuje wypchnięcie ropy
z wewnętrznych rur wydobywczych w kierunku głowicy odwiertu (6). Różnica ciśnień
między komorą a głowicą powinna być tak dobrana, aby liniowa prędkość przepływu ropy
w rurach nie przekraczała 20 m/s. Jest to końcowy etap (trzeci) wyrównania ciśnień. Po etapie
wytłaczania pozostaje w komorze pewna objętość ropy wynikająca z odległości między
spodem rur wydobywczych a zaworem stopowym.
1
2
3
4
5
6
H
h
Rys. 33. Schemat pompy wyporowej
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
57
Wzory do obliczeń głównych parametrów pompy wyporowej – na podstawie metodyki
A.P. Kryłowa.
Oznaczenia wymiarów we wzorach jak na rysunku poniżej, gdzie pokazano położenie
komory wyporowej w zależności od statycznego poziomu płynu w odwiercie dla wersji
dwukolumnowej (a) i jednokolumnowej (b).
L
1
Rys. 34. Schemat pompy wyporowej – oznaczenie wymiarów do obliczeń wg Kryłowa [4, s. 102]
Kolejność prowadzenia obliczeń do projektowania pompy wyporowej dla odwiertu przy
znanych parametrach:
−
głębokości odwiertu H,
−
średnicy zewnętrznej i wewnętrznej rur okładzinowych d
oz
, d
ow
,
−
średnicy zewnętrznej i wewnętrznej rur wydobywczych wewnętrznych
d1z
, d
1w
,
−
średnicy zewnętrznej i wewnętrznej rur wydobywczych zewnętrznych d
2z
, d
2w
,
−
średnicy zewnętrznej i wewnętrznej komory pompy d
kz
, d
kw
,
−
ciśnienia roboczego w przestrzeni międzyrurowej,
−
ciężaru właściwego wydobywanej cieczy,
−
statycznego poziomu płynu w odwiercie,
−
współczynnika wydajności odwiertu.
1. Sterowanie dopływu gazu na głowicy odwiertu
Wysokość słupa cieczy wypartej z przestrzeni pierścieniowej do rur pompowych przed
jej zgazowaniem wyliczymy ze wzoru:
c
t
r
P
P
h
γ
5
,
98066
+
−
=
[m]
gdzie:
γ
c
– ciężar właściwy cieczy [N/m
3
],
P
r
– ciśnienie robocze w przestrzeni [N/m
2
],
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
58
P
t
– straty ciśnienia spowodowane tarciem [N/m
2
],
w
t
d
L
P
1
0278
,
100
⋅
=
[N/m
2
],
L – głębokość zanurzenia pompy ≈ głębokość odwiertu H [m],
2
1
L
L
L
+
=
L
1
– wysokość nad pompą wyporową, [m]
L
2
– długość komory wyporowej,
h
d
d
L
kw
w
⋅
=
2
1
2
[m],
d
1
– średnica wewnętrznych rur wydobywczych [m] (d
1w,
d
1z
wewnętrzna, zewnętrzna),
d
k
– średnica komory pompy wyporowej [m] (d
kw,
d
kz
wewnętrzna, zewnętrzna),
d
2
– średnica zewnętrznych rur wydobywczych [m] (d
2w,
d
2z
wewnętrzna, zewnętrzna),
Wydatek cieczy na 1 cykl pracy pompy określa zależność:
w
w
c
t
f
d
L
h
Q
1
1
3
2
4624
,
781
⋅
⋅
⋅
−
=
γ
[m
3
],
f
1w
– pole przekroju rur wydobywczych
4
2
1
1
w
w
d
f
⋅
=
π
[m
2
],
Możemy również wyliczyć zużycie gazu na jeden cykl wtłaczania: R
o
oraz czas jego
wtłaczania w cyklu: t
1
zgodnie z poniższymi wzorami:
3
2
2
1
4736
,
0
L
d
R
w
o
⋅
⋅
=
[m
3
/s],
o
r
R
P
V
t
⋅
⋅
=
5
,
98066
1
[s],
gdzie:
V jest całkowita objętością wyrażoną równaniem:
r
k
p
V
V
V
V
+
+
=
[m
3
]
Składniki prawej strony równania to objętość przestrzeni pierścieniowej V
p
, objętość
komory V
k
oraz objętość rur wydobywczych V
r
, czyli:
(
)
z
w
p
f
f
L
V
1
2
1
−
⋅
=
[m
3
],
(
)
2
1
L
h
f
V
w
k
−
⋅
=
[m
3
],
w
r
f
L
V
1
⋅
=
[m
3
]
Wyznaczając L
1
z równania
2
1
L
L
L
+
=
[m] jako
2
1
L
L
L
−
=
[m] i podstawiając do
wzoru na objętość całkowitą otrzymamy:
(
) (
)
(
)
2
1
1
2
2
L
h
L
f
f
f
L
L
V
w
z
w
−
+
⋅
+
−
⋅
−
=
[m
3
]
Pola przekroju f
2w
i f
1z
wyliczymy ze wzorów:
2
2
2
785
,
0
w
w
d
f
⋅
=
[m
2
],
2
1
1
785
,
0
z
z
d
f
⋅
=
[m
2
]
Aby obliczyć czas przepływu cieczy do komory korzystamy ze wzoru:
c
w
o
k
S
S
f
t
γ
⋅
⋅
⋅
=
1
3
2
ln
65
.
9806
[s], w którym:
2
4
ow
o
d
f
⋅
=
π
[m
2
],
st
h
L
L
S
−
−
=
2
1
[m],
o
s
f
v
S
S
−
=
'
3
3
[m],
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
59
3
2
1
1
079687
,
0
L
d
f
v
w
w
s
⋅
=
[m
3
],
(
)
o
o
f
f
L
f
f
S
S
S
L
S
''
2
'
2
1
1
2
'
3
⋅
−
⋅
−
−
+
=
[m],
'
1
1
65
.
9806
2
f
t
k
S
c
w
e
S
⋅
⋅
⋅
=
γ
[m],
(
)
2
2
2
'
4
z
ow
d
d
f
−
⋅
=
π
[m
2
],
=
''
f
(
)
2
2
4
kz
ow
d
d
−
⋅
π
[m
2
]
Czas trwania cyklu, to suma t
1
i t
2
, czyli:
2
1
t
t
t
+
=
[s]
Natomiast wydobycie z odwiertu Q wyliczymy ze wzoru:
t
Q
Q
t
=
[m
3
/s]
2. Sterowanie dopływu gazu przy komorze
Czas wtłaczania gazu w jednym cyklu
o
r
R
P
V
t
⋅
⋅
=
5
,
98066
1
[s],
Objętość całkowita
(
)
2
1
L
h
L
f
Vr
V
V
w
k
−
+
⋅
=
+
=
Czas przepływu cieczy do komory
c
w
k
k
S
S
f
t
γ
⋅
⋅
⋅
=
2
1
2
ln
65
.
9806
[s],
k
s
st
f
v
h
L
S
−
=
2
1
[m],
2
'
1
2
L
S
S
−
=
[m],
st
h
L
S
−
=
'
1
[m],
2
4
kw
k
d
f
⋅
=
π
[m
2
],
Czas trwania cyklu
2
1
t
t
t
+
=
[s],
Wydobycie ropy z odwiertu
t
Q
Q
t
=
[m
3
/s],
Jednostkowe zużycie gazu
t
r
o
Q
P
V
R
⋅
⋅
=
5
,
98066
[m
3
/m
3
]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
60
4.9.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Co to jest pompa wyporowa?
2. Z jakich elementów zbudowana jest pompa wyporowa?
3. Jak powinien być usytuowany spód rur wydobywczych przy eksploatacji odwiertu pompą
wyporową?
4. W jaki sposób pracuje pompa wyporowa? Jakie są cykle pracy pompy?
4.9.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Narysuj schemat pompy wyporowej. Omów poszczególne etapy cyklu pracy pompy
wyporowej posługując się schematem.
UWAGA:
W rozdziale 4.9 poradnika dla ucznia we wzorach, które przedstawiają tok obliczeń dla
celów projektowania pompy wyporowej metodą Kryłowa występują działania z użyciem
logarytmu. Ponieważ na poziomie podstawowym pojęcie to uczniom nie jest znane, należy te
wzory wykorzystać jedynie w celu zaprezentowania podstawowych zależności parametrów
względem siebie, a w szczególności tego, w jaki sposób wpływają one na wyliczaną wielkość.
Dla uczniów o szerszych zainteresowaniach proponuje się zorganizowanie dodatkowych zajęć
z nauczycielem matematyki w celu poznania sposobu obliczania logarytmów (choćby
z użyciem tablic). Dla poziomu podstawowego wymagana jest znajomość takich wzorów jak:
wysokość słupa cieczy h, wydatek cieczy na 1 cykl pracy pompy Q
t
, wydobycie ropy Q,
jednostkowe zużycie gazu R
0
.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory rysunkowe i arkusze papieru,
2) wykonać uproszczony schemat pompy wyporowej,
3) oznaczyć na schemacie jego główne elementy,
4) wypisać, z jakich etapów składa się cykl pracy pompy,
5) posługując się wykonanym rysunkiem omówić etapy cyklu pracy pompy,
6) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: linijka, ołówek gumka,
−
kartka papieru A4,
−
zeszyt.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
61
Ćwiczenie 2
Oblicz wydatek cieczy, jaki przypada na 1 cykl pracy pompy wyporowej, pompującej
ropę o ciężarze właściwym
γ
c
= 8237,59 N/m
3
z głębokości H=1650 m wiedząc, że wysokość
słupa cieczy wypartej z przestrzeni pierścieniowej do rur pompowych przed jej zgazowaniem
wynosi: h = 350 m, a średnica wewnętrzna rur wydobywczych d
1w
= 0,0508 m.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować stanowisko pracy,
2) naszkicować schemat pompy wyporowej i oznaczyć na nim podane do obliczeń
wielkości,
3) zastosować wzór do obliczenia wydatku cieczy, jaki przypada na 1 cykl pracy pompy
wyporowej,
4) obliczyć pole przekroju rur wydobywczych f
1w
,
5) podstawić dane do wzoru, obliczyć wydajność,
6) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
tablice matematyczne,
−
kalkulator,
−
przybory do pisania,
−
zeszyt.
4.9.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) zdefiniować pojęcie pompy wyporowej?
2) sporządzić schemat budowy pompy wyporowej i nazwać jej elementy?
3) wymienić cykle pracy pompy?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
62
4.10. Złoża gazowe i gazowo-kondensatowe
4.10.1. Materiał nauczania
Złoża gazowe
Gaz ziemny jest wydobywany głównie ze złóż ropy naftowej jako kopalina
współwystępująca lub towarzysząca, jednak eksploatowane są także złoża samego gazu,
w których jest on kopaliną główną. Znajdują się one zazwyczaj w porowatych skałach
osadowych oraz w szczelinach skał magmowych. Złoża gazu ziemnego powstały ze
szczątków roślin i zwierząt, w wyniku ich rozkładu pod wysokim ciśnieniem, podobnie jak
złoża ropy naftowej, stąd też kopaliny te często występują razem.
Typy złóż gazowych można ogólnie podzielić na złoża:
−
ekspansyjne,
−
z aktywną wodą.
Złoża ekspansyjne – są to złoża nie mające wody podścielającej czy okalającej, lub takie,
w których jest ona nieaktywna. Złoża ekspansyjne pracują w warunkach rozprężającego się
gazu (tzw. warunki ekspansyjne – główną energią powodującą przepływ gazu do odwiertu
jest energia rozprężającego się gazu), a ilość wydobytego gazu na spadek ciśnienia o 1 MPa
pozostaje w czasie całego okresu eksploatacji niemal stała.
Złoża z aktywną wodą – są to złoża pracujące w warunkach wodnonaporowych, tzn.
woda okalająca lub podścielająca przesuwając się w czasie eksploatacji, jest nośnikiem
energii, dzięki której następuje dopływ gazu do odwiertu.
Różnica ciśnień pomiędzy złożem a odwiertem powoduje ruch gazu ze złoża w kierunku
odwiertu. Przepływ gazu utrudniony jest przez opory przepływu. Ich wielkość zależna jest
głównie od przepuszczalności skały złożowej i współczynnika lepkości charakteryzującego
dany gaz. Istnieje również wpływ oporów, które wynikają z niedoskonałości kontaktu
odwiertu ze złożem. Opory przepływu są zmienne w czasie eksploatacji odwiertu i zwiększają
się w miarę osadzania się cząstek ilastych (kolmatacja), gromadzenie kondensatu lub wody.
Przeciwdziała się tym zjawiskom poprzez wykonywanie odpowiednich zabiegów
intensyfikacji wydobycia, czy remontów (rekonstrukcji) odwiertów.
Przepływ gazu w ośrodku porowatym, jakim jest złoże, zależy od parametrów skały
złożowej (porowatość, przepuszczalność), ciśnienia, budowy (geometrii) złoża oraz od jego
wewnętrznych
(pojemność
magazynowa
odwiertu,
skin
effect,
szczelinowatość)
i zewnętrznych (ciśnienie na granicy złoża) warunków brzegowych.
Właściwą eksploatację złoża, tzn. taką, która pozwoli maksymalnie sczerpać odkryte
zasoby przy zachowaniu dodatniego bilansu ekonomicznego, można prowadzić jedynie
wtedy, gdy złoże jest dobrze rozpoznane. Należy w czasie opróbowywania i testowania
nowych odwiertów zebrać jak najdokładniejsze dane, a na już eksploatowanych odwiertach
prowadzić systematyczne pomiary. Pozwoli to na bieżące korygowanie modelu eksploatacji
i ustalenie odpowiednich warunków dozwolonego poboru gazu, maksymalnej depresji
ciśnienia i innych.
W praktyce przemysłowej zasadniczym problemem jest określenie zależności między
ciśnieniem w odwiercie a jego wydajnością. Natężenie dopływu gazu ze złoża do odwiertu
jest funkcją różnicy ciśnień: złożowego i na spodzie odwiertu. Najbardziej rozpowszechnioną
metodą interpretacji wyników testu odwiertowego jest tzw. formuła dwuczłonowa:
2
2
2
Q
b
Q
a
P
P
d
z
⋅
+
⋅
=
−
,
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
63
gdzie:
P
z
– średnie ciśnienie złożowe [MPa],
P
d
– ciśnienie na spodzie odwiertu w czasie pomiaru [MPa],
Q – objętościowe natężenie przepływu gazu [m
3
/min].
Współczynniki a i b charakteryzują parametry przepływu oraz jego charakter,
a w praktyce określa się je metodą graficzną na podstawie wyników testów
hydrodynamicznych (mimo, że opisują je określone wzory, ze względu na zmienność
własności fizycznych złoża w czasie jego eksploatacji metoda graficzna jest dokładniejsza –
wzory teoretyczne nie w pełni oddają obraz tej zmienności). W układzie współrzędnych
prostokątnych, przy zachowaniu warunku stabilizacji ciśnienia w czasie pomiaru wydajności,
na wykresie Q
g
= f(
∆
P
2
/Q
g
) punkty odpowiadające kolejnym pomiarom leżą na linii prostej,
a wartość a i b możemy odczytać z wykresu. Otrzymanie takiego układu punktów (linia
prosta) i jej wznoszącego się trendu oraz spełnienie warunku, że przez punkty
przeprowadzone na wykresie Q
g
= f(
∆
P
2
) można przeprowadzić krzywą, która po
przedłużeniu trendu wstecz trafi w początek układu, potwierdza, że otrzymaliśmy prawidłowe
wyniki pomiarów. Przykłady wykresów zamieszczono na rysunku 35.
Rys. 35. Przykładowe wykresy funkcji: a) Q
g
= f(
∆
P
2
/Q
g
) i b) Q
g
= f(
∆
P
2
)
Złoża gazowo-kondensatowe
Złoża gazowo-kondensatowe to takie, w których płyn złożowy jest mieszaniną lekkich
węglowodorów, znajdujących się w warunkach ciśnienia i temperatury złożowych w stanie
gazowym. Wskutek spadku ciśnienia w czasie eksploatacji następuje wykraplanie się
cięższych węglowodorów z gazu.
W procesie eksploatacji złóż gazowo-kondensatowych występują specyficzne problemy –
zarówno złożowe, jak i w instalacjach powierzchniowych. Kondensacja wsteczna, czyli
wykraplanie się cięższych węglowodorów na skutek spadku ciśnienia w złożu, jest przyczyną
wielu zjawisk, do których należą:
−
zmniejszenie przepuszczalności złoża na skutek osadzania się ciekłych węglowodorów
w porach skały,
−
zmienna zawartość wykraplających się węglowodorów w eksploatowanym gazie
(wykraplanie przebiega ze zmiennym natężeniem),
−
gromadzenie się kondensatu na spodzie odwiertu na skutek zbyt małej prędkości
przepływu w rurach wydobywczych.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
64
Ponieważ w czasie eksploatacji złoża gazowo-kondensatowego istotne jest pozyskanie
jak największej ilości kondensatu, dlatego bardzo ważnym czynnikiem jest właściwe
rozpoznanie płynu złożowego. Po udostępnieniu złoża wykonywane są badania fizyko-
chemiczne płynu złożowego. Na ich podstawie sporządza się tzw. diagramy fazowe.
Naniesienie na diagram fazowy parametrów (p, T) odpowiadającym warunkom złożowym,
dennym dynamicznym i głowicowym oraz separatorowym umożliwia ocenę przebiegu
zjawisk fazowych w czasie eksploatacji złoża. Diagram fazowy jest pomocny w określaniu:
−
punktu krytycznego,
−
krzywej punktów rosy,
−
temperaturowego punktu krytycznego kondensacji,
−
ciśnieniowego punktu krytycznego kondensacji,
−
rodzaju badanego płynu,
−
typu złoża.
Bardzo istotne jest określenie punktu rosy mieszaniny, tzn. wartości ciśnienia
i temperatury, przy których następuje pojawienie się pierwszej kropli kondensatu.
Rys. 36. Przykładowy diagram fazowy P–T [2, s.17]
4.10.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Z jakich złóż wydobywany jest gaz ziemny i jaka jest ich geneza (pochodzenie)?
2. Jakie znasz typy złóż gazowych oraz co je charakteryzuje?
3. Co powoduje dopływ gazu do odwiertu?
4. Co utrudnia przepływ gazu ze złoża do odwiertu?
5. Co wpływa na wielkość oporów przepływu oraz jak likwiduje się skutki tych
niekorzystnych zjawisk?
6. Jakie parametry mają wpływ na przepływ gazu w złożu?
7. W jakim celu przeprowadza się opróbowywanie i testowanie odwiertów?
8. Do czego służy formuła dwuczłonowa?
9. Co to są złoża gazowo kondensatowe?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
65
10. Jakie problemy występują w procesie eksploatacji złóż gazowo-kondensatowych?
11. Jakie wielkości można określić za pomocą diagramu fazowego?
12. Co to jest punkt rosy mieszaniny?
4.10.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
W tabeli znajdują się dane z pomiarów przeprowadzonych w odwiercie. Należy
uzupełnić brakujące dane i sporządzić wykres zależności Qg = f(
∆
P2/Qg), przy czym Qg dla
potrzeb sporządzenia wykresu powinno zostać przeliczone na jednostkę m
3
/min a ciśnienie na
MPa. Sprawdzić, czy przez punkty można przeprowadzić linię trendu (linia prosta)
i zaznaczyć punkt jej przecięcia się z osią (Y). Dla sprawdzenia, należy wykonać również
wykres zależności Qg = f(
∆
P2).
Pgs =
45,62
MPa
Pgr
[bar]
Pgr
[MPa]
Qg
[m
3
/dobę]
Qg
[m
3
/min]
∆P
2
=P
gs
2
-P
gr
2
[MPa]
∆P
2
/Q
g
Pomiar1 = 450,9
24100
Pomiar2 = 447,9
34300
Pomiar3 = 440,2
60200
Pomiar4 = 425,5
98200
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory rysunkowe i arkusze papieru milimetrowego A4,
2) wykonać obliczenia i uzupełnić tabelę,
3) rozplanować na kartce papieru milimetrowego wykonanie wykresu, wyrysować osie
i nanieść podziałki – na osi X: Q
g
[m
3
/min], a na osi Y:
∆
P
2
/Q
g
,
4) nanieść na wykres wyliczone punkty,
5) wyrysować linię trendu,
6) powtórzyć na drugim arkuszu kroki 4-5, z tym, że na osi Y powinno się znajdować
∆
P
2
,
7) spróbować połączyć punkty krzywą i przedłużyć ją w kierunku punktu 0 (0),
8) zaprezentować wyniki swojej pracy.
UWAGA:
Jeżeli uczniowie posiadają odpowiednią wiedzę z zakresu posługiwania się arkuszem
EXCEL, można polecić wykonanie zadania przy wykorzystaniu komputera.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: linijka, krzywik, ołówek gumka,
−
kalkulator,
−
kartka papieru milimetrowego A4,
−
zeszyt,
−
komputer.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
66
Ćwiczenie 2
Poniżej przedstawiono przykład diagramu. Co to jest za diagram? Opisz osie i nanieś
opisy. Do czego służą podobne diagramy?
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować stanowisko pracy,
2) na podstawie informacji zdobytych na wykładzie rozpoznać, co przedstawia rysunek,
3) opisać diagram i wyjaśnić, do czego może być wykorzystywany,
4) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: ołówek gumka,
−
kserokopia przykładowego diagramu do uzupełnienia,
−
zeszyt.
4.10.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) określić, z jakich złóż wydobywany jest gaz ziemny i czy wiesz jak one
powstały?
2) wymienić i scharakteryzować typy złóż gazowych?
3) wyjaśnić jak przebiega dopływ gazu do odwiertu?
4) zdefiniować opory przepływu i wymienić czynniki, od których one
zależą?
5) wymienić parametry, od których zależy przepływ gazu w złożu?
6) wyjaśnić, w jakim celu przeprowadza się opróbowywanie i testowanie
odwiertów?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
67
7) określić zależność między ciśnieniem w odwiercie a jego wydajnością?
Jaki wzór ją opisuje?
8) zdefiniować, co to są złoża gazowo-kondensatowe i scharakteryzować,
jakie problemy występują w czasie ich eksploatacji?
9) zdefiniować pojęcie punktu rosy mieszaniny?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
68
4.11. Hydraty powstające podczas eksploatacji złóż gazu
4.11.1. Materiał nauczania
Gazy węglowodorowe mogą, w pewnych warunkach ciśnienia i temperatury tworzyć
z wolną wodą białą ziarnistą lub stałą substancję, która jest podobna do kryształków lodu
i jest określana w skrócie jako „hydrat”. W ten sposób powstają, podobnie jak przy
wytrącaniu parafiny z ropy naftowej, istotne problemy eksploatacyjne wskutek zatykania rur
wydobywczych. Możliwe jest również całkowite zatkanie przekroju poprzecznego rur
wydobywczych, przez który przepływa płyn złożowy.
Ogólna zasada jest następująca: im wyższe ciśnienie i niższa temperatura płynącego
gazu, tym większe jest zagrożenie powstawaniem hydratów.
Ponieważ gazy podlegają kompresji, po każdym zwężeniu przekroju poprzecznego
przepływu następuje ekspansja gazu z jednoczesnym spadkiem temperatury. Po rozpoczęciu
procesu wytrącania się hydratów następuje „efekt dyszy”, podczas którego gaz, wskutek
ekspansji, schładza się coraz intensywniej a kryształy hydratów mogą powstawać coraz
szybciej, aż do całkowitego zatkania rury. Kryształy hydratów powstają według zasad
budowy kryształu. W stabilnej sieci macierzystej, molekuły gazowe są zamknięte w sposób
przypominający klatkę z krat utworzonych przez cząstki wody – rysunek 37.
Rys. 37. Schemat budowy kryształu hydratu [18]
Najważniejszym warunkiem tworzenia się hydratów gazowych jest obecność wolnej
wody. Jeżeli więc poprzez osuszanie gazu usunie się wodę, nie powstanie zagrożenie
związane z tworzeniem hydratów w systemie rurociągów przesyłowych. Dlatego głównym
wymogiem w przypadku dostaw gazu do systemu przesyłowego, jest osuszanie gazu w celu
utrzymania na odpowiednim poziomie punktu rosy wody.
Jak zostało wspomniane wcześniej, hydraty gazowe mogą powstawać jedynie w pewnych
określonych warunkach ciśnienia i temperatury. Każdy gaz charakteryzuje się pewną krzywą
graniczną, według której tworzą się hydraty. Na rysunku 38 przedstawiono warunki
powstawania hydratów dla głównych gazów wchodzących w skład gazu ziemnego. Jak
wynika z wykresu, składnikiem, który najłatwiej tworzy hydraty jest siarkowodór, natomiast
najtrudniej azot. Rysunek 39 przedstawia przykładowy wykres określający obszar tworzenia
się hydratów dla gazu zaazotowanego.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
69
Rys. 38. Warunki tworzenia się hydratów indywidualnych składników gazów ziemnych [3, s. 4]
Rys. 39. Schematy krzywej tworzenia się hydratów dla gazu zaazotowanego [3, s. 34]
Zapobiegawczo można przeciwdziałać powstawaniu hydratów dwoma metodami:
poprzez odpowiednie wytworzenie warunków PT (ciśnienie–temperatura) tak, aby pozostać
w obszarze bezhydratowym oraz przez zastosowanie odpowiednich inhibitorów hydratów.
Odpowiednie warunki PT możemy uzyskać poprzez:
−
zastosowanie zwężek wgłębnych obniżających ciśnienie gazu na spodzie odwiertu
(przejście z obszaru hydratowego w bezhydratowy),
−
wygrzewanie kolumny rur wydobywczych,
−
utrzymywanie odpowiedniego natężenia przepływu gazu w celu uzyskania temperatury
w rurkach wydobywczych na wymaganym poziomie.
Drugą metodą stosowaną do zapobiegania powstawania hydratów jest dozowanie
odpowiednich inhibitorów. Najczęściej stosowanym inhibitorem jest metanol. Powszechność
jego stosowania wynika z jego zalet: niska temperatura zamarzania, niewielka lepkość przy
niskich temperaturach, niski koszt, duża skuteczność. Znacznie rzadziej stosowane są jako
inhibitory glikole (TEG i DEG). Wynika to z faktu, że w niższych temperaturach posiadają
dużą lepkość, dlatego w praktyce stosuje się ich wodne roztwory. Stwierdzono, że posiadają
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
70
one właściwości antykorozyjne w przypadku zastosowania ich do gazu z zawartością
siarkowodoru.
Dozowanie inhibitora odbywa się do rurek wydobywczych metodą grawitacyjną lub
wtryskową poprzez głowicę eksploatacyjną. Metoda ta stosowana jest zwłaszcza
w odwiertach, w których zagrożenie hydratowe ma miejsce podczas uruchamiania odwiertu
do czasu wygrzania kolumny rur wydobywczych.
Drugim sposobem jest uzbrojenie odwiertu w kolumnę rur iniekcyjnych wzdłuż rur
wydobywczych, których zadaniem będzie podanie inhibitora na głębokość poniżej miejsca
powstawania hydratów.
Po wydobyciu strumienia gazu na powierzchnię stosuje się dozowanie inhibitora do
gazociągu łączącego odwiert z OC (Ośrodkiem Centralnym). Czynność ta wykonywana jest
poprzez dawkownik metanolu (metoda grawitacyjna) lub przez zastosowanie pomp
dozujących. Na rysunku 40 przedstawiono uzbrojenie napowierzchniowego odwiertu
gazowego z zaznaczeniem punktów dozowania inhibitora.
Rys. 40. Schemat napowierzchniowy uzbrojenia odwiertu z zaznaczeniem punktów dozowania inhibitora
4.11.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Co to są hydraty?
2. Co to jest „efekt dyszy”?
3. Jak powstają hydraty i jaki jest warunek konieczny dla ich tworzenia się?
4. Jaki składnik gazu najłatwiej, a jaki najtrudniej tworzy hydraty?
5. Jakie są metody przeciwdziałania tworzeniu hydratów?
6. W jaki sposób możemy wpływać na warunki P–T w odwiercie, aby pozostać w obszarze
bezhydratowym?
7. Jakie znasz inhibitory hydratów?
8. Które z inhibitorów stosowane są najczęściej i dlaczego?
9. W jaki sposób i na jakim etapie eksploatacji dozowane są inhibitory hydratów?
Dozowanie metanolu
z dawkownika
Metanol z OC pod
wysokim ciśnieniem
Dozowanie metanolu
do gazociągu
Dozowanie metanolu
do głowicy
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
71
4.11.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Na zamieszczonym poniżej schemacie krzywej tworzenia się hydratów dla gazu
zaazotowanego naniesiono 4 punkty. Odczytaj dla tych punktów wartości ciśnienia
i temperatury. Na wykresie zidentyfikuj obszary hydratowy i bezhydratowy – które punkty na
nich leżą? Co możesz powiedzieć o zachowaniu się gazu w warunkach, jakie opisują
współrzędne naniesionych punktów?
1
2
3
4
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować ołówek, linijkę i ekierkę,
2) opisać obszary wykresu,
3) zrzutować współrzędne punktów na osie i odczytać wartości,
4) zanotować odczyt,
5) wyjaśnić zachowanie się gazu w warunkach P-T, jakie odczytałeś z wykresu,
6) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: linijka, ekierka, ołówek, gumka,
−
kserokopia przykładowego wykresu,
−
zeszyt.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
72
4.11.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) zdefiniować pojęcie hydratów?
2) wyjaśnić pojęcie „efektu dyszy”?
3) wyjaśnić mechanizm powstawania hydratów?
4) określić warunki konieczne dla tworzenia się hydratów?
5) opisać, jakie składniki gazu najłatwiej, a jakie najtrudniej tworzą
hydraty?
6) wymienić metody zapobiegania tworzeniu się hydratów?
7) określić jak możemy wpływać na warunki P–T w odwiercie?
8) wyjaśnić, do czego służą inhibitory hydratów i jakie znasz ich rodzaje?
9) określić, w jaki sposób i gdzie dozowane są inhibitory hydratów?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
73
4.12. Odcinki redukcyjno-pomiarowe na odwiertach gazowych
4.12.1. Materiał nauczania
Po przesłaniu gazu do Ośrodka Centralnego strumień kierowany jest do węzła redukcyjno
pomiarowego. Jak zostało pokazane na rysunku 41 gaz z odwiertu trafia do separatora
wstępnego, wody złożowej oraz cząstek stałych, a następnie kierowany jest na zwężkę
redukcyjną.
Rys. 41. Schemat
węzła
redukcyjno–pomiarowego
odwiertu:
1
–
manometr
różnicowy
2 – oddzielacz, 3 – urządzenie do dodawania metanolu, 4 – zwężka redukcyjna, 5 – zwężka do
syfonowania 6 – odcinek pomiarowy [9, s. 130]
Po zredukowaniu ciśnienia strumień kierowany jest do układu pomiarowego. Pomiar
przepływu gazu ziemnego w większości przypadków dokonywany jest przy użyciu
gazomierza zwężkowego. Na rysunku 42 przedstawiono schemat gazomierza zwężkowego.
Rys. 42. Schemat gazomierza zwężkowego [14, s. 21]
Głównym elementem układu gazomierza zwężkowego jest kryza pomiarowa, której
schemat przedstawiono na rysunku 43 a i b.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
74
a)
b)
Rys. 43. Schemat kryzy pomiarowej: a) kryza pomiarowa [14, s.12], b) kryza
pomiarowa w obudowie [14, s. 23]
W oparciu o wskazania takich urządzeń jak: manometr, termometr oraz manometr
różnicowy obliczany jest strumień gazu.
Obecnie, na większości kopalń ww. urządzenia pomiarowe zastąpiono elektronicznymi
przetwornikami ciśnienia (p), różnicy ciśnień (
∆
p) i temperatury (t). Sygnał elektryczny
z tych przetworników przekazywany jest do przelicznika (rysunek 44), którego zadaniem jest
gromadzenie danych związanych z przepływem oraz przeliczanie strumienia gazu na warunki
normalne (ciśnienie: p = 101,325 kPa, temperatura: t = 273,15 K = 0°C ). Przykładowy
schemat podłączeń przetworników przedstawiono poniżej.
a)
b)
Rys. 44. Uproszczony schemat zwężkowego gazomierza kryzowego (a), zdjęcie przelicznika [14, s. 38], (b):
1 – kryza z obudową, 2 – prosty odcinek gazociągu po stronie dopływowej, 3 – prosty odcinek
gazociągu po stronie odpływowej, 4 – przetwornik różnicy ciśnienia, 5 – przetwornik ciśnienia
bezwzględnego, 6 – przetwornik temperatury, 7 – przelicznik, 8 – chromatograf, 9 – gęstościomierz,
[17]
Przy zagospodarowaniu grupy odwiertów (przy systemie promienistym) często stosuje
się zbiorczy węzeł redukcyjny rozdzielczy. Układ taki został przedstawiony na rysunku 45.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
75
gazociągi
G
ło
w
ice
od
w
ie
rt
ów
Z
b
io
rcz
y
w
ęze
ł r
eduk
cy
jno
-
ro
zd
zi
el
czy
(
podg
rz
an
ie
,
re
duk
cj
a
ci
śn
ien
ia
)
Separator
zbiorczy
Separator
testowy
Punkt
pomiarowy
Ciąg pomiarowy
Rys. 45. Schemat zbiorczego węzła redukcyjno-rozdzielczego
Gaz z poszczególnych odwiertów doprowadzany jest do OC pod wysokim ciśnieniem
a następnie kierowany jest do zbiorczego węzła redukcyjno-rozdzielczego. Po podgrzaniu
strumienia gazu na wymiennikach ciepła następuje obniżenie ciśnienia gazu na zwężce
redukcyjnej. Następnie, poprzez układ zaworów, gaz z wybranego odwiertu kierowany jest na
ciąg pomiarowy, gdzie następuje pomiar ilości wody złożowej na separatorze testowym,
w celu określenia wielkości wykładnika wodnego (WW) oraz pomiar strumienia gazu
w punkcie pomiarowym. Strumienie gazu z pozostałych odwiertów kierowane są do
separatora zbiorczego. Przełączanie na pomiar strumieni gazu z poszczególnych odwiertów
odbywa się automatycznie przez odpowiednio zaprogramowany sterownik. Rozwiązanie takie
eliminuje zabudowę separatora oraz układu pomiarowego dla każdego odwiertu
indywidualnie, ograniczając znacznie koszty budowy kopalni.
4.12.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Jakie są główne elementy wchodzące w skład węzła redukcyjno-pomiarowego odwiertu?
2. Co to jest gazomierz zwężkowy?
3. W oparciu o jakie dane obliczany jest strumień gazu? Jakie urządzenia wykonują te
obliczenia?
4. Jakie znasz główne elementy wchodzące w skład zbiorczego węzła redukcyjno-
rozdzielczego? W jaki sposób przeprowadzane są pomiary?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
76
4.12.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Naszkicuj schemat gazomierza zwężkowego. Zaznacz poszczególne elementy i opisz je.
Określ, co jest głównym elementem gazomierza zwężkowego.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory rysunkowe i arkusz papieru,
2) wykonać uproszczony schemat gazomierza zwężkowego,
3) zaznaczyć na schemacie poszczególne elementy i opisać je,
4) zaznaczyć kierunek przepływu gazu,
5) wyszczególnić innym kolorem lub pogrubioną kreską główny element gazomierza,
6) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: linijka, ołówek gumka,
−
kartka papieru A4,
−
zeszyt.
Ćwiczenie 2
Rozpoznaj i opisz, co przedstawia schemat poniżej. Nanieś opisy dla poszczególnych
elementów i omów zasadę działania takiego układu. Gdzie stosuje się przedstawiony układ?
Rysunek do ćwiczenia 2
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować stanowisko pracy,
2) zidentyfikować co przedstawia schemat,
3) opisać elementy składowe schematu,
4) wyjaśnić zasadę działania i zastosowanie przedstawionego układu,
5) zaprezentować wyniki swojej pracy.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
77
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: ołówek, gumka,
−
kserokopia schematu,
−
zeszyt.
4.12.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) wymienić główne elementy wchodzące w skład węzła redukcyjno-
pomiarowego odwiertu gazowego?
2) scharakteryzować gazomierz zwężkowy, określić do czego służy i jaka
jest jego budowa?
3) wymienić, jakie parametry mierzy się na odcinku pomiarowym w celu
obliczenia strumienia gazu?
4) wymienić elementy wchodzące w skład zbiorczego węzła redukcyjno-
rozdzielczego?
5) wyjaśnić, jaka jest zasada przeprowadzania pomiarów w układzie
zbiorczym?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
78
4.13. Pompy wgłębne przy wydobywaniu ropy naftowej
4.13.1. Materiał nauczania
Po zakończeniu eksploatacji samoczynnej stosujemy mechaniczne metody wydobywania
ropy naftowej z odwiertów. Wcześniej zostały przedstawione metody eksploatacji sprężonymi
gazami (gazodźwig, pompa wyporowa), natomiast poniżej zostanie przedstawiona metoda
eksploatacji pompami wgłębnymi.
Do eksploatacji ropy naftowej pompami wgłębnymi stosujemy:
−
pompy pracujące z silnikiem na powierzchni (pompy tłokowe żerdziowe, pompy
wibracyjne),
−
pompy pracujące z silnikiem w odwiercie (pompy elektryczne, pompy hydrauliczne).
Tłokowe pompy żerdziowe
Wydobycie ropy naftowej przy użyciu żerdziowej pompy tłokowej jest jednym
z najpopularniejszych sposobów na wydobycie ropy naftowej, po zaprzestaniu samoczynnej
eksploatacji. Można przyjąć, że około 90 % odwiertów wydobywających ropę naftową
metodami mechanicznymi uzbrojonych jest w tego typu pompy. Na rysunku 46
przedstawiono schemat uzbrojenia odwiertu wydobywającego ropę naftową przy użyciu
żerdziowej pompy tłokowej.
Rys. 46. Schemat odwiertu wydobywającego ropę naftową przy użyciu żerdziowej pompy tłokowej: 1 – pompa
tłokowa, 2 – żerdzie, 3 – rury wydobywcze, 4 – rury okładzinowe, 5 – głowiczka, 6 – żerdż dławikowa
(laska pompowa), 7 – kiwak pompowy, 8 – silnik napędowy [16]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
79
Zestaw do pompowania ropy naftowej składa się głównie z pompy wgłębnej, żerdzi,
głowiczki pompowej oraz napędu pompy wgłębnej. Napęd może być indywidualny dla
każdego odwiertu lub grupowy w przypadku odwiertów płytkich o niedużym skoku tłoka
pompy.
Zasada działania pompy względnej została przedstawiona na rysunku 47.
Rys. 47.
Schemat działania standardowej pompy wgłębnej, a) cykl rozpoczęcia przemieszczania tłoka pompy
wgłębnej w dół – cykl wytłaczania cieczy z cylindra do rur pompowych: 1 – zawór ssący cylindra
pompy wgłębnej, 2 – cylinder, 3 – zawór tłoka pompy, 4 – tłok, 5 – rury wydobywcze, b) cykl
przesuwu tłoka od górnego martwego punktu (g.m.p.) do dolnego martwego punktu (d.m.p.), c) cykl
rozpoczęcia zassania cieczy – posuwu tłoka do góry, d) skrajna pozycja tłoka przy posuwie do góry
(koniec cyklu zassania cieczy do cylindra) [13, s. 229]
Przyjmujemy, że tłok znajduje się w górnym martwym punkcie (g.m.p), w którym zawór
tłoka pompy (3) jest zamknięty. Podczas ruchu tłoka (4) w dół zawór zostaje otwarty i tłok
pogrąża się w ropie wraz z żerdziami, przesuwając się do dolnego martwego punktu (d.m.p).
Utrzymanie słupa cieczy w rurach wydobywczych (5) w tym momencie uzyskujemy przez
zamknięcie zaworu ssącego w dolnej części pompy (1). Podczas ruchu tłoka w górę następuje
otwarcie zaworu ssącego (1) powodując napełnienie cylindra (2) nową porcją ropy. Zawór
w tłoku podczas ruchu w górę pozostaje zamknięty, powodując wypchnięcie ropy z rur
wydobywczych na powierzchnię. Podczas tego ruchu obciążenie od słupa cieczy w rurach
wydobywczych przejmują żerdzie pompowe.
Główne zalety pomp tego typu to:
−
prosta budowa oraz łatwość eksploatacji,
−
stosunkowo wysoki współczynnik sprawności wolumetrycznej,
−
możliwość zastosowania pomp wgłębnych różnego typu i rozmiarów,
−
łatwość regulacji wydajności pompy poprzez zmianę częstotliwości oraz amplitudy ruchu
tłoka,
−
stosunkowo długi okres użytkowania,
−
niski koszt remontu pomp wgłębnych.
Podstawowe wady stosowania pomp żerdziowych, to:
−
ograniczenie, w zakresie głębokości pompowania wynikające z granicznych obciążeń
żerdzi pompowych,
−
wysokie zużycie żerdzi pompowych oraz rur wydobywczych przy pompowaniu
odwiertów skrzywionych.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
80
Pompy wibracyjne
Zasada działania pompy wibracyjnej oparta jest na wykorzystaniu energii kolejnych
wydłużeń i skurczów kolumny rur wydobywczych spowodowanych zmienną siłą
wymuszającą. Na rysunku 48 przedstawiono schemat budowy takiej pompy.
Rys. 48. Schemat działania pompy wgłębnej wibracyjnej: 1 – wibrator, 2 – płyta, 3 – sprężyny spiralne,
4 – głowica dwukolumnowa, 5 pierścień blokujący złączkę połączenia gwintowego, 6 – rury
okładzinowe, 7 – zawory kulkowe, 8 – centralizator [ 13, s. 226]
Układ pompowy składa się z rur wydobywczych, w złączkach których zamontowano
zawory kulowe (7). Kulki zaworów powinny być o małej masie, dlatego wykonuje się je
z bakelitu, aluminium lub tworzyw sztucznych. W celu zmniejszenia tarcia rur
wydobywczych montowane są centralizatory rur (8). Wylot kolumny rur wydobywczych
podwieszony jest w płycie (2), która osadzona jest na kilkunastu sprężynach spiralnych.
Dzięki tym sprężynom kolumna rur wydobywczych zaczyna drgać z amplitudą 10–15 mm.
Drgania te wywołane są przez wibrator (1), który wykorzystuje dwa ekscentryczne koła
zamachowe, obracające się w przeciwnych kierunkach. Wibrator może być napędzany
silnikiem elektrycznym lub spalinowym. Drgania kolumny powinny być tak dobrane, aby nie
przekraczać
granicy
sprężystości
materiału
rur
wydobywczych.
Aby
zapobiec
samorozkręceniu się złączek rurowych stosuje się pierścienie blokujące (5).
Zasada działania pompy jest następująca. Dolna część rur wydobywczych zanurzona jest
w cieczy złożowej. Początkowo rury w czasie wibracji wydłużają się o 10–15 mm powodując
podniesienie kulki z jednoczesnym przemieszczeniem cieczy do góry. Podczas ściskania
kolumny (skracania), kulka opada do gniazda uniemożliwiając przemieszczenie się cieczy
w dół. Powtarzanie się tych cykli powoduje wydobycie cieczy złożowej na powierzchnię.
Podstawowymi zaletami pompy wibracyjnej jest:
−
prosta budowa urządzenia pompowego,
−
możliwość wydobywania ropy z piaskiem,
−
duża prędkość pompowania,
−
niewielkie straty energii.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
81
Podstawowymi wadami pomp tego typu jest możliwość uszkodzenia połączeń
gwintowych w wyniku wibracji oraz znaczne pogorszenie pracy pompy przy dużej zawartości
parafiny w ropie.
Pompy elektryczne
Pompy wgłębne odśrodkowe napędzane silnikami elektrycznymi stosowane są do
wydobywania ropy naftowej z odwiertów głębokich z bardzo dużymi wydatkami
(do 12700 m
3
/dobę). Zestaw wydobywczy pompy składa się z trzech podstawowych części:
−
elektrycznego silnika napędowego,
−
protektora,
−
wielostopniowej pompy odśrodkowej.
Wały silnika elektrycznego oraz pompy odśrodkowej połączone są ze sobą poprzez
protektor złączami sprzęgłowymi w jedną całość. Odległość pomiędzy silnikiem a pompą
powinna być jak najmniejsza w celu zwiększenia współczynnika sprawności energetycznej.
Schemat uzbrojenia napowierzchniowego oraz wgłębnego zestawu pompy został
przedstawiony na rysunku 49.
a) b)
Rys. 49. Pompa odśrodkowa napędzana silnikiem elektrycznym: a) wyposażenie wgłębne i napowierzchniowe
[1, s. 739], b) schemat zestawu pompowego: 1 – pompa wgłębna odśrodkowa, 2 – separator gazu
ziemnego, 3 – protektor, 4 – kabel elektryczny, 5 – silnik elektryczny, 6 – stacja sterownicza
z autotransformatorem [13, s. 185]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
82
Zestaw pompowy zapuszczany jest do odwiertu na rurach wydobywczych, wzdłuż
których montowany jest równolegle elastyczny kabel zbrojony, doprowadzający energię
elektryczną do silnika pompy.
Silnik zasilany jest regulowanym napięciem trójfazowym z autotransformatora.
Sterowanie oraz kontrola pracy pompy wykonywana jest za pomocą stacji sterowniczej.
Silnik asynchroniczny prądu trójfazowego wypełniony jest olejem transformatorowym
o ciśnieniu nieco wyższym od ciśnienia panującego w odwiercie. Ma on za zadanie ochronę
silnika przed działaniem płynu złożowego. Za wytworzenie odpowiedniego ciśnienia
odpowiedzialny jest protektor, który montowany jest między silnikiem a pompą. Olej
znajdujący się w protektorze ma również za zadanie smarowanie łożysk wału silnika oraz
łożysk pompy.
Pompy stosowane w tych zestawach są to pompy odśrodkowe wielostopniowe. Ilość
stopni uzależniona jest od głębokości pompowania i wynosi od kilkunastu do kilkuset.
Parametry pompy (wydajność, głębokość pompowania) powinny być tak dobrane, aby
uzyskać jak największy współczynnik sprawności mechanicznej. Najkorzystniejsze warunki
pracy pompy uzyskamy wtedy, gdy wydajność odwiertu równa się optymalnej wydajności
pompy. Przykładowy wykres wydajności pompy w zależności od głębokości pompowania
przy uwzględnieniu współczynnika sprawności przedstawiona na rysunku 50.
Rys. 50. Zmiana wydajności pompy w zależności od głębokości pompowania przy uwzględnieniu
współczynnika sprawności [7, s. 221]
W przypadku występowania większej ilości wolnego gazu w wydobywanej ropie
sprawność wolumetryczna pompy ulega znacznemu zmniejszeniu. W celu wyeliminowania
tego zjawiska pompę zapuszcza się głębiej pod poziom dynamiczny lub montuje się do
zestawu pompowego separator gazowy.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
83
Pompy hydrauliczne
Pompy wgłębne z napędem hydraulicznym stosowane są do wydobywania ropy naftowej
z głębokich odwiertów kierunkowych (do 4000 m). Stosuje się ją przeważnie przy
pompowaniu cieczy korozyjnych o dużej lepkości. Schemat instalacji powierzchniowej oraz
wgłębnej przedstawiono na rysunku 51.
Rys. 51. Schemat instalacji powierzchniowo-wgłębnej dla napędu pompy wgłębnej hydraulicznej,
a) schemat
podnoszenia pompy wgłębnej hydraulicznej w odwiercie wydobywczym,
b) schemat instalacji
powierzchniowo-wgłębnej pompy hydraulicznej:
1 – rurociąg, 2 – zbiornik cieczy roboczej,
3 – rurociąg zasysający ciecz roboczą, 4 – pompa wysokociśnieniowa tłokowa, 5 – manometr,
6 – separator, 7 – rurociąg wypływowy, 8 – rurociąg tłoczący, 9 – głowica eksploatacyjna i armatura
wylotu odwiertu wydobywczego, 10 – rury wydobywcze 63 mm, 11 – rury wydobywcze 102 mm,
12 – rury okładzinowe, 13 – pompa hydrauliczna zapuszczona do odwiertu wydobywczego,
14 – gniazdo pompy hydraulicznej, 15 – stożek oporowy, 16 – zawór odwrotny, 17 – płyn złożowy,
18 – ciecz robocza, 19 – wydobywana ciecz – mieszanina cieczy roboczej i ropy naftowej [13, s. 213]
Instalacja napowierzchniowa składa się z pompy wysokociśnieniowej tłokowej, zbiornika
cieczy roboczej oraz separatora. Natomiast w skład zestawu pompy zapuszczonej do odwiertu
wchodzi silnik hydrauliczny i tłokowa pompa wgłębna. Odwiert uzbrojony jest w dwie
kolumny rur wydobywczych zapuszczonych współśrodkowo do odwiertu. Zestaw pompy
hydrauliczny zapuszczony jest na spód odwiertu wewnętrznymi rurami wydobywczymi do
gniazda oporowego. Tłoki pompy hydraulicznej oraz silnika są ze sobą połączone trzonem.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
84
Zestaw pompowy uruchamiany jest ciśnieniem cieczy roboczej zatłaczanej do wewnętrznych
rur wydobywczych. Między pompą hydrauliczną a silnikiem zamontowane jest urządzenie
suwakowo rozdzielcze, które umożliwia skierowanie strumienia cieczy roboczej nad lub pod
tłok silnika hydraulicznego. Powoduje to wytworzenie ruchu posuwisto-zwrotnego tłoka
silnika a zarazem pompy hydraulicznej, która wytłacza na powierzchnię ropę wraz z cieczą
roboczą przestrzenią między rurami wydobywczymi. Najczęściej pompy pracują
z częstotliwością 40–62 skoków/minutę.
W związku z tym, że ciecze te ulegają zmieszaniu, jako ciecz roboczą używa się ropę
odgazowaną z tego samego odwiertu. Na powierzchni ropa z cieczą roboczą kierowana jest
do separatora gdzie cześć strumienia kierowana jest do zbiornika cieczy roboczej, skąd
ponownie przez pompę jest zatłoczona do odwiertu.
W przypadku awarii zestaw pompowy może być wydobyty na powierzchnię przez
skierowanie cieczy roboczej do przestrzeni międzyrurowej – rysunek 51 a.
4.13.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Jakie dwie grupy pomp wgłębnych (ze względu na położenie silnika) stosowane są
w eksploatacji ropy naftowej? Jakie rodzaje pomp zaliczysz do poszczególnych grup?
2. Na jakiej zasadzie działa tłokowa pompa żerdziowa? Jakie są jej wady i zalety?
3. Z jakich elementów skonstruowana jest pompa wibracyjna oraz kiedy jest stosowana?
4. Z jakich głównych elementów składa się zestaw wydobywczy pompy elektrycznej?
5. W jakich odwiertach wykorzystuje się pompy elektryczne?
6. Co to są pompy hydrauliczne?
7. Jaka jest zasada działania pompy hydraulicznej?
4.13.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Wypełnij poniższą tabelę wpisując odpowiednie informacje.
RODZAJ POMPY
GŁÓWNE
ELEMENTY
ZESTAWU
UMIEJSCOWIENIE
SILNIKA
RODZAJ NAPĘDU
WADY
ZALETY
W JAKICH
ODWIERTACH
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
85
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory piśmiennicze,
2) posługując się notatkami z wykładu i poradnikiem wypełnić tabelę,
3) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory piśmiennicze,
−
kserokopia tabeli do wypełnienia,
−
zeszyt.
4.13.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) wyróżnić dwie grupy pomp wgłębnych pod kątem posadowienia silnika
i przypisać im poszczególne rodzaje pomp?
2) wyjaśnić zasadę działania tłokowej pompy żerdziowej?
3) wymienić elementy budowy pompy wibracyjnej?
4) określić, z jakich elementów składa się pompa elektryczna i kiedy
jest stosowana?
5) wyjaśnić, na jakiej zasadzie działa pompa hydrauliczna?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
86
4.14. Uzbrojenie
napowierzchniowe
i
wgłębne
odwiertów
pompowanych
4.14.1. Materiał nauczania
Dzięki prostej budowie i łatwej eksploatacji żerdziowe tłokowe pompy wgłębne są
najczęściej stosowanym urządzeniem do wydobywania ropy naftowej. Mogą być stosowane
do zróżnicowanych warunków złożowych (różne wydajności, głębokości pompowania,
lepkości płynów oraz stopnia zanieczyszczenia).
Na rysunku 52 przedstawiono schemat uzbrojenia wgłębnego i napowierzchniowego
odwiertu do eksploatacji żerdziową pompą wgłębną.
Rys. 52. Schemat indywidualnego urządzenia pompowego z napędem pompy wgłębnej żerdziowej: 1 – poziom
skały zbiornikowej, 2 – kotwiczny chwytacz rur wydobywczych, 3 – pompa wgłębna, 4 – kolumna rur
wydobywczych, 5 – kolumny rur okładzinowych, 6 – głowica odwiertu, 7 – rurociąg wypływowy,
8 – żerdzie pompowe, 9 – uchwyt żerdzi dławikowej, 10 – podwieszenie linowe, 11 – głowica
balansu, 12 – bolce zwrotne, 13 – wahacz, 14 – łożyska wahacza, 15 – podpora z zastrzałami,
16 – podstawa żurawia pompowego, 17– rama fundamentowa, 18 – reduktor, 19 – pociągacz
i łożysko krzyżowania pociągacza, 20 – łożysko drążka, 21 – drążek, 22 – przeciwciężar, 23 – korba,
24 – łożysko czopa, 25 – przekładnia z paskami klinowymi i obudową, 26 – silnik napędowy,
27 – dźwignia hamulca [13, s. 228]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
87
Głównym wyposażeniem wgłębnym zestawu jest żerdziowa pompa wgłębna.
Pompy wgłębne produkowane są w dwóch typach:
−
rurowe – w których cylinder pompy dokręcany jest do kolumny rur wydobywczych.
Pompy tego typu charakteryzują się nierozłączną częścią z rurami wydobywczymi.
Zapuszczane są do odwiertu najczęściej razem z rurami wydobywczymi. Schemat działania
tego typu pompy przedstawiono na rysunku 53.
−
wpuszczane – w których pompa osadzona jest w pompowym łączniku posadowym
(pompy tego typu mogą być wpuszczane i zapinane w rurach okładzinowych lub
wydobywczych). Charakteryzują się tym, że komplet pompy wgłębnej (tłok i cylinder)
zapuszczany jest do rur wydobywczych za pomocą żerdzi pompowych. Pod względem
konstrukcyjnym pompy te produkowane są w dwóch odmianach: z nieruchomym tłokiem
i ruchomym cylindrem oraz z nieruchomym cylindrem i ruchomym tłokiem. Na rysunku
54 przedstawiono schemat działania tego typu pomp.
Rys. 53
.
Schemat działania pompy wgłębnej rurowej [11, s. 15]
Rys. 54.
Schemat działania pompy wgłębnej wpuszczanej [11, s. 15]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
88
Podział pomp dokonywany jest również pod względem sposobu kotwiczenia pompy
w odwiercie. Generalnie występują dwa rodzaje mocowań pomp żerdziowych (rys. 55 i 56):
−
mechaniczne,
−
manszetowe.
Rys. 55. Schemat mocowania mechanicznego pompy wgłębnej w rurach wydobywczych: 1 – łącznik
kotwiczny, 2 – oprawka kotwiczna, 3 – pierścień uszczelniający, 4 – but kotwiczny [13, s. 265]
Rys. 56. Schemat mocowania manszetowego pompy wgłębnej w rurach wydobywczych: 1 – oprawka
kotwiczna dociskowa, 2 – manszety uszczelniające 3 – kotwiczna złączka, 4 – pierścień oporowy,
5 – nakrętka manszetowa, 6 – łącznik dolny [13, s. 266]
Według typu kotwiczenia zamka pompy wgłębne wpuszczane dzielą się na pompy
z kotwiczeniem zamka:
−
w dolnej części pompy,
−
w górnej części pompy,
−
w dolnej i górnej części pompy.
Warianty kotwiczenia pomp zostały przedstawione na rysunku 57.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
89
Rys. 57. Schemat mocowania w rurach wydobywczych pomp wgłębnych wpuszczanych z cylindrem
nieruchomym: a – w dolnej części, b– w górnej części, c– w górnej i dolnej części [13, s. 241]
Klasyfikacja żerdziowych pomp wgłębnych ujęta jest w normie API 11 AX.
Charakteryzuje ona pompy w zależności od funkcji spełnianej przez cylinder i tłok, sposobu
kotwiczenia zamka pompy poprzez odpowiednie oznaczenie literowe. Klasyfikacja pomp
została przedstawiona na rysunku 58. Natomiast w tabeli numer 2 oraz 3 przedstawiono
schemat oznaczeń pomp według ww. normy.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
90
Rys. 58. Klasyfikacja pomp wgłębnych według norm API (American Petroleum Institute): 1–8 rodzaje, typy
i konstrukcje pomp wgłębnych żerdziowych według oznaczeń literowych, R – pompa wgłębna
wpuszczana do rur wydobywczych, H – pompa z cylindrem grubościennym i metalowym tłokiem,
A – pompa z górnym mocowaniem zamka, L – pompa z cylindrem tulejowym i tłokiem metalowym,
W – pompa z cylindrem cienkościennym i metalowym tłokiem, S – pompa z cylindrem
cienkościennym i miękkim uszczelnieniem tłoka, B – pompa z dolnym mocowaniem zamka,
T – pompa z dolnym mocowaniem zamka i nieruchomym tłokiem [13, s. 230]
Tabela 2. Schemat oznaczeń pomp według normy API
Tłok metalowy
Tłok z miękkim uszczelnieniem
Cylinder
Cylinder
Treść
Cienkościenny
Grubościenny
Cienkościenny Grubościenny
Pompy żerdziowe wpuszczane
−
cylinder nieruchomy, górny zaczep
łącznika pompy
−
cylinder nieruchomy, dolny zaczep
łącznika pompy
−
tłok nieruchomy, dolny zaczep
łącznika pompy
RWA
RWB
RWT
RHA
RHB
RHT
RSA
RSB
RST
–
–
–
Pompy żerdziowe rurowe
–
TH
TL
TP
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
91
Specyfikacja API 11 AX wprowadza oznaczenia pomp żerdziowych według następującej
zasad:
XX –
XXX X X X X X –
X
–
X
D
ługość łączników przedłużających pompy w [
ft
]
D
ługość tłoka pompy w [ft]
D
ługość cylindra w [ft]
Typ zaczepu pompy:
C– typu manszetowego
M – typu mechanicznego
Lokalizacja posadowienia zaczepu
pompy :
A –
W górnej cz
ęści pompy
B –
W dolnej cz
ęści pompy
T –
W dolnej cz
ęści pompy przy ruchomym
cylindrze
Typ cylindra :
H –
grubo
ścienny
B –
cienko
ścienny
S –
cienko
ścienny
P –
grubo
ścienny
Dla t
łoków z uszczelnieniem
metal – metal
Typ pompy : R – pompy wpuszczane
T –
pompy rurowe
:
Średnica zewnętrzna pompy :
125 – 1 1/4” (31,8 mm )
150 – 1 1/2” (38,1 mm )
175–
1 3/4” (44,5 mm )
178 – 1 25/32” (45,2 mm )
200 – 2” (50,9 mm )
225 – 2 1/4” (57,2 mm )
250 – 2 1/2” (63,5 mm )
275 – 2 3/4” (69,9 mm )
Rodzaj rury wydobywczej : 15 –
1,99” (48,3 mm )
20 –
2 3/8” (60,3 mm )
25 –
2 7/8” (73,0 mm )
30 –
3 1/2” (88,9 mm )
Przyk
ład : 20 –
125 RHBC 10
–4–2
Pompa do rur wydobywczych 2 3/8”,
średnicy zew. 1 1/4” wpuszczana, o
grubo
ściennym cylindrze,
metalowym uszczelnieniem t
łoka, dolnym zaczepem typu
manszetowego
,
o d
ł. cylind
ra 10ft, d
ł. tłoka 4ft, długości łączników przedłużających
2ft.
ft – stopa, 1ft = 0, 3048 [m]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
92
W zależności od warunków pracy pomp żerdziowych przy ich wyborze należy uwzględnić
wady i zalety wynikające z ich rozwiązań konstrukcyjnych – tabela 3.
Tabela 3. Wady i zalety stosowania poszczególnych typów pomp żerdziowych
Rodzaj pompy
Zalety
Wady
RHAC, RHAM
Zalecane
w
odwiertach
gdzie
występuje:
„zapiaszczenie” w odwiertach o niskim poziomie
cieczy oraz odwiertach gdzie występuje duże
zgazowanie ropy z uwagi na maksymalne zanurzenie
zaworu ssącego.
W głębokich odwiertach istnieje
możliwość rozerwania cylindra –
szczególnie przy niskim poziomie
cieczy.
RHBC, RHBM
Zalecane w odwiertach gdzie występuje niski poziom
cieczy, w odwiertach o dużym zgazowaniu, w
odwiertach głębokich i przy dużych skokach pomp,
zawór ssący blisko zaczepu minimalizuje pienienie,
Pompa nie nadaje się do pracy
w odwiertach”
„piaszczących”
z uwagi
na
możliwość
zatarcia
cylindra podczas pracy i wyciągania.
RHTC, RHTM
Zalecana w odwiertach „piaszczących” – ruchomy
cylinder zapobiega gromadzeniu się cząstek stałych
wokół pompy, wysoko umieszczono zawór tłoczący
uniemożliwia dostawanie się cząstek stałych wokół
pompy.
Gorsze warunki pracy w odwiertach
o niskim statycznym poziomie cieczy,
mniejszy zwór ssący, w głębokich
odwiertach możliwość wyboczenia
tłoka.
TH, TP
Zalecana w odwiertach o dużych wydajnościach.
W
przypadku
wymiany
pompy
konieczność
wciągnięcia
całego
zestawu rur wydobywczych
Następnym elementem zestawu wydobywczego są żerdzie pompowe.
Zadaniem żerdzi pompowych jest przekazywanie ruchu posuwistego między żurawiem
pompowym a tłokiem pompy.
W normie API – 11B przedstawiono warunki produkcji żerdzi pompowych oraz
wymagania odnośnie kontroli jakości. Wymiary żerdzi pompowych wg specyfikacji tej
normy zostały przedstawione w tabeli 4.
Tabela 4. Wymiary żerdzi pompowych
Nominalna
średnica pręta
Długość
pręta
Wymiar
pod klucz
Dł. wycięcia
pod klucz
Średnica
kołnierza
Długość
czopa
d
[mm]
L
[mm]
Ws
[mm]
Wl
[mm]
Gf
[mm]
Ls
[mm]
15,9
19,0
22,2
25,4
28,6
7620
lub
9140
22,225
25,400
25,400
33,337
38,100
31,75
31,75
31,75
38,10
41,27
31,75
31,75
41,27
50,80
57,15
31,75
36,50
41,27
47,62
53,97
Odchyłka
±
50,8
±
0,794
Min. wymiar
API
+1,57
–0,00
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
93
Zgodnie ze specyfikacją API – 11B stale przeznaczone do produkcji żerdzi pompowych
nie mają określonego składu chemicznego. Określone są tylko klasy wytrzymałościowe
na rozciąganie:
−
klasy K 590 – 790 N/mm
2
,
−
klasy C 630 – 790 N/mm
2
,
−
klasy D 790 – 965 N/mm
2
.
Żerdzie między sobą łączone są przy użyciu złączek. Wygląd oraz wymiary zostały
przedstawione na rysunku 59 oraz w tabeli 5.
Rys. 59. Żerdzie i złączki [11, s. 64]
Tabela 5. Wymiary złączek mufowych dla żerdzi pompowych [13, s. 277]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
94
zwężka
regulowana
zawór
kulowy
laska
pompowa
zwężka
regulowana
dławik z
prewenterem
odprowadzenie płynu
Żerdź dławikowa
Żerdź dławikowa łączy kolumnę żerdzi pompowych z napędem pompowym zestawu.
Ze względu na wysokie wymagania odnośnie korozji oraz odporności na ścieranie wykonuje
się ją ze specjalnej wysokostopowej stali chromowo-niklowo-manganowo-molibdenowej.
Głowiczka pompowa
Zadaniem głowiczki pompowej jest uszczelnienie żerdzi dławikowej oraz skierowanie
ropy do instalacji przyodwiertowej. Przykładowy schemat zagłowiczenia odwiertu
pompowego oraz zdjęcie przedstawiono na rysunku 60.
a) b)
Rys. 60. Zagłowiczenie odwiertu pompowego: a) schemat, b) zdjęcie
Napęd pompy wgłębnej
Indywidualny żuraw pompowy (kiwak) napędzany jest najczęściej silnikiem
elektrycznym lub spalinowym.
Na rysunku 61 przedstawiono schemat oraz zdjęcie typowego żurawia pompowego.
Szczegółowy opis takiego napędu został przedstawiony w rozdziale 4.16. poradnika.
a) b)
Rys. 61. Żuraw pompowy: a) schemat, b) zdjęcie
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
95
W przypadku konieczności użycia urządzeń o długim skoku żerdzi dławikowej (do 10 m)
stosowane są rozwiązania typu masztowego. W urządzeniach takich kolumna żerdzi może się
przemieszczać w odwiercie za pomocą taśmy lub łańcucha nawiniętych na bęben obracany
rewersowo przez silnik elektryczny. Bęben wyciągu usytuowany jest w taki sposób, że koniec
elementu ciągnącego porusza się zgodnie z osią odwiertu i połączony jest z żerdzią
dławikową. Drugi koniec połączony jest z przeciwciężarem i przemieszcza się w przeciwnym
kierunku. Przykład takiego rozwiązania przedstawiono poniżej na rys. 62.
a)
b)
Rys. 62. Napęd pompy typu masztowego: a) schemat, b) zdjęcie
Głównymi zaletami urządzeń o długim skoku żerdzi dławikowej jest:
−
duża wydajność dochodząca do 250 ton/dobę,
−
duża głębokość zapuszczenia pompy do 2400 m,
−
mniejsze obciążenie dynamiczne na żerdzie (zmniejszenie zmęczeniowych urwań żerdzi),
−
możliwość pompowania ropy o dużej lepkości od 0,1 do 3 Pa∙s.
4.14.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Co to jest żerdziowa tłokowa pompa wgłębna?
2. Jakie są poszczególne elementy schematu uzbrojenia wgłębnego i napowierzchniowego
odwiertu do eksploatacji żerdziową pompą wgłębną?
3. Jakie znasz typy żerdziowych tłokowych pomp wgłębnych?
4. Jak dzielą się pompy pod względem sposobu kotwiczenia w odwiercie?
5. Jaki jest podział pomp pod względem typu kotwiczenia zamka pompy?
6. Co klasyfikuje norma API 11 AX? Co oznaczają poszczególne symbole literowe?
7. Według jakich zasad specyfikacja API 11 AX wprowadza oznaczenia pomp żerdziowych?
Jakie parametry opisują kolejne grupy kodu?
8. Jakie wady i zalety konstrukcyjne należy uwzględnić przy wyborze pomp żerdziowych?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
96
9. Jakie znasz klasy wytrzymałościowe na rozciąganie dla stali przeznaczonych do produkcji
żerdzi pompowych wymienione w normie API – 11B?
10. Co to jest żerdź dławikowa?
11. Co to jest i do czego służy głowiczka pompowa?
12. Co stanowi napęd żerdziowej pompy wgłębnej?
13. Kiedy do wydobywania ropy stosuje się urządzenie typu masztowego?
4.14.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Korzystając ze schematu indywidualnego urządzenia pompowego z napędem pompy
wgłębnej żerdziowej wymień i opisz jego elementy. Jakie typy pomp wgłębnych montowane
są w takich urządzeniach?
Rysunek do ćwiczenia 1
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
97
Oceniając pracę uczniów, nauczyciel zwraca uwagę na poprawność opisu poszczególnych
elementów schematu, oraz na sposób prezentacji wyników.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przypomnieć sobie, jakie elementy wchodzą w skład wyposażenia wgłębnego
i napowierzchniowego odwiertu do eksploatacji żerdziową pompą wgłębną,
2) rozpoznać odpowiednie elementy na schemacie i opisać je,
3) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory do pisania,
−
kserokopia schematu układu,
−
zeszyt.
Ćwiczenie 2
Posługując się kopią schematu przedstawionego w normie API 11 AX opisz oznaczenia
pomp:
XX - XXX X X X X X - X-X
D
ługość łączników przedłużających pompy w [ft]
D
ługość tłoka pompy w [ft]
D
ługość cylindra w [ft]
Typ zaczepu pompy:
C- typu manszetowego
M - typu mechanicznego
Lokalizacja posadowienia zaczepu
pompy :
A - W górnej cz
ęści pompy
B - W dolnej cz
ęści pompy
T - W dolnej cz
ęści pompy przy ruchomym
cylindrze
Typ cylindra :
H - grubo
ścienny
B - cienko
ścienny
S - cienko
ścienny
P -grubo
ścienny
Dla t
łoków z uszczelnieniem
metal - metal
Typ pompy : R - pompy wpuszczane
T - pompy rurowe
:
Średnica zewnętrzna pompy :
125 - 1 1/4” (31,8 mm )
150 - 1 1/2” (38,1 mm )
175- 1 3/4” (44,5 mm )
178 - 1 25/32” (45,2 mm )
200 - 2” (50,9 mm )
225 - 2 1/4” (57,2 mm )
250 - 2 1/2” (63,5 mm )
275 - 2 3/4” (69,9 mm )
Rodzaj rury wydobywczej : 15 - 1,99” (48,3 mm )
20 - 2 3/8” (60,3 mm )
25 - 2 7/8” (73,0 mm )
30 - 3 1/2” (88,9 mm )
1. 25-175 RHAM 12-4-4
2. 25-225 TH
11-4-5
3. 20-125 RHBC
12-4-3
4. 30-250 RST 14-4-4
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
98
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory do pisania i kartkę papieru,
2) posługując się schematem zidentyfikować parametry pompy i opisać je,
3) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory do pisania,
−
kartka papieru A4,
−
kserokopia schematu według normy API 11 AX,
−
zeszyt.
4.14.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) zdefiniować pojęcie żerdziowej tłokowej pompy wgłębnej?
2) rozpoznać na schemacie i scharakteryzować poszczególne elementy
uzbrojenia wgłębnego i napowierzchniowego odwiertu do eksploatacji
żerdziową pompą wgłębną?
3) wymienić i scharakteryzować typy żerdziowych tłokowych pomp
wgłębnych?
4) dokonać podziału pomp pod względem sposobu kotwiczenia na
odwiercie oraz pod względem typu kotwiczenia zamka pompy?
5) wymienić, co określa norma API 11 AX?
6) scharakteryzować, posiłkując się specyfikacją wg API 11 AX, rodzaj
pompy na podstawie oznaczenia kodowego?
7) wymienić wady i zalety konstrukcyjne uwzględniane przy wyborze
pomp żerdziowych?
8) wyjaśnić, co to jest i do czego służy żerdź dławikowa i głowiczka
pompowa?
9) określić, co stanowi napęd żerdziowej pompy wgłębnej i kiedy stosuje
się rozwiązanie typu masztowego?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
99
4.15. Warunki pracy pomp wgłębnych
4.15.1. Materiał nauczania
Podczas projektowania zestawu pompowego z żerdziową pompą wgłębną, główną
wielkością, jaką należy określić, jest wydajność pompy
Wydajność pompy wgłębnej wyliczymy ze wzoru:
υ
η
⋅
⋅
⋅
=
n
s
F
Q
rz
1
[m
3
/s]
gdzie:
Q
rz
– wydajność rzeczywista pompy wgłębnej [m
3
/s],
F – pole przekroju tłoka pompy [m
2
],
S
1
– skok laski pompowej [m],
η
υ
– sprawność wolumetryczna pompy [–].
Określenie i obliczenie współczynnika sprawności wolumetrycznej pompy jest
skomplikowane, gdyż ma na to wpływ wiele czynników między innymi takich jak:
−
wydzielanie się wolnego gazu podczas zasysania cieczy złożowej,
−
lepkość ropy,
−
zawartość wody,
−
szybkość pompowania,
−
wielkość prześwitu między tłokiem a cylindrem.
Dlatego w praktyce przemysłowej przyjmuje się średnią wartości tego współczynnika
w granicach 0,75 do 0,8.
W celu zmniejszenia obciążeń żurawia pompowego oraz kolumny żerdzi zaleca się
stosować pompę w miarę możliwość o małej średnicy. Zakładaną wydajność pompy należy
osiągnąć przez zwiększenie długości skoku tłoka a nie przez zwiększenie ilości cykli
roboczych. Ma to za zadanie zmniejszenie obciążeń dynamicznych przewodu pompowego do
możliwego minimum.
Rzeczywistą wydajność pompy wgłębnej możemy też wyznaczyć metodą graficzną
posiłkując się nomogramem wg. Iwanowa (rys. 63), na podstawie którego znając cztery
wielkości z pięciu, które opisuje ww. wzór możemy wyznaczyć piątą. Na rysunku
przedstawiono tok postępowania dla wyznaczenia wydajności rzeczywistej przy znanych
pozostałych parametrach. W przypadku wyznaczania np. średnicy tłoka pompy znajdujemy
na nomogramie punkty przecięcia się sąsiednich wartości znanych parametrów (2 par
punktów: wydajność–sprawność i ilość cykli–długość skoku laski pompowej) a następnie
rzutujemy je na wykres wartości średnicy tłoka, jaką chcemy wyznaczyć. W przypadku, gdy
przecięcie się tych rzutów nie umiejscawia się na żadnej z prostych, należy wziąć bliższą
wartość średnicy i przy zachowaniu wydajności zmienić wielkość ilości cykli roboczych lub
skoku pompy (gdy przyjmiemy większą średnicę najpierw zmniejszamy ilość cykli a dopiero
potem długość skoku).
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
100
Rys. 63. Nomogram Iwanowa dla określania parametrów pompy wgłębnej [4, s. 109]
4.15.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Od jakich parametrów zależy wydajność żerdziowej pompy wgłębnej?
2. Jaki jest wzór na obliczenie wydajności żerdziowej pompy wgłębnej?
3. Jakie czynniki mają wpływ na wielkość sprawności wolumetrycznej pompy?
4. Jak w praktyce wyznaczamy sprawność pompy?
5. Jakie są zalecenia, dotyczące stosowania pomp wgłębnych?
6. Jak wyznacza się rzeczywistą wydajność pompy metodą graficzną?
7. Jakie parametry potrzebne są do wyznaczenia wydajności pompy wgłębnej?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
101
4.15.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Posługując się nomogramem Iwanowa, dla określania parametrów pompy wgłębnej, na
podstawie danych zawartych w tabeli wyznacz brakujące parametry:
LICZBA
SKOKÓW
NA
SEKUNDĘ
DŁUGOŚĆ
SKOKU
LASKI
POMPOWEJ
[m]
ŚREDNICA
TŁOKA
POMPY
[m]
RZECZYWISTY
WYDATEK
[m
3
/s]
WSPÓŁCZYNNIK
SPRAWNOŚCI
WOLUMETRYCZNEJ
POMPY
[m
3
/s]
1
0,15
1.35
0,093
?
0,75
2
?
1,8
0,093
1,852
0,8
3
0,116
2,4
?
1,389
0,75
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory do pisania i kopię tabeli,
2) przy pomocy ekierki i linijki wyznaczyć na nomogramie szukane wartości,
3) wpisać wyniki do tabeli,
4) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: linijka, ołówek gumka,
−
kserokopia tabeli,
−
zeszyt.
4.15.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) wymienić, parametry od których zależy wydajność żerdziowej pompy
wgłębnej i opisać te zależności przy pomocy wzoru?
2) podać, od czego zależy sprawność wolumetryczna pompy i jak
ją określamy?
3) wymienić główne zalecenia dotyczące stosowania pomp wgłębnych?
4) wyznaczyć wydajność i inne parametry pracy pompy posługując się
nomogramem Iwanowa?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
102
4.16. Napęd indywidualny i grupowy pomp wgłębnych
4.16.1. Materiał nauczania
Zadaniem żurawia pompowego jest wprawienie w ruch przewodu pompowego, który
przekazuje napęd do pompy wgłębnej. Z żurawiem połączona jest ostatnia, górna, żerdź
przewodu. W naftowym przemyśle wydobywczym stosuje się kilka typów żurawi
pompowych, które różnią się wymiarami, udźwigiem, mocą silnika i innymi, jednak ich
konstrukcja jest podobna.
Żuraw pompowy (kiwak) napędzany jest silnikiem – głównie elektrycznym, choć
czasami stosuje się również silniki spalinowe. Możemy wyróżnić ogólny podział żurawi
pompowych w zależności od rodzaju napędu na żurawie o napędzie indywidualnym oraz
żurawie o napędzie grupowym.
Schemat budowy indywidualnego żurawia pompowego przedstawiono na rysunku 64.
Rys. 64.
Schemat budowy indywidualnego żurawia pompowego [7, s. 202]
Żuraw napędzany silnikiem elektrycznym (10) umocowany jest na ramie fundamentowej
(11). Przekładnia z pasów klinowych (8 i 9) oraz reduktor (7) przenoszą napęd do wału
korbowego. Korba (12), zaklinowana na wale korbowym, połączona jest z pociągaczem
(6) i wahaczem (4), który jest łożyskiem połączony z umocowaną na ramie (11) podporą (14).
Dzięki specjalnemu kształtowi łba wahacza (1) żerdzie pompowe (3) wykonują ruch
posuwisto – zwrotny w pionie. Na wahaczu (4) i korbie (12) montuje się przeciwwagi
(5 i 13), dzięki którym możliwe jest wyważenie żurawia.
Przykładowe typy koników (żurawi) pompowych oraz ich krótką charakterystykę
przedstawia tabela 6.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
103
Tabela 6. Typy żurawi pompowych
Typ konika pompowego
Wielkość
Charakterystyczna
IŻP – 3
600
IŻP – 5
1000
IŻP – 9
2000
7 – CK
2000
Wulfell
2000
Obciążenie (kN)
30
50
90
80
80
Skok łba wahacza (m)
0,45–0,9
0,5–1,2
1,25–2
1,2–3
0,9–2,5
Max. głb. pompowania
600
1000
2000
2000
2000
Obr. korby obr/min
8–16
8–12
6–10
7–12
7–12
Producent
Polska
Polska
Polska
Rosja
Niemcy
W przypadku, gdy pompowane odwierty znajdują się na stosunkowo niewielkim
obszarze, a jednocześnie są to odwierty płytkie i o niskich wydajnościach, stosuje się napęd
grupowy. W tym przypadku konstrukcja żurawia pompowego jest dużo prostsza i lżejsza.
Wahacz takiego żurawia ułożyskowany jest na podporze połączonej z ramą fundamentową.
Napęd z silnika przenosi na żuraw transmisja pompowa zamocowana zaczepem do wahacza.
Liny transmisji pompowych poszczególnych żurawi układu grupowego mają za zadanie
przenoszenie napędu od koła kieratowego. Głównym zadaniem kieratu pompowego jest
zmiana ruchu obrotowego silnika na ruch posuwisto – zwrotny oraz przeniesienie napędu do
poszczególnych odwiertów. Rozróżniamy kieraty pompowe z układem korbowym oraz
kieraty mimośrodowe.
Do napędu kieratu stosuje się wyłącznie silniki elektryczne.
Na schemacie (rys 65) przedstawiono kierat z układem korbowym, w którym
zastosowano koła filialne pośredniczące w przeniesieniu napędu do odwiertów,
a jednocześnie służące zmniejszeniu długości transmisji pompowych w przypadku
obsługiwania przez kierat odwiertów położonych w większych odległościach. Przekładnia
z kół zębatych (2 i 4) przenosi napęd z wału silnika (1) na wał pośredniczący (3), skąd z kolei
przekładnia z pasków klinowych (5) przenosi dalej napęd na wał korbowy (6). Tam
zamocowano korby (7 i 8), które są przesunięte względem siebie o 180
O
i zamocowane za
pomocą pociągacza (9) z głównym kołem kieratowym (10). Właśnie to przesunięcie korb,
względem siebie, powoduje zamianę ruchu obrotowego na posuwisto-zwrotny. Koła filialne
przenoszą napęd do dalej położonych żurawi pompowych.
Jest to bardzo prosta i tania konstrukcja, łatwa w eksploatacji, co stanowi o jej zaletach.
Cechuje ją jednak mały współczynnik sprawności (straty energii w przekładniach, straty
wywołane siłami bezwładności kół kieratowych oraz różna droga pociągacza w kierunku od-
i dokorbowym – są to różnice rzędu 1–2 cm, które rekompensuje się luzem w ułożyskowaniu
punktu zaczepienia na kole kieratowym). Ten typ eksploatacji grupowej jest dziś stosowany
na Podkarpaciu.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
104
Rys. 65. Schemat kieratu pompowego z układem korbowym, w którym zastosowano koła filialne [4, s. 128]
Innym rodzajem kieratu jest kierat mimośrodowy, w którym na płycie fundamentowej (1)
jest ułożyskowany wał pionowy (2). Wał pionowy napędza silnik (4) poprzez przekładnie ze
stożkowych kół zębatych (3). Jest to przekładnia wielostopniowa, aby umożliwić dużą
redukcję obrotów, tak, aby ilość obrotów wału (2) była równa ilości cykli roboczych pomp,
które są wprowadzane w ruch kieratem. Tarcza mimośrodowa (6) zaklinowana na górnym
końcu wału (2) porusza się ruchem jednostajnym obrotowym wraz z wałem. Po obwodzie tej
tarczy ślizga się pierścień zwany jarzmem, a każdy jego punkt wykonuje ruch posuwisto –
zwrotny. Do jarzma mocuje się transmisje pompowe. Konstrukcja jarzma i tarczy
mimośrodowej musi być tak dobrana, by współczynnik tarcia między nimi był jak
najmniejszy (aby jarzmo nie zostało wprawione w ruch obrotowy). W praktyce przemysłowej
ten typ kieratu nie jest w Polsce wykorzystywany.
Rys. 66. Schemat kieratu mimośrodowego [4, s. 129]
W tabeli 7 przedstawiono typy i charakterystykę kieratów pompowych.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
105
Tabela 7. Typy kieratów pompowych
Typ kieratu pompowego
Charakterystyka
Glinik
WT–500
WT–625
WT–1000 WT–1250
TSA
031–03
TSA
031–04
Położenie
1:81
1:81
1:81
1:81
1:81
1:90
1:90
Moc przenoszona, kW przy obrotach silnika
1500 obr/min.
32
4,7
9,4
32
60
4,7
9,2
1000 obr/min.
24
4,7
7,1
24
45
3,5
6,6
Ważnymi elementami wykorzystywanymi w czasie eksploatacji odwiertów przez ich
grupowe pompowanie są transmisje pompowe, podpory transmisji (transmisja nie powinna
przesuwać się bezpośrednio po powierzchni terenu) oraz urządzenia do zmiany kierunku
ruchu transmisji lub długości jej przesuwu (rysunek 68, 69). Na rysunku 67 przedstawiono
dwa rodzaje podpór transmisji pompowych (a – słupek drewniany z wyżłobionym rowkiem
smarowanym smarem stałym oraz b– słupek z ruchomą rolka, po której przesuwa się
transmisja pompowa).
Rys. 67. Rodzaje podpór transmisji pompowych: a – słupek drewniany z wyżłobionym rowkiem
b – słupek z ruchomą rolka [7, s. 208]
Rys. 68. Schemat urządzenia do zmiany długości
przesuwu transmisji pompowej [7, s. 209]
Rys. 69. Schemat urządzenia do zmiany kierunku
ruchu transmisji pompowej [7, s. 209]
Wyważanie żurawia pompowego możemy przeprowadzać dwoma metodami: wahaczową
i rotacyjną. Dla pierwszej z nich ciężar przeciwwagi mocowanej na ramieniu wahacza
wyliczymy ze wzoru:
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
106
c
a
P
P
k
Q
c
ż
a
a
⋅
+
⋅
=
2
[N]
gdzie:
Q
a
– ciężar przeciwwagi [N],
k
a
– współczynnik zależny od głębokości pompowania (przyjmujemy zgodnie z zasadą:
głębokość pompowania do 400 m k
a
=0,4, głębokość pompowania 400–1500 m k
a
=0.8),
P
ż
– ciężar żerdzi,
ż
r
ż
ż
ż
L
q
P
γ
γ
γ
−
⋅
⋅
=
[N],
przy czym:
ciężar metra bieżącego żerdzi
ż
ż
ż
f
q
γ
⋅
=
P
c
– ciężar cieczy,
H
q
P
c
c
⋅
=
[N],
przy czym:
(
)
r
ż
tł
c
f
f
q
γ
⋅
−
=
poziom dynamiczny płynu w odwiercie
h
L
H
−
=
[m]
L – głębokość opuszczenia pompy [m],
h – zanurzenie pompy pod poziom dynamiczny [m],
a – długość przedniego ramienia wahacza (punkt zawieszenia laski pompowej – punkt
podparcia ramienia wahacza) [m],
c – odległość środka ciężkości przeciwwagi od punktu podparcia wahacza.
Ciężar przeciwwagi przy wyważaniu żurawia metodą rotacyjną obliczymy ze wzoru:
b
R
a
m
P
r
P
P
P
Q
c
k
a
c
ż
o
⋅
⋅
⋅
−
⋅
−
+
=
2
[N]
gdzie:
P
ż
– ciężar żerdzi [N],
P
c
– ciężar cieczy [N],
P
a
– ciężar pociągacza [N],
r – promień korby [m],
P
k
– ciężar korby [N],
m
c
– odległość środka ciężkości korby od osi obrotu [m],
a – długość przedniego ramienia wahacza (punkt zawieszenia laski pompowej – punkt
podparcia ramienia wahacza) [m],
b – odległość punktu zaczepienia pociągacza na wahaczu do punktu
podparcia wahacza [m],
c – odległość środka ciężkości przeciwwagi od punktu podparcia wahacza
R – odległość środka ciężkości przeciwwagi od osi obrotu [m].
W celu wyważenia kieratu pompowego o napędzie korbowym wyznaczamy dla każdego
z odwiertów wpiętych do układu wartość maksymalnych (przy ruchu w górę) i minimalnych
(przy ruchu w dół) sił działających na laskę pompową. Siły statyczne maksymalne są sumą sił
pochodzących od ciężaru żerdzi P
ż
, ciężaru słupa płynu P
c
oraz oporów tarcia transmisji P
t
,
czyli:
t
c
ż
P
P
P
P
+
+
=
[N],
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
107
Na wielkość sił statycznych minimalnych wpływ mają siła pochodząca od ciężaru żerdzi
pomniejszona o siłę tarcia transmisji, tzn.:
t
ż
P
P
P
−
=
'
[N]
Opory
tarcia
przewodów
transmisyjnych
stanowią
20%
ciężaru
przewodu
transmisyjnego, skąd wyliczymy:
2
.
0
⋅
=
tr
t
P
P
Odwierty należy pogrupować w taki sposób, aby dla każdej z dwóch grup sumy
maksymalnych sił były możliwie jednakowe. Załóżmy, że kierat obsługuje 6 odwiertów
pogrupowanych w taki sposób, że w pierwszej grupie są pierwsze trzy odwierty 1, 2, i 3,
natomiast w drugiej kolejne o numerach 4, 5, i 6. Następnie przystępujemy do wyznaczenia
sił, jakie działają przy ruchu koła kieratowego w prawo (P
p
) i w lewo (P
l
) zgodnie
z zależnościami:
(
) (
)
6
5
4
3
2
1
1
'
'
'
P
P
P
P
P
P
r
M
P
p
+
+
−
+
+
=
=
[N], oraz
(
) (
)
3
2
1
6
5
4
2
'
'
'
P
P
P
P
P
P
r
M
P
l
+
+
−
+
+
=
=
[N]
Układ kieratowy jest wyważony, gdy:
l
p
P
P
=
W przypadku, gdy po wyliczeniu wielkości sił otrzymamy
l
p
P
P
≠
należy dodać do
grupy odwiertów, dla których wartość P jest mniejsza tzw. ślepy kiwak o równej długości
ramion
i obciążony ciężarem równym połowie różnicy wyliczonych sił.
Zasadę obsługi żurawia pompowego oraz grupowego urządzenia pompowego (kieratu)
szczegółowo opisują instrukcje obsługi oraz instrukcje przeprowadzania kontroli IŻP
i kieratów pompowych. Podstawowe obowiązki obsługi (operatora wydobycia) to kontrola
i obsługa odwiertu, urządzeń do pompowania (IŻP, grupowego urządzenia pompowego),
dokonywanie bieżących konserwacji, pomiar i raportowanie wydobycia płynów złożowych,
kontrolowanie parametrów eksploatacji odwiertu (odwiertów). Tak samo jak w przypadku
eksploatacji samoczynnej pracownika obowiązuje znajomość ww. instrukcji, obowiązujących
przepisów (BHP, regulamin pracy, dokument bezpieczeństwa, p–poż) oraz posiadanie
stosownych uprawnień. Przed przystąpieniem do pracy należy zapoznać się z przebiegiem
pracy odwiertów i urządzeń, przeprowadzić wizualną kontrolę stanu urządzeń, sprawdzić stan
narzędzi i sprzętu, przeprowadzić smarowanie indywidualnego żurawia pompowego oraz
urządzenia kieratowego (pompowanie grupowe). Z częstotliwością określoną w instrukcji
kontroluje się m.in. stan osłon i barierek ochronnych, instalacji elektrycznej, pasków
klinowych (pęknięcia, przetarcia, obce substancje na powierzchni), ich naciąg, sposób
połączenia laski pompowej z chomątem, hamulec taśmowy, skuteczność wyrównoważenia,
stan połączenia ramy konika z fundamentem i jego wypoziomowanie i inne. W przypadku
eksploatacji systemem grupowym dodatkowo należy kontrolować stan transmisji linowych
(pompowych), stan ich połączeń z kiwakami pompowymi i kołami zwrotnymi oraz stan
podpór transmisji. W książce urządzenia należy notować wyniki i czas wykonywanych badań
nieniszczących wahaczy żurawi pompowych – wykonuje się je po 15–20 latach eksploatacji
i potem z częstotliwością 3–5 lat w zależności od typu urządzenia.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
108
4.16.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Do czego służy żuraw pompowy? Jak dzielą się żurawie pompowe w zależności od
rodzaju napędu?
2. Z jakich elementów zbudowany jest indywidualny żuraw pompowy?
3. Co to jest napęd grupowy i kiedy się go stosuje? Jaka jest jego zasada działania?
Co możesz powiedzieć o konstrukcji żurawi pompowych pracujących w układzie
grupowym?
4. Co to jest kierat pompowy? Jakie znasz rodzaje kieratów pompowych?
5. Jaka jest budowa i zasada działania kieratu z układem korbowym (możesz posłużyć się
szkicem kieratu z kołami filialnymi)?
6. Z jakich elementów składa się kierat mimośrodowy? Na jakiej zasadzie działa?
7. Co to są transmisje pompowe i podpory transmisji? Jakie znasz rodzaje podpór?
8. Jakie znasz metody wyważania żurawia pompowego?
9. W jaki sposób przeprowadza się wyważania kieratu pompowego o napędzie korbowym?
4.16.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Poniżej zamieszczono schemat budowy indywidualnego żurawia pompowego. Opisz go
i omów zasadę działania. Do czego wykorzystuje się indywidualne żurawie pompowe?
Rysunek do ćwiczenia 1
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować przybory rysunkowe,
2) przypomnieć sobie wiadomości dotyczące żurawia pompowego,
3) oznaczyć na schemacie i opisać poszczególne elementy,
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
109
4) wyjaśnić zasadę działania i przeznaczenie żurawia pompowego,
5) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory rysunkowe: ołówek gumka,
−
kserokopia schematu żurawia pompowego,
−
zeszyt.
Ćwiczenie 2
Wyważ metodą wahaczową żuraw pompowy o napędzie indywidualnym, w którym
pompę opuszczono do głębokości 650 m. Długość przedniego ramienia wahacza wynosi
1,9 m, natomiast przeciwwaga umieszczona jest w odległości 3,2 m od punktu podparcia
wahacza. Ciężar żerdzi wynosi 6900 N, a ciężar płynu 4900 N.
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przygotować wzór na wyważanie żurawia pompowego metodą wahaczową,
2) na podstawie informacji o głębokości zanurzenia pompy przyjąć wielkość
współczynnika k
a
,
3) obliczyć ciężar przeciwwagi,
4) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
kalkulator,
−
przybory do pisania,
−
zeszyt.
Ćwiczenie 3
Przeprowadź wyważanie kieratu pompowego o napędzie korbowym, który napędza
pompy wgłębne w sześciu odwiertach, przy czym pompy 3, 5 i 6 doczepione są do jednej
strony koła kieratowego. Parametry poszczególnych elementów układu potrzebne do
wyważania przedstawione są w tabeli:
Lp.
P
ż
[N]
P
ż
+ P
c
[N]
P
tr
[N]
P
t
[N]
P
[N]
P’
[N]
1
1400
19700
1500
300
20000
1100
2
2080
14720
1400
280
15000
1800
3
1130
17670
1650
330
18000
800
4
1850
21750
1250
250
22000
1600
5
1690
12710
1450
290
13000
1400
6
1140
15760
1200
240
16000
900
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) napisać wzory potrzebne do obliczeń sił występujących przy ruchu kieratu w prawo
i lewo,
2) podstawić do wzorów odpowiednie wartości,
3) porównać wielkości wyliczonych sił,
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
110
4) w przypadku różnicy dobrać ślepy kiwak o równej długości ramion, podając, do której
grupy odwiertów należy go podłączyć i jakim ciężarem obciążyć,
5) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
kalkulator,
−
przybory do pisania,
−
zeszyt.
4.16.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) wyjaśnić, do czego służy żuraw pompowy i wymienić rodzaje żurawi
w zależności od stosowanego napędu?
2) wymienić elementy konstrukcji indywidualnego żurawia pompowego?
3) wyjaśnić zasadę działania napędu grupowego i jego zastosowanie?
4) zdefiniować pojęcie kieratu pompowego?
5) naszkicować poszczególne elementy i omówić zasadę działania kieratu
pompowego z napędem korbowym?
6) wyjaśnić, co to jest i do czego służy transmisja pompowa oraz jakie jest
zadanie podpór transmisji?
7) przedstawić i objaśnić wzory na wyważanie żurawia pompowego oraz
scharakteryzować metody wyważania żurawi?
8) wykonać wyważanie kieratu pompowego o napędzie korbowym
posługując się wzorami?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
111
4.17. Awarie występujące przy pompowaniu ropy z odwiertów
4.17.1. Materiał nauczania
Podczas wydobywania ropy naftowej żerdziowymi pompami wgłębnymi dochodzi do
szeregu awarii związanych z uszkodzeniem poszczególnych elementów zestawu
wydobywczego. Podczas analizy awarii odwiertów pompowanych w USA ustalono,
że głównymi przyczynami było uszkodzenie:
−
pomp wgłębnych tłokowych (w 41 % przypadków),
−
żerdzi pompowych (w 30 % przypadków),
−
rur wydobywczych (w 23 % przypadków),
−
żerdzi dławikowej (w 3 % przypadków).
Ustalono, że większość awarii była spowodowana w wyniku korozji pompowych
urządzeń wgłębnych.
W przypadku pomp wgłębnych oprócz awarii związanych z korozją poważnym
problemem jest pojawienie się piasku w wydobywanej ropie. Zjawisko to powoduje
„zacieranie” się pomp i uszkodzenie zaworów kulowych.
W przypadku żerdzi pompowych głównymi przyczynami uszkodzeń są:
−
urwanie żerdzi wynikających z korozji elektrochemicznej, związanej z obecnością H
2
S,
CO
2
oraz korozji biologicznej spowodowanej działaniem bakterii,
−
urwanie żerdzi w wyniku wibracji oraz zmiennych obciążeń, co powoduje urwanie żerdzi
na połączeniach gwintowych typu zmęczeniowego,
−
uszkodzenie żerdzi w czasie zapuszczania do odwiertu.
Poniżej przedstawiono przykład uszkodzeń żerdzi wynikające z nadmiernych obciążeń
oraz korozji (rys. 70 i 71).
Rys. 70. Zdjęcia żerdzi urwanych w wyniku nadmiernego obciążenia [15]
Rys. 71. Zdjęcia żerdzi zniszczonych w wyniku korozji [15]
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
112
4.17.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Jakie znasz główne uszkodzenia, które są przyczynami awarii w eksploatacji odwiertu
żerdziowymi pompami wgłębnymi?
2. Co jest najczęstszą przyczyną w odwiertach pompowanych?
3. Jakie inne zjawisko oprócz korozji powoduje awarie pomp wgłębnych?
4. Jakie znasz przyczyny uszkodzeń żerdzi pompowych?
4.17.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Zdjęcia A i B przedstawiają zniszczone żerdzie pompowe. Opisz na czym polega ich
uszkodzenie i jaka jest przyczyna tych zniszczeń.
A
B
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) przypomnieć sobie, jakie są najczęstsze przyczyny zniszczenia żerdzi pompowych,
2) rozpoznać i opisać rodzaje uszkodzeń przedstawionych na zdjęciach,
3) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
przybory piśmiennicze,
−
kserokopia zdjęć,
−
zeszyt.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
113
4.17.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) wymienić główne uszkodzenia, które są przyczynami awarii
w eksploatacji odwiertu żerdziowymi pompami wgłębnymi?
2) podać przyczyny awarii pomp wgłębnych?
3) wymienić przyczyny uszkodzeń żerdzi pompowych?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
114
4.18. Zasady bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony
przeciwpożarowej i ochrony środowiska w czasie
wydobywania ropy naftowej i gazu ziemnego otworami
wiertniczymi
4.18.1. Materiał nauczania
Podstawowymi przepisami z zakresu bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony
przeciwpożarowej i ochrony środowiska w czasie wydobywania ropy naftowej i gazu
ziemnego otworami wiertniczymi są:
1) ustawy:
a) Prawo geologiczne i górnicze – ustawa z dnia 4 lutego 1994 r. (tj. Dz. U. z 2005 r.
Nr 228, poz. 1947 z późn. zm.) [20],
b) Prawo ochrony środowiska ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. (tj. Dz. U. 2006, Nr 129,
poz. 902) [21],
2) rozporządzenia:
a) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2002 r. w sprawie
bezpieczeństwa i higieny pracy, prowadzenia ruchu oraz specjalistycznego
zabezpieczenia przeciwpożarowego w zakładach górniczych wydobywających
kopaliny otworami wiertniczymi (Dz. U. Nr 109, poz. 961 z późn. zm.) [22],
b) Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 14 czerwca
2002 r. w sprawie zagrożeń naturalnych w zakładach górniczych (Dz. U. Nr 94, poz.
841 z późn. zm.) [23],
c) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 29 maja
2003 r. w sprawie minimalnych wymagań dotyczących bezpieczeństwa i higieny
pracy pracowników zatrudnionych na stanowiskach pracy, na których może wystąpić
atmosfera wybuchowa (Dz.U. Nr 107, poz. 1004) [24],
d) Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 14 czerwca
2002 r. w sprawie planów ruchu zakładów górniczych (Dz. U. Nr 94, poz. 840 z późn.
zm.) [25],
3) instrukcje i zarządzenia wydawane przez Kierownika Ruchu Zakładu Górniczego.
Przedsiębiorca
posiadający
koncesję
na
prowadzenie
działalności
związanej
z wydobyciem ropy i gazu ziemnego, dla zapewnienia bezpieczeństwa, higieny pracy
i ochrony przeciwpożarowej powinien w szczególności [20]:
1) rozpoznawać zagrożenia związane z ruchem zakładu górniczego i podejmować środki
zmierzające do zapobiegania i usuwania tych zagrożeń, w tym oceniać i dokumentować
ryzyko zawodowe występujące w ruchu zakładu górniczego oraz stosować niezbędne
środki profilaktyczne zmniejszające to ryzyko,
2) posiadać odpowiednie środki materialne i techniczne oraz właściwie zorganizowane
służby ruchu do zapewnienia bezpieczeństwa pracowników i bezpieczeństwa ruchu
zakładu górniczego,
3) prowadzić ewidencję osób przebywających w zakładzie górniczym,
4) przeszkolić pracowników zakładu górniczego w zakresie znajomości przepisów
regulujących bezpieczne wykonywanie pracy w zakładzie górniczym,
5) posiadać zorganizowane ratownictwo górnicze,
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
115
6) zapewnić stałą możliwość udziału w akcji ratowniczej zawodowych specjalistycznych
służb Centralnej Stacji Ratownictwa Górniczego lub innego podmiotu, zawodowo
trudniącego się wykonywaniem czynności w zakresie ratownictwa górniczego,
7) udzielić pomocy innemu zakładowi górniczemu, w razie wystąpienia zagrożenia
bezpieczeństwa pracowników lub ruchu tego zakładu,
8) sporządzić, uzupełniać i aktualizować niezbędną dokumentację dla prowadzenia ruchu
zakładu górniczego oraz zapewniać bieżące przeprowadzanie analiz i badań niezbędnych
dla bezpiecznego prowadzenia ruchu zakładu górniczego, w tym dla oceny
i dokumentowania ryzyka zawodowego,
9) opracowywać, przed rozpoczęciem prac, dla każdego zakładu górniczego dokument
bezpieczeństwa i ochrony zdrowia pracowników.
Podstawowym dokumentem, który umożliwia ruch zakładu górniczego jest plan ruchu.
Sporządza się go dla każdego zakładu górniczego na podstawie warunków określonych
w koncesji oraz projekcie zagospodarowania złoża. Plan ruchu sporządzany jest w dwóch
częściach: część podstawowa i część szczegółowa. W planie ruchu określone są szczegółowe
przedsięwzięcia niezbędne w celu zapewnienia [20]:
1)
bezpieczeństwa powszechnego,
2)
bezpieczeństwa pożarowego,
3)
bezpieczeństwa i higieny pracy pracowników zakładu górniczego,
4)
prawidłowej i racjonalnej gospodarki złożem,
5)
ochrony środowiska wraz z obiektami budowlanymi,
6)
zapobiegania szkodom i ich naprawiania.
Kierownik Ruchu Zakładu Górniczego (KRZG) jest osobą bezpośrednio odpowiedzialną
za ruch zakładu górniczego. Spoczywają na nim następujące obowiązki [20]:
−
zapoznaje
pracowników
zakładu
górniczego
z
obowiązującym
dokumentem
bezpieczeństwa lub odpowiednią jego częścią,
−
jest odpowiedzialny za prawidłową organizację i prowadzenie ruchu zakładu górniczego,
−
jest odpowiedzialny za opracowanie pisemnych instrukcji bezpiecznego wykonywania
pracy dla stanowisk lub miejsc pracy w ruchu zakładu górniczego oraz, po konsultacji
z pracownikami lub ich reprezentantami, zatwierdza te instrukcje,
−
określa tereny, na które, ze względu na zagrożenie związane z ruchem zakładu
górniczego, wstęp osób nieupoważnionych jest niedozwolony,
−
określa miejsca i stanowiska pracy:
−
na których pracownicy powinni stosować wymagane środki ochrony indywidualnej,
−
które powinny być wyposażone w odpowiedni system akustyczny i optyczny do
przekazywania sygnału alarmowego,
−
określa rodzaj prac, które są wykonywane w warunkach szczególnego zagrożenia,
−
zatwierdza instrukcje postępowania na wypadek zagrożenia toksycznego oraz ustala (lub
wyznaczona przez niego osoba dozoru ruchu) strefy zagrożenia toksycznego,
−
określa pomieszczenia i miejsca występowania zagrożenia wybuchem i zagrożenia
pożarowego oraz przestrzenie i strefy zagrożenia wybuchem, a także strefy pożarowe,
które odpowiednio się oznakowuje,
−
w przypadku powstania, wskutek robót górniczych, zagrożenia dla ludzi lub środowiska
poza terenem zakładu górniczego, kierownik ruchu zakładu górniczego niezwłocznie
podejmuje działania zabezpieczające i likwidujące powstałe zagrożenia,
−
w przypadku nieopanowanego wypływu płynu złożowego z otworu wiertniczego lub
odwiertu, podejmuje działania mające na celu likwidację zagrożenia, zgodnie z planem
ratownictwa,
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
116
−
podejmuje działania mające na celu zmniejszenie negatywnego wpływu działalności
zakładu górniczego.
Instrukcje bezpiecznego wykonywania pracy dla stanowisk lub miejsc pracy w ruchu
zakładu górniczego, za które odpowiedzialny jest KRZG powinny zawierać informacje na
temat:
−
sposobu bezpiecznego wykonywania pracy,
−
zasad postępowania w sytuacjach awaryjnych, z uwzględnieniem zagrożeń
występujących przy wykonywaniu poszczególnych prac,
−
zasad ochrony przed zagrożeniami,
−
informacji o stosowaniu sprzętu ratunkowego,
−
informacji o działaniach, które powinny być podjęte w przypadku zagrożenia,
−
określenia terenów, na które, ze względu na zagrożenie związane z ruchem zakładu
górniczego, wstęp osób nieupoważnionych jest niedozwolony.
Eksploatacja otworów zarówno gazowych jak i ropnych, może się odbywać tylko pod
kierownictwem i dozorem osób posiadających odpowiednie kwalifikacje.
4.18.2. Pytania sprawdzające
Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.
1. Jakie dokumenty regulują tematykę bezpieczeństwa, higieny pracy, ochrony
przeciwpożarowej i ochrony środowiska dla górnictwa otworowego?
2. Do czego zobowiązany jest przedsiębiorca?
3. Z jakich części składa się plan ruchu?
4. Jakimi obowiązkami został obarczony KRZG?
5. Jakie informacje powinny być zawarte w instrukcjach, za które odpowiedzialny jest
KRZG?
6. Jakie osoby nadzorują eksploatacje odwiertów ropnych i gazowych?
4.18.3. Ćwiczenia
Ćwiczenie 1
Określ obowiązki i powinności przedsiębiorcy posiadającego koncesję na prowadzenie
działalności na podstawie Rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie bezpieczeństwa
i
higieny
pracy,
prowadzenia
ruchu
oraz
specjalistycznego
zabezpieczenia
przeciwpożarowego w zakładach górniczych wydobywających kopaliny otworami
wiertniczymi” (Dz.U. Nr 109, poz. 961 z dnia 28 czerwca 2002 roku z późn. zm.).
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) zapoznać się z podaną w treści zadania literaturą,
2) wypisać obowiązki i powinności przedsiębiorcy,
3) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2002 r. w sprawie
bezpieczeństwa i higieny pracy, prowadzenia ruchu oraz specjalistycznego
zabezpieczenia przeciwpożarowego w zakładach górniczych wydobywających kopaliny
otworami wiertniczymi (Dz.U. Nr 109, poz. 961 z dnia 28 czerwca 2002 roku
z późn. zm.),
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
117
−
przybory do pisania,
−
zeszyt.
Ćwiczenie 2
Określ obowiązki Kierownika Ruchu Zakładu Górniczego (KRZG) związane
z zapewnieniem bezpieczeństwa w zakładzie górniczym na podstawie Rozporządzenia
Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2002 r. w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy,
prowadzenia ruchu oraz specjalistycznego zabezpieczenia przeciwpożarowego w zakładach
górniczych wydobywających kopaliny otworami wiertniczymi (Dz.U. Nr 109, poz. 961
z późn. zm.).
Sposób wykonania ćwiczenia
Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:
1) zapoznać się z podaną w treści zadania literaturą,
2) wypisać obowiązki KRZG,
3) zaprezentować wyniki swojej pracy.
Wyposażenie stanowiska pracy:
−
Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2002 r. w sprawie
bezpieczeństwa i higieny pracy, prowadzenia ruchu oraz specjalistycznego
zabezpieczenia przeciwpożarowego w zakładach górniczych wydobywających kopaliny
otworami wiertniczymi (Dz.U. Nr 109, poz. 961 z dnia 28 czerwca 2002 roku z późn.
zm.),
−
przybory do pisania,
−
zeszyt.
4.18.4. Sprawdzian postępów
Czy potrafisz:
Tak
Nie
1) podać, jakie dokumenty regulują tematykę bezpieczeństwa, higieny
pracy, ochrony przeciwpożarowej i ochrony środowiska dla górnictwa
otworowego?
2) określić, do czego zobowiązany jest przedsiębiorca?
3) określić, z jakich części składa się plan ruchu?
4) określić, do czego zobowiązany jest KRZG?
5) wymienić, jakie zagadnienia powinny być zawarte w instrukcjach,
za które odpowiedzialny jest KRZG?
6) wskazać, jakie osoby nadzorują eksploatacje odwiertów ropnych
i gazowych?
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
118
5. SPRAWDZIAN OSIĄGNIĘĆ
INSTRUKCJA DLA UCZNIA
1. Przeczytaj uważnie instrukcję zanim rozpoczniesz rozwiązywać zadania.
2. Podpisz imieniem i nazwiskiem kartę odpowiedzi.
3. Zapoznaj się z zestawem zadań testowych.
4. Odpowiedzi udzielaj tylko na załączonej karcie odpowiedzi.
5. Test składa się z 20 zadań wielokrotnego wyboru, z których tylko jedna jest poprawna.
6. Wybraną odpowiedź zaznacz na karcie odpowiedzi znakiem X.
7. Jeśli uznasz, że pomyliłeś się i wybrałeś nieprawidłową odpowiedź, to otocz wybór
kółkiem, a następnie prawidłową odpowiedź zaznacz znakiem X.
8. Pracuj samodzielnie, bo tylko wtedy będziesz mógł sprawdzić poziom swojej wiedzy
i umiejętności.
9. Jeśli jakieś zadanie sprawi Ci trudność, rozwiąż inne i ponownie spróbuj rozwiązać
poprzednie.
10. Odpowiedzi udzielaj tylko na załączonej karcie odpowiedzi.
11. Na rozwiązanie wszystkich zadań masz 45 minut.
Powodzenia!
ZESTAW ZADAŃ TESTOWYCH
1. Pompy hydrauliczne stosowane są przy eksploatacji
a) samoczynnej.
b) przez tłokowanie.
c) gazodźwigiem.
d) pompami z silnikiem w odwiercie.
2. Warunkiem samoczynnego wypływu ropy z odwiertu jest zależność
a) E
c
= W
R
.
b) E
c
≥ W
R
.
c) E
c
< W
R
.
d) E
c
≤ W
R
.
3. Do wyposażenia wgłębnego odwiertu zaliczamy
a) separator.
b) głowicę eksploatacyjną.
c) rury wydobywcze.
d) wymiennik ciepła.
4. Rysunek poniżej przedstawia
O
środek
Centralny
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
119
a) schemat strefy przyodwiertowej.
b) system promienisty zagospodarowania odwiertu.
c) węzeł redukcyjno pomiarowy.
d) system grzebieniowy zagospodarowania odwiertu.
5. Wielkość wykładnika gazowego określamy stosunkiem
a) ilości wydobytej ropy do ilości wydobytego gazu.
b) wartości ciśnienia złożowego do ilości wydobytego gazu.
c) ilości wydobytego gazu do wartości ciśnienia złożowego.
d) ilości wydobytego gazu do ilości wydobytej ropy.
6. W separatorze trójfazowym po rozdzieleniu faz otrzymujemy
a) fazę ciekłą, gazową i stałą.
b) dwie fazy ciekłe i jedną gazową.
c) dwie fazy gazowe i jedną ciekłą.
d) trzy fazy ciekłe.
7. Manometry umieszczone na głowicy wskazują
a) ciśnienie złożowe.
b) ciśnienie w rurach wydobywczych.
c) temperaturę płynu.
d) wydajność płynu z odwiertu.
8. Zjawisko parafinowania w odwiercie powoduje
a) korozję rur wydobywczych.
b) zawodnienie odwiertu.
c) ograniczenie wydajności odwiertu.
d) zwiększenie wydajności odwiertu.
9. Rysunek obok przedstawia schemat gazodźwigu
a) pierścieniowego dwukolumnowego.
b) pierścieniowego jednokolumnowego.
c) centralnego dwukolumnowego.
d) centralnego jednokolumnowego.
10. Cykl pracy pompy wyporowej składa się z
a) dwóch etapów.
b) pięciu etapów.
c) czterech etapów.
d) trzech etapów.
11. Podczas eksploatacji złóż gazowo-kondensatowych dążymy do wydobycia maksymalnej
ilości
a) kondensatu.
b) ropy.
c) wody złożowej.
d) gazu.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
120
12. Składnikiem gazu ziemnego, który najłatwiej tworzy hydraty jest
a) azot.
b) siarkowodór.
c) metan.
d) ditlenek węgla.
13. Przedmiot na zdjęciu przedstawia
a) gazomierz zwężkowy.
b) manometr różnicowy.
c) przetwornik ciśnienia.
d) przelicznik gazu.
14. Wgłębna pompa odśrodkowa napędzana jest
a) silnikiem elektrycznym.
b) sprężonym powietrzem.
c) silnikiem spalinowym.
d) ciśnieniem cieczy roboczej.
15. Jeżeli długość tłoka pompy żerdziowej wynosi 4 ft, to jest to równe
a) 0,9987 m.
b) 1,2192 m.
c) 1,2214 m.
d) 2,0012 m.
16. Sprawność wolumetryczna pompy jest wielkością
a) bezwymiarową.
b) wyrażaną w ilości skoków pompy na sekundę.
c) wyrażaną w niutonach.
d) wyrażaną w metrach.
17. Urządzenie odpowiedzialne za przenoszenie napędu do odwiertów w układzie grupowym
to
a) silnik spalinowy lub elektryczny.
b) żuraw pompowy.
c) żerdzie pompowe.
d) kierat pompowy.
18. Indywidualny żuraw pompowy służy do
a) wypompowania nadmiaru wody z odwiertu.
b) wprawiania w ruch przewodu pompowego z pompą wgłębną.
c) zamiany kierunku transmisji pompowej.
d) wyważania kieratu pompowego.
19. Najczęstsze przyczyny urwania żerdzi to
a) wysokie ciśnienie.
b) wysoki wykładnik gazowy.
c) nadmierne obciążenie i korozja.
d) wysoka temperatura.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
121
20. Plan ruchu składa się z
a) jednej części.
b) pięciu części.
c) dwóch części.
d) czterech części.
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
122
KARTA ODPOWIEDZI
Imię i nazwisko ...............................................................................................................
Wydobywanie ropy naftowej i gazu ziemnego otworami wiertniczymi
Zakreśl poprawną odpowiedź.
Nr
zadania
Odpowiedź
Punkty
1
a
b
c
d
2
a
b
c
d
3
a
b
c
d
4
a
b
c
d
5
a
b
c
d
6
a
b
c
d
7
a
b
c
d
8
a
b
c
d
9
a
b
c
d
10
a
b
c
d
11
a
b
c
d
12
a
b
c
d
13
a
b
c
d
14
a
b
c
d
15
a
b
c
d
16
a
b
c
d
17
a
b
c
d
18
a
b
c
d
19
a
b
c
d
20
a
b
c
d
Razem:
„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”
123
6. LITERATURA
1. Chilingarian G. V.: Surface operations In petroleum production I Elsevier 1987
2. Daylon L. Walton: Współczesne metody inżynierii złożowej 1992
3. IGNiG. Praca zbiorowa: Opracowanie nowych metod i środków dla przeciwdziałania
powstawaniu hydratów w rurkach wydobywczych odwiertów gazowych, Krosno 1996
4. Jewulski J.: Zbiór zadań z eksploatacji złóż ropy naftowej. Uczelniane Wydawnictwo
Naukowo-Techniczne AGH, Kraków 2000
5. Katalog wyrobów Zakładu Urządzeń Naftowych „Naftomet” w Krośnie
6. Levorsen A. I.: Geologia ropy naftowej i gazu ziemnego. Wydawnictwo geologiczne,
1972
7. Liszka K.: Eksploatacja złóż ropy naftowej. Wydawnictwo PWN, Kraków 1982
8. Makogon Yuri F.: Hydrates of Hydrocarbons, PennWell 1997
9. Molenda J.: Gaz ziemny – paliwo i surowiec. WNT, Warszawa 1993
10. Poradnik Górnika Naftowego. Wydawnictwo Śląsk, Katowice 1969
11. Rischmuller Heinrich: Oil production with subsurface sucker rod pumps SBS 1989
12. Sperski B.: Gazownictwo Część II, Skrypty uczelniane, Wydanie drugie uzupełnione
i poprawione, Wydawnictwo AGH, Kraków 1978
13. Szostak L., Chrząszcz W., Wiśniowski R.: Metody wydobywania ropy naftowej
z odwiertów. Uczelniane Wydawnictwo Naukowo-Dydaktyczne AGH, Kraków 2000
14. www.norrisrods.com
15. www.pl.wikipedia.org
16. www.plum.pl
17. www.snydertex.com
18. www.vonkchokes.nl
Polskie Normy
19. Norma zakładowa ZN-G-4006. Zwężkowe gazomierze kryzowe: Wymagania, badania
i instalowanie.
Akty prawne
20. Prawo geologiczne i górnicze – ustawa z dnia 4 lutego 1994 r. (tj. Dz. U. z 2005 r. Nr 228,
poz. 1947, z późn. zm. )
21. Prawo ochrony środowiska – ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. (tj. Dz.U. 2006, Nr 129,
poz. 902)
22. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2002 r. w sprawie
bezpieczeństwa i i higieny pracy, prowadzenia ruchu oraz specjalistycznego
zabezpieczenia przeciwpożarowego w zakładach górniczych wydobywających kopaliny
otworami wiertniczymi (Dz.U. Nr 109, poz. 961 z późn. zm.)
23. Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 14 czerwca 2002 r.
w sprawie zagrożeń naturalnych w zakładach górniczych (Dz.U. Nr 94, poz. 841 z późn.
zm.),
24. Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 29 maja 2003r.
w sprawie minimalnych wymagań dotyczących bezpieczeństwa i higieny pracy
pracowników zatrudnionych na stanowiskach pracy, na których może wystąpić atmosfera
wybuchowa (Dz.U. Nr 107, poz. 1004)
25. Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 14 czerwca 2002 r.
w sprawie planów ruchu zakładów górniczych (Dz.U. Nr 94, poz. 840 z późn. zm.)