Процесс добычи нефти и обустройство нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов

2. Системы разработки нефтяных месторождений

3. Размещение скважин по площади залежи

4. Геолого-физическая характеристика объектов

5. Бурение скважин

6. Система ППД

7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

8. Исследование скважин

9. Методы увеличения производительности скважин

10. Текущий и капитальный ремонт скважин

11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды

12. Промышленная безопасность на предприятиях нефтегазового комплекса

Список литературы

Введение

Так как к началу прохождения учебной практики не предусматривается изучение специальных предметов, учебная практика является начальным этапом практического обучения.

Цель учебной практики является ознакомление с предприятиями нефтегазового производства, задачами, технологическими процессами и оборудованием применяемом в нефтяной промышленности.

Задачами учебной практики являются:

1. Изучение процессов добычи нефти и обустройства нефтяного месторождения

2. Изучение основного оборудования применяемого при эксплуатации нефтяных скважин

3. Ознакомление с нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью

4. Получение практических знаний, которые способствуют лучшему усвоению теоретического материала по специальности.



1. Принципы и критерии выделения эксплуатационных объектов

Один или несколько продуктивных пластов месторождения, разрабатываемые одной серией скважин в целях экономических соображений, называется эксплуатационным объектом.

Одной из наиболее трудных задач является проблема выбора эксплуатационного объекта разработки нефти и газа. Хорошо известно, что качество решения задачи существенным образом влияет на показатели разработки залежи.

Так как для разработки месторождения при большом количестве пластов объединение их в один объект разработки представляется экономически выгодно, то при таком объединении понадобится меньше скважин.

Основные принципы, позволяющие более обоснованно подойти к вопросу рационального выделения эксплуатационного объекта.

1. Не должны существенно отличаться геолого- физические параметры, объединяемых пластов, а водонефтяной контакт в плане должен преимущественно совпадать

2. Углеводороды должны находиться в одном фазовом состоянии ( пласты с газовой шапкой и без - объединять не рекомендуется)

3. Пласты должны работать на сходных режимах. Например, нецелесообразно объединять пласты, один из которых работает в режиме растворенного газа, а второй на упруговодонапорном.

4. Физико- химические свойства нефти и газа должны быть близки.

5. должна сохраняться возможность контроля разработки по всем пластам, а также регулирование процесса разработки, то есть гидродинамический.

6. Существующее оборудование должно обеспечивать возможность эксплуатации нескольких пластов.

Следует сразу заметить, что привести к снижению нефтеотдачи может объединение пластов в один объект. Факторами, вызывающими это являются усложнение контроля и управление выработки запасов многопластового объекта, а так же потери нефти из-за возможных межпластовых перетоков в скважине при ее остановке.

Схожесть тех или иных параметров является достаточно субъективным фактором. Тем не менее существуют методики, основанные на опыте разработки подобных месторождений, позволяющие избежать грубых ошибок в решении вопроса об объединении пластов в один объект.

Рисунок 1.1 Варианты вскрытия пластов многопластового месторождения

2. Система разработки нефтяных месторождений

Комплекс технических и технологических решений, которые обеспечивают доступ и последующее эффективное извлечение запасов нефти называется разработкой нефтяных месторождений.

совокупность инженерных решений, которые позволяют разрабатывать месторождения эффективно задавая экономические показатели называется системой разработки.

При создании системы разработки решаются следующие задачи:

1. выделение эксплуатационных объектов

2. выбор системы расстановки и плотности сетки скважин

3. определение режима разработки

4. выбор метода воздействия на нефтяную залежь

5. определение режимов работы скважины

6. проектирование обустройства месторождения

7. решение вопросов охраны недр и окружающей среды

8.экономическая оценка выбранных систем разработки и вариантов технологических показателей.

Системы разработки классифицируются по следующим признакам:

- наличие или отсутствие искусственного воздействия на пласт

- система расстановки скважин на месторождении

От того, используется ли естественный режим, либо организуется искусственное воздействие, к примеру заводнение, зависит наличие или отсутствие воздействия на пласт.

Различают следующие этапы разработки

1 этап - разбуривание и ввод в разработку нефтяного месторождения. Здесь строится инфраструктура промысла: система сбора, подготовки, хранения продукции. На этом этапе самые предполагаются большие капитальные вложения.

2 этап - вывод месторождения на максимальную постоянную добычу. Эту часть можно назвать самой продуктивная частью периода разработки месторождения, предполагаются незначительные затраты, а также максимальная выручка.

3 этап - ознаменован резким падением добычи и ростом обводненности продукции,предполагается падение рентабельности добычи.

4 этап - плавное снижения добычи нефти или ее стабилизация за счет применения методов увеличения нефтеотдачи. По продолжительности этот этап чаще всего длительнее всех трех предыдущих вместе взятых. Добыча может быть также сопоставима с добычей всех предыдущих этапов. Ромашкинское месторождение находится на данный момент на четвертом этапе разработки находится.

Рисунок 2.1. Стадии разработки нефтяного месторождения (Qн- объемы годовой добычи, t- время)

Показатели, характеризующие эффективность разработки месторождения:

* суммарное количество нефти или воды (в тоннах) по всем добывающим скважинам за отчётный период (как правило, в течение месяца), то есть добыча нефти/воды;

* суммарное количество газа (в кубических метрах),то есть добыча газа

(т. е. объём газа, измеренный при поверхностных условиях) по всем добывающим скважинам за отчётный период;

* количество флюида, добытое за определённый период времени с начала разработки, то есть накопленную добычу флюида;

* суммарное количество агента (в кубических метрах) по всем нагнетательным скважинам за отчётный период, то есть закачка рабочего агента (воды, газа, пара);

* отношение добычи воды к добыче жидкости (в процентах),то есть весовая обводнённость;

* отношение годовой добычи нефти/газа к соответствующим извлекаемым запасам, то сеть темп отбора нефти;

* отношение годовой добычи нефти/газа к соответствующим геологическим запасам, то есть темп отбора газа;

* отношение добычи нефти к её начальным балансовым геологическим запасам (до начала разработки), то есть коэффициент извлечения нефти (КИН);

* аналогичным образом определяются коэффициент извлечения газа (КИГ) и коэффициент извлечения конденсата (КИК);

* определяют конечный (утверждённый) коэффициент извлечения -- коэффициент извлечения за всё время разработки;

* отношение объёма газа, добываемого из скважины за отчётный период и измеренного при поверхностных условиях, к объёму дегазированной нефти в поверхностных условиях, добытой за этот же период, то есть газовый фактор;

* время, которое скважина эксплуатировалась в течение отчётного периода, то есть отработанное время скважины;

* отношение отработанного времени данной скважины к длительности отчётного периода, то есть коэффициент использования скважины;

* отношение добычи нефти/газа/воды/жидкости к отработанному времени скважины, то есть дебит;

* отношение закачки рабочего агента к отработанному времени скважины, то есть приёмистость;

* давление в МПа, при котором углеводороды и вода находятся в порах коллектора, то сеть пластовое давление;

* давление в МПа в стволе скважины на глубине расположения перфорационных отверстий, то есть забойное давление;

* общее число добывающих и нагнетательных скважин, введённых в разработку месторождения за весь период, а также количество только действующих (работающих) скважин, то есть фонд добывающих и нагнетательных скважин.

3. Размещение скважин по площади залежи

Сетка размещения, расстояние между скважинами, плотность сетки, темп, а также порядок ввода скважин в работу называется размещение скважины по площади залежи. Их делят на два вида: с размещением скважин по равномерной и неравномерной сетке.

Различают систему разработок с размещением скважин по равномерной сетке: по форме сетки, по плотности сетки, по темпу ввода скважин в работу, по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме делятся на квадратные и треугольные .

Рисунок 3.1. Схема размещения скважин при равномерной сетке:

а - квадратная; б - треугольная.

Различают системы размещения скважин:

1. Треугольная система. Это когда скважины располагаются в вершинах равностороннего треугольника. В таком случае следующая скважина бурится только при получении результата по предыдущей скважине. По ней осуществляется высокая степень изученности месторождения, используемая для разведки сложных залежей.

2. Кольцевая система. В таком случае скважины размещаются «по кольцу» на одинаковых гипсометрических отметках. Она используется для разведки простых месторождений. Позволяет достигнуть высокой скорости разведки, в связи с тем, что одно кольцо можно бурить одновременно, а также использовать как эксплуатационные. Когда происходит обводнение наружного кольца скважин, их можно и нужно использовать как нагнетательные для поддержания пластового давления.

а) б)

Рисунок 3.2. Размещение скважин в виде кольцевой батареи или цепочек:

а - кольцевая батарея; б - цепочка скважин.

3. Профильная система. Система размещения по профилям, т.е. в крест простирания структуры. Она используется на многих месторождениях Западной Сибири. При усложнении строения месторождения можно бурить дополнительные скважины в профилях, или дополнительные профили скважин. Но при этом самое главное- это нельзя нарушать выбранную систему разведки месторождения. В данной системе получают высокую степень изученности.

На практике также используются комбинированные системы размещения скважин, состоящие из разных сочетаний систем. Сочетание систем размещения часто используют при разведке месторождений, содержащих залежи различных типов, размеров и разведка которых ведется самостоятельными сетками скважин.

4. Геолого-физическая характеристика объектов

Геолого- физическая характеристика объекта зависит от типа коллекторов нефтегазонасыщенности и пластовых давлений.

Коллектором- это горная порода, в которой имеются пустоты в виде пор, трещин заполненные нефтью, газом или водой и способные отдавать их при перепаде давлений. При вскрытии пласты разделяются на три группы:

· с высокой проницаемостью, и очень высоким пластовым давлением;

· с высокой проницаемостью, нефтенасыщенностью и пластовым давлением;

· с хорошей геолого- физической характеристикой, но с малым пластовым давлением.

В таблице 4.1 представлены геолого-физические параметры, которые применяются для характеристики объектов.

Таблица 4.1 - Параметры, применяемы для геолого-физической характеристики объектов

Параметр	Единица измерения
Толщина	общая	м
	эффективная
	эффективнаянефтенасыщенная
Пористость	полная	% или д.ед.
	открытая
	эффективная
Проницаемость	мкм2
Коэффициент песчанисточти	д.ед.
Коэффициент расчлененности	д.ед.
Коэффициент неоднородности	д.ед.
Коэффициент распространения	д.ед.
Нефтенасыщенность	д.ед.
Количество залежей. ед	ед
Доля коллекторов в общей толщине	д.ед.

Количественное содержание в породе различных фракций (зерен, частиц) составляющих данную породу, называется гранулометрическим составом. От него зависят такие свойства пород, как пористость и проницаемость.

Проницаемость.

Способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость или газ при создании перепада давления. Различают:

· хорошо проницаемые породы: песок, песчаники, известняки, алевролиты.

· плохо проницаемые породы: глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели.

Так же различают:

· абсолютную,

· фазовую

· относительную проницаемость.

Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды при наличии и движении в ней лишь одной фазы(однородной жидкости или газа). На нее влияет размер и структура поровых каналов, но не насыщающий флюид.

Проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем называется фазовой (эффективной) проницаемостью. Она зависит от количественного содержания флюидов в пласте, а также их физико-химических свойств. С практической точки большее значение имеет относительная фазовая проницаемость.

Отношение эффективной проницаемости к выбранной базовой проницаемости (обычно абсолютной) называется относительной фазовой проницаемостью.

Определяется пористостью, т.е. наличием в них пустот (пор) способность коллекторов вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды.

Пористость горных пород - это наличие в породе пустот (пор), в которых находятся пластовые флюиды (нефть, газ, вода).

Различают пористость пород:

· полная(абсолютная);

· открытая.

общее отношение суммарного объема пор к общему объему керна называется полной пористостью.

(4.1)

где V_пор - объем всех пор в горной породе , м³;

V_г.п- объем горной породы, м³

Объём сообщающихся между собой пор, заполняемыми жидким или газообразным флюидом при насыщении породы в вакууме называется открытой пористостью; она меньше общей пористости на объём изолированных пор.

Относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов называется эффективной пористостью.

(4.2)

где m_эф-эффективная пористость , д.ед.;

V_пордв- объем пор, по которым возможно движение жидкости и газа , м³.

Насыщенность горных пород.

Количественно оценивается величиной коэффициента нефтенасыщенности (газо или водонасыщенности), находящийся как доля объема пор, заполненных нефтью (газом или водой). Величина нефтенасыщенных пластов колеблется в пределах от 55 до 95 процентов.

Свойства пластовых флюидов.

Флюиды, которые содержащиеся в залежи подлежащие извлечению, подразделяются на:

* природные газы (в том числе и не углеводородные);

* газоконденсаты;

* нефтегазоконденсаты;

* нефть;

* газированные пластовые воды;

* минерализованные пластовые воды.

Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном (смешанными в различных пропорциях).

Нефть, газ, вода в пласте может состоять из различных химических соединений -- компонентов:

* нефть представляет собой смесь углеводородных компонентов с примесями серы и азота, а также с малым содержанием металлов (железа, магния, алюминия, хрома и др.);

* основным компонентом газа является метан; также в состав природных газов входят пропан, бутан, азот, углекислый газ, сероводород, гелий, аргон;

* вода может быть представлена следующими компонентами: пресной водой, растворёнными в воде ионами хлора, сульфата, гидрокарбоната, натрия, магния, кальция, калия и железа.

Свойство флюида оказывать сопротивление взаимному перемещению соседних слоёв называется вязкостью (внутренним трением) флюида. Согласно общему закону внутреннего трения чем больше вязкость, тем меньше скорость притока флюида к скважине.



5. Бурение скважин

Горная выработка малого диаметра и большой глубины называется скважиной. Начало скважины называется устьем, ее середина - стенкой или стволом, а дно скважины - забоем.

Бурением скважины - процесс, при котором сооружается цилиндрическая горная выработка в земле, диаметром малым по сравнению с ее глубиной. Бурение состоит из следующих операций:

-монтаж наземных сооружений;

-углубление ствола скважины путем разрушения горных пород буровым инструментом;

-удаление выбуренной породы из скважины;

-укрепление ствола скважины в процессе ее углубления обсадными колоннами и цементирование заколонного постранства;

-исследование горных пород и выявлению продуктивных горизонтов;

-спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.



1-обсадные трубы; 2- цементный камень; 3- пласт; 4- перфорация в обсадной трубе и цементном камне.

I- направление; II- кондуктор; III- промежуточная колонна;

IV-эксплуатационная колонна.

Рисунок .1 Конструкция скважины.

В нашем регионе, при бурении скважин, в основном применяют роторное бурение.

Роторное бурение - это одна из разновидностей вращательного бурения при котором вращательное движение долота в скважине осуществляется через бурильную колонну от ротора, который установлен на поверхности. Данным методом бурят разведочные и эксплуатационные скважины. Бурение роторным способом делится на два основных вида: роторное бурение с прямым водостоком, роторное бурение с обратным водостоком. Методика бурения с прямым водостоком заключается в том, что раствор для промывки из емкости насосом подается по бурильным трубам на забой скважины. А затем из забоя вместе с частицами разбуренной породы по межтрубному пространству вода поднимается на устье и по лотку поступает в отстойник. В большинстве случаев для промывки во время роторного бурения применяют глинистые растворы или растворы различных клеящихся веществ. Данные растворы в зависимости от разбуриваемых пород имеют различный удельный вес, и благодаря этому не требуется закреплять стенки скважины в пределах значительных интервалов, а именно до ста метров.

В процессе роторного бурения с обратной промывкой, промывочный раствор движется из отстойника в скважину, а затем в место между боковой бурильной поверхностью колонны труб и стенками водоносного источника, а далее к забою. Как только промывочный раствор дошел до забоя , он вместе с частицами разбуренной породы, при помощи установленного на поверхности насоса, через отверстия находящиеся на самом долоте засасывается в колонну труб, а дальше по шлангам поступает в отстойник. При такой промывке как правило используют только чистую воду. Роторное бурение при использовании обратной промывки имеет ряд определенных преимуществ, к которым, прежде всего, относят: высокую скорость бурения, небольшой расход труб (обсадных), а так же возможность проходки скважин, имеющих большой диаметр, с обсыпкой фильтров песчаными и гравийными материалами.



1 -- буровое долото; 2 -- УБТ; 3 -- бурильные трубы; 4 -- кондуктор; 5 -- устьевая шахта; 6 -- противовыбросовое устройства; 7 -- пол буровой установки;8 -- буровой ротор; 9 -- ведущая бурильная труба; 10 -- буровой стояк;11 -- вертлюг; 12 -- крюк; 13 -- талевый блок; 14 -- балкон верхового рабочего;15 -- кронблок; 16 -- талевый канат; 17 -- шланг ведущей бурильной трубы; 18 -- индикатор нагрузки на долото; 19 -- буровая лебёдка; 20 -- буровой насос;21 -- вибрационное сито для бурового раствора; 22 -- выкидная линия бурового раствора.

Рисунок 5.2. Общая схема буровой установки.



затрубного пространства обсадных колон является разобщение продуктивных пластов.

Завершение скважины- это ее освоение(вызов притока с помощью свабирования).

Осложнениями во время бурения являются разрушения стенок скважины, поглощения раствора.

Для предупреждения последствий разрушения стенок скважины следует применять утяжеленные буровые растворы, не допускать длительного пребывания бурильной колонны в покое, обеспечивать высокие скорости проходки.

Наиболее эффективный метод борьбы с поглощением бурового раствора, это добавление наполнителей. Их добавляют в циркулирующий буровой раствор или проводят разовую закачку в зоне поглощения.



показателей разработки.

Из-за недостаточного пластового давления все месторождения Республики Татарстан разрабатываются с заводнением.

Заводнения бывают следующих видов:

Законтурное заводнение. Нагнетательные скважины размещаются за внешним контуром нефтеносности на расстоянии не менее 100 м, добывающие - внутри контура нефтеносности параллельно контуру. Нефтеотдача при таком заводнении увеличивается до 70 процентов. Как правило, его применяют при разработке небольших по размерам залежей;



Рисунок 6.1. законтурное заводнение.

Приконтурное заводнение. При приконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются непосредствено вблизи контура нефтеносности, либо на самом контуре. Данный метод заводнения используется на месторождениях с низкой проницаемостью в той части, которая заполнена водой.

Рисунок 6.2. Приконтурное заводнение.

Внутриконтурное заводнение- месторождение «разрезается» на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется подобие законтурного заводнения. Такое заводнение применяется при разработке залежей, занимающих значительную площадь;



Рисунок 6.3. Внутриконтурное заводнение

Очаговое заводнение, при таком заводнении нагентательные скважины располагаются на отдельных участках и не связаны с одной общей системой. Применяются для выработки нефти из небольших линзообразных залежей.

При избирательном заводнении нагнетательные скважины располагаются не строго в ряд, а исходя из распределения колекторских свойств пластов по площади.

Рисунок 6.4. Очаговое заводнение

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления.

Рисунок 6.5 Блоковое заводнение



Схeма водоснабжения системы ППД показана ниже, на рисунке 6.6.

1 - водозаборные устройства; 2 - станции I подъема; 3 - буферные емкости для грязной воды; 4 - станция водоподготовки; 5 - буферные емкости для чистой воды; 6 - насосная станция II подъема; 7 - кустовые насосные станции (КНС); 8 - нагнетательные скважины; 9 - разводящий водовод; 10 - водовод высокого давления (10 - 20 Мпа)

Рисунок 6.6. Типовая схема водоснабжения системы ППД.

7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

Эксплуатация нефтяной скважины происходит разными способами, на выбор которых влияет состав нефти и газа, степень обводненности, вязкость нефти, напор жидкости в скважине и многие другие факторы.

Нефтяные и газовые продукты могут быть излечены из скважины фонтанным, механизированным или же газлифтным способом добычи.

Так как в нашей республике фонтанный и газлифтный метод не используется, мы более подробно изучим механизированный способ эксплуатации скважин.

Данный способ бывает нескольких видов. Эксплуатация ШГН, ЭЦН или винтовым насосом. Выбор метода эксплуатации зависит от таких факторов как, например вязкость, обводненность, глубина скважины.

Эксплуатация с помощью штангового глубинного насоса(ШГН).

Чаще всего при добыче нефти и газа используют штанговые глубинные насосы. Они просты в конструкции , могут выкачивать большой объем жидкости и газа и довольно таки долговечны. Больше половины всех нефтяных скважин эксплуатируются ШГН.

Преимущества УШГН:

-высокий коэффициент полезного действия;

- проведение ремонта возможно прямо на промыслах;

- возможность применения в скважинах проявляющих песок, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидксти.

Недостатки:

- ограничена глубина спуска штанг;

- малая подача;

- не применим в наклонных и горизонтальных скважинах



Рисунок 7.1. Общая схема штанговой насосной установки.

Штанговая насосная установка состоит из скважинного насоса 2, бывают вставные и невставные, насосных штанг 4 насосно- компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске, сальникового уплотнения 6, полированного штока 7 подвешанного на траверсах 8, станка- качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Глубинный штанговый насос в простейшем виде состоит из движущегося вниз- вверх плунжера. Плунжер имеет нагнетательный клапан, который пропускает жидкость на верх , но не дает ей течь вниз. Второй клапан, всасывающий, это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра так же позволяет жидкости течь вверх, а не вниз. УШГН не предназначен для глубоких скважин, поэтому на больших глубинах используют УЭЦН.

Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Они приспособлены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси. Такое положение обусловлено их преимуществами (высокая производительность, большой диапазон подач, высокий напор и т.д.), которые реализуются в условиях потребности максимального отбора пластовой продукции из скважин и наблюдающегося на современном этапе увеличения обводненности месторождений. Тем не менее, имеются факторы, препятствующие более рациональной работе скважин, оборудованных УЭЦН. Факторов, которые влияют на работу УЭЦН, множество - начиная от устройства скважин до процессов, протекающих в стволе скважины и в пласте. Одним из основных осложняющих факторов при работе насосной установки является содержание в больших объемах затрубного газа.

На нефтедобывающих предприятиях с давление газа в затрубном пространстве борются перезапуском газа из затрубного пространства клапанами устройств, откачиванием газ при помощи компрессоров, применением диспергаторов,



1 - маслозаполненный электродвигатель ПЭД; 2 - звено гидрозащиты или протектор; 3 - приемную сетку насоса для забора жидкости; 4 - многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН; 5 - НКТ; 6 - бронированный трехжильный электрокабель; 7 - пояски для крепления кабеля к НКТ; 8 - устьевую арматуру; 9 - барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля; 10 - трансформатор или автотрансформатор; 11 - станцию управления с автоматикой; 12 - компенсатор

Рисунок 7.2. Общая схема установки погружного центробежного насоса.



а - центробежный насос; б - узел гидрозащиты; в - погружной электродвигатель; г - компенсатор.

Рисунок 7.3. Устройство погружного центробежного агрегата

многопластовый месторождение нефтяной скважина

В условиях высоковязкой нефти и большим содержанием мехпримесей применяют винтовые насосы.

Погружные винтовые насосы стали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос -- это насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Применение винтовых насосов особенно эффективно при откачке высоковязкой нефти. Схема их установки в скважине такая же, как и при применении ЭЦН.

а) ротор; б) статор; в) насос в сборе; 1- корпус насоса; 2- полость между ротором и статором.

Рисунок 7.4. глубинный винтовой насос.



Рисунок 7.5. Процентное распределение осложнений при эксплуатации нефтяных скважин.

Осложнения при эксплуатации нефтяных скважин в основном связаны с высоким содержанием мехпримесей, солей и воды, АСПО. Они могут привести к порче нефтедобывающего оборудования, а так же загрязняют скважины.

Методы борьбы с АСПО делят на 2 группы:

1- Профилактические методы, они основываются на предупреждении отложений. К ним относятся применение ингибиторов, футеровки НКТ, применение электронагревателей.

2- Методы удаления сформировавшихся отложений. Применение растворителей, пропарка НКТ при ремонте, использование механических скребков.

Методы борьбы с отложениями солей.

Для борьбы с отложениями солей применяют растворители и ингибиторы.

Борьба с высоким газовым фактором.

Для уменьшения газового фактора увеличивают глубину спуска насоса под динамический уровень, где возрастает давление и увеличивается растворимость газа в нефти. При эксплуатации электроцентробежным насосом из за газа происходит падение напора, подачи и КПД. По этому при содержании газа более 25% устанавливают газосепараторы.

Нагнетательные скважины.

Нагнетательная скважина- это скважина, которая используется для закачки воды, газа и теплоносителей в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления.

Оборудование нагнетательных скважин:

Наземное оборудование.

-нагнетательная арматура, которая устанавливается на верхний фланец колонной головки и состоит из трубной головки и нагнетательной елки

-насосные станции

Подземное оборудование

-насосно- компресорные трубы

-пакер

Колонная головка служит для жесткого соединения в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринятия усилия от их веса и передачу всей нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций.

Нагнетательная арматура обеспечивает герметизацию устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды,предназначена для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки.

Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых технологичеких операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения.

Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.

Рисунок 7.6. Трубная головка

Рисунок7.7 Схемы нагнетательных елок

В подземное оборудование входит колонна НКТ и пакер.

НКТ служит в основном для:

- подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа;

-подача в скважину жидкости или газа(осуществление технологических процессов, интенсификация добычи или подземного ремонта)

- подвески в скважину оборудования.

Пакеры служат для уплотнения кольцевого пространства и разделения отдельных горизонтов нефтяных и газовых скважин.

По принципу действия пакеры делятся:

- механические

-гидривлические

-гидромеханические

Осложнения при эксплуатации нагнетательных скважин является снижение приемистости.

Для улучшения приемистости применяют физико- химический метод воздействия и вибрационное воздействие на пласт.

8. Исследование скважин

Существует множество методов исследования скважин и технических средств для их осуществления, которые наиболее точно дают информацию об объекте разработки. Данные исследования показывают интенсивность и условия притока нефти, воды и газа в скважину, изменения, происходящие в пласте в процессе его разработки. Эта информация дает возможность правильно подобрать процесс разработки для того, чтобы добыча нефти была экономически оправдана, правильно выбрать оборудование для подъема жидкости на поверхность и коэффициент полезного действия этого оборудования был наиболее высоким и экономичным. По мере выработки запасов нефти условия в скважинах и нефтяных залежах изменяются. Давление пласта снижается, скважины обводняются, газовые факторы изменяются и по этому необходимо постоянно получать новую информацию о скважине и пласте. Наличие такой достоверной информации помогает правильно принять решение по осуществлению на скважинах или объекте разработки геолого-технических мероприятий.

Геофизические методы основаны на физических явлениях, которые происходят в горных породах и насыщающих их жидкостях, когда они взаимодействуют со скважинной жидкостью и при воздействии на них ультразвука или же радиоактивного искусственного облучения.

Геофизические исследования скважин - это различных видов каротажи, т.е. прослеживание изменения какой либо величины вдоль ствола скважины с помощью специального прибора спускаемого на электрокабеле, оснащенного соответствующей аппаратурой. К таки каротажам относятся:

1. Электрокаротаж- один из важнейших методов, который основан на дифференциациях горных пород и скважинной жидкости по удельному электрическому сопротивлению. Разновидности электрокаротажей- боковой каротаж(БК),индукционный каротаж(ИК), микрокаротаж, которые позволяют дифференцировать горные породы, находить отметку кровли и подошвы пористых и проницаемых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах

2. Радио активный каротаж- он основан на использовании естественно и искусственно вызванных радиоактивных процессов происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существует множество радиоактивных каратажей, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических элементов.

Разновидности РК:

-гамма-каротаж ГК, дает каротажную диаграмму по которой можно узнать интенсивность естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза.

- гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате.

Существующие две разновидности ГГК позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды.

Нейтронный каротаж (НК) основан на улавливании реакции потока нейтронов при взаимодействии с ядрами элементов горных пород.В приборе спускаемом в скважину, имеется источник быстрых нейтронов и индикатор который удален от источника примерно на 0,5 метров и изолированный перегородкой. Нейтронные каротажи бывают нескольких видов, например каротажи по тепловым и надтепловым нейтронам, которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях.

Акустический каротаж (АК).определяет упругие свойства горных пород. .В спускаемом аппарате имеются приемники которые принимают распространившиеся в окружающей среде упругие колебания. Акустическим каротажем можно определить скорость распространения амплитуду упругих колебаний.

В соответствии с этим можно выделить несколько модификаций АК: по скорости распространения упругих волн, по затуханию и для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

Есть такие виды каротажей, как кавернометрия. Каверномером измеряют фактический диаметр необсаженной скважиы и его изменения вдоль ствола.

Гидродинамические методы исследования скважин основаны на изучении притока жидкости и газа к скважине при установившихся и неустановившихся режимах ее работы.

Исследования при установившихся режимах дает важнейшую характеристику работы скважины- зависимость притока от забойного давления или положения динамического уровня. А при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводимость для более удаленных зон пласта.

Кривая восстановления давления.

Этот метод используется в фонтанирующих скважинах с высокими и устойчивыми дебитами. Проводится в остановленной скважине с закрытым устьем.

Параметры , определяемые по кривой восстановления давления

- Давление пласта

_ проницаемость

- пьезопроводимость

- коэффициент продуктивности на10 суток;

- радиус зоны исследования;

- время стабилизации режима;

Рисунок 8.1. забойное давление при КВД

Метод кривой восстановления уровня.

Применяется для скважин с низкими статическими уровнями. Проводится в остановившейся скважине с открытым устьем.

Параметры, определяемые по кривой восстановления уровня:

- дебит скважины;

- пластовое давление;

- коэффициент продуктивности.



Рисунок 8.2. Забойное давление при КВУ.

Рисунок 8.3. Дебит по кривой притока

9. Методы увеличения производительности скважин

Причинами снижения производительности скважин могут являться естественные факторы такие как высокая вязкость нефти, низкая проницаемость пород и маленькая толщина пласта, а так же могут быть искусственные факторы- это загрязнение призабойной зоны, глушение скважин раствором большой плотности, а так же глушение скважины холодным раствором- это может привести к образования асфальтосмолопарафинистым отложениям в призабойной зоне пласта.

Существуют следующие методы воздействия на призабойную зону:

1- Физико-химические: соляно- кислотная обработка, тепловая обработка, обработка поверхностно- активными веществами и осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом;

2- Механические: торпедирование, гидропескоструйная перфорация, гидравлический разрыв пласта;

3- Комбинированные: гидравлический разрыв пласта совместно с солянокислотной обработкой или гидропескоструйная обработка с солянокислотной обработкой;

4- Виброобработка;

5- Промывка пресной водой, закачка водных растворов полимеров;

Все способы воздействия на призабойную зону основаны на увеличении проницаемости не всего пласта , а только на участки вблизи забоев скважины. Но тем не менее они очень эффективны.

Солянокислотная обработка применяется для очистки забоя, призабойной зоны и насосно-компресорных труб от парофино- смолистых отложений и элементов коррозии, а так же для увеличения проницаемости пласта.

Соляно- кислотную обработку разделяют на несколько типов:

- кислотная ванна- предназначена для очистки открытых частей забоя и стенок скважины от цементной корки, глинистой корки и АСПО. Закачивают кислоту до забоя не продавливая в пласт. И выдерживают в интервале проработки 16- 24 ч. После этого отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции вымывают из скважины водой.

- простая кислотная обработка применяется с целью увеличения проницаемости пород. Сначала в скважину закачивают нефть или воду, затем при открытой затрубной задвижке закачивают кислоту так, что бы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. затем закрывают затрубную задвижку и под давлением закачивают оставшийся кислотный раствор в скважину. Оставшуюся в трубках кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.

Термохимические обработки- обработка скважины горячей соляной кислотой с магнием, очень эффективна от АСПО.

Под воздействием соляной кислоты в породах призабойной зоны скважины образуются пустоты, каверны, каналы разъединения, в следствии чего увеличивается проницаемость пород а следовательно и производительность нефтяных и приемистость нагнетательных скважин.

Гидравлический разрыв пласта еще один метот увеличения производительности скважин. Его суть заключается в создании трещин в пласте для обеспечения притока добываемой жидкости к забою скважины.

Технология осуществления ГРП включает в себя закачку в скважину мощными насосами жидкость разрыва (гель, иногда вода или кислота при кислотном ГРП)при давлении выше давления разрыва пласта. Для поддержания трещин в открытом состоянии как правило используют пропант.

Химические методы воздействия на пласт хорошо показали себя в карбонатных породах у которых слабая проницаемость. Их также успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы воздействия на пласт обычно применяют в пластах сложенных плотными породами с целью увеличения трещиноватости.

Тепловыми методами на пласт удаляют со стенок поровых каналов отложения парафина и смол .

10. Текущий и капитальный ремонт скважин

Подземный ремонт скважины заключается в выполнении мероприятий по предупреждению или устранению неполадок в подземной части или стволе скважины и в зависимости от цели, сложности и трудоемкости различают ремонт скважин текущий, капитальный и операции по повышению нефтеотдачи пластов

В эксплуатационную скважину на колонне труб спускают подземное оборудование предназначенное для подъема жидкости и газа на поверхность или наоборот ее нагнетания. А на устье скважины устанавливают эксплуатационное оборудование, которое соответствует технологическому процессу

Длительный режим работы нефтяных и газовых скважин приводит к тому, что их приходится ремонтировать. Это выражается в постепенном или резком снижении дебита, а иногда и вовсе в полном прекращении подачи жидкости. Это может быть как песчаная пробка, так и обрыв или отвинчивание насосных штанг или другие неполадки в работе скважины.

В скважинах ремонтные работы производят тремя основными методами доставки инструмента, приборов или реагентов(технологических материалов) к заданной зоне ствола скважины:

-на кабеле или канате

-путем закачки по межтрубному пространству или по НКТ.

-с помощью специально спускаемых труб.

Подземный ремонт скважины разделяют на текущий и капитальный.

К текущему ремонту относятся следующие работы:

-оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию

-оптимизация режима эксплуатации

-ремонт скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами

-ремонт скважин, оборудованных электроцентробежными насосами

- проверка подземного оборудования.

- планово-предупредительный ремонт.

- замена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН).

- смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот.

- очистка НКТ от парафина или солей.

- ремонт неисправностей в подземной части оборудования.

- подъем обычных НКТ и замена их на трубы с покрытием (остеклованные трубы).

- изменение глубины насоса и оборудования

- подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию.

- специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта.

- аварийные ремонты, такие как обрыв штанг, заклинивание плунжера, обрывы электрокабеля или скребковой проволоки .

-Очистка, промывка забоя

Все перечисленные работы выполняются бригадами подземного ремонта скважин.

К капитальному ремонту скважин относят такие ремонтные работы, для выполнения которых нужно привлекать более сложную технику, а иногда бывает и бурильные установки.

К КРС относят следующие работы:

- Ремонтно-изоляционные работы

-Устранение не герметичности эксплуатационной колонны.

-Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта.

-Переход на другие горизонты и приобщение пластов.

-Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей.

-Комплекс подземных работ, связанных с бурением.

-Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин.

-Консервация и расконсервация скважин.

- Ликвидация скважин.

При подземном ремонте скважин применяются эксплуатационные вышки или мачты, стационарные или передвижные, приспособленные для подвески талевой системы при помощи которой колонна труб или штанг поддерживается на весу при ремонтных работах, которые производятся на скважинах. Использование стационарных вышек не рентабельно, так как ремонт работы на скважинах проводятся всего лишь несколько дней в году, а в остальное время они стоят в бездействии. В таком случае разумно применять подъемники, несущие свои мачты. Их транспортной базой являются грузовые автомобили или тракторы.

1- автомобиль; 2- кабина машиниста; 3- лебедка; 4- телескопическая вышка; 5- кроноблок; 6- блок талевый; 7- вспомагательное подъемное устройство.

Рисунок 10.1. Самоходная подъемная установка.

Все работы в подземном ремонте скважин сопровождаются спуском и подъемом в скважину труб. И для этого применяют специальные инструменты и оборудование.

Элеваторы- предназначены для захвата труб под муфту и удержания колонны труб на весу.

1 - серьга; 2 - палец; 3 - шплинты; 4 - корпус; 5 - рукоятка; 6 - направляющая втулка; 7 - штырь; 8 - челюсть; 9 - направляющие; 10 - болт.

Рисунок 10.2. Элеватор типа ЭТА.

Вертлюг- применяется для помывки забоя, а так же при бурении.

Ловильные инструменты- применяются для ликвидации обрыва штанг или НКТ.

Спайдер- предназначен для автоматизации операций по захвату и удержанию и центрированию колонны труб при спускоподъемных операциях.



1 - гидроцилиндр; 2 - рукоятка; 3 -- рычаг; 4 - клиновая подвеска; 5 - створка; 6 - центратор; 7 - корпус

Рисунок 10.3. Спайдер СГ-32

1- редуктор зубчатый ;2- двухсекционный шестеренный гидромотор);3- гидрораспределитель; 4- рычаг управления меньшей секцией гидромотора;5- рычаг управления большей секцией гидромотора ;6- цилиндр подвески ;7- подвеска ;8- заслонка ;9- с клапаном давления ;

10- манометр;11- ротор в сборе с челюстями.

Рисунок 10.4. Гидроключ ГКШ 1500 МТ

11. Сбор и подготовка нефти, газа, воды

Продукция нефтяных скважин как правило являются нефть, газ , который добывается вместе с нефтью и пластовая вода. Их добывают тремя способами(фонтанным, газлифтным и насосным).После подъема жидкости на поверхность она попадает в систему сбора и подготовки продукции, где нефть, газ и вода разделяются друг от друга при воздействии на них давления, температуры и добавлении деэмульгаторов. Данная система представляет собой довольно сложный комплекс нефтепромыслового оборудования которая состоит из трубопроводов, по которым продукция движется до пункта назначения, запорно- регулирующей аппаратуры, замерных установок, сепараторов и резервуаров в которых хранится готовая продукция.

Специальной проектной организацией разрабатывается проект обустройства месторождения и в соответствии с ним формируется система сбора и подготовки нефти. Продукция, добываемая из скважины, состоит из смеси нефти, газа и воды и практически ни когда не состоит из чистой нефти. По этому одной из самых важнейших задач сбора и подготовки нефти является разделение нефти, газа и воды друг от друга, другими словами - сепарация.



Рисунок 11.1 Схема сбора и подготовки нефти, газа и воды

Рисунок 11.2 Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки добываемой продукции нефтегазодобывающим предприятием (НГДУ)

Добываемая продукция со скважины- 1 по общему трубопроводу попадает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2. В нее, как правило, добавляют какой ни будь реагент, а если вязкость нефть высокая или при высокой температуре(сопоставимой с окружающей средой) теряет свою текучесть, то в таком случае ее нагревают в печи 4. Далее она поступает в газожидкостную сепарационную установку где происходит первая ступень дегазации 5 и на установку подготовки нефти (УПН) в сепаратор второй ступени 6. После проведения вышеизложенных операций водонефтяная смесь поступает в деэмульсационную установку 7, где нефть обезвоживают и обессоливают, а затем она поступает в стабилизационную установку 8. Количество и качество товарной нефти перед сдачей ее в товарный парк определяют в технологическом блоке 9. Если после первой обработки ,нефть по тем или иным причинам, не соответствует заданным параметрам товарной нефти, то она автоматически направляется на повторную обработку и проходит все циклы заново.

Газ который выделился из нефти при обработки нефти в установках 5, 6, 8 обрабатывается и подается на компрессорную станцию 10 а после на газоперерабатывающий завод(ГПЗ). Дренажная вода после того ,как прошла обработку в деэмульсационной установки 7, попадает в установку очистки нефтепромысловых сточных вод 11, где подготавливается для дальнейшего применения ее в системе поддержания пластового давления (ППД) и направляется на кустовые насосные станции (КНС) 14, оттуда в нагнетательные скважины месторождения 15. На КНС ,через очистные сооружения 13 подается также пресная вода с водозаборных устройств 12 . В случае , если поток добывающих скважин не имеет достаточной избыточной энергии для транспортировки продукции к пунктам сбора и подготовки, в схему добавляют промежуточные дожимные насосные станции (ДНС) на которые поступает продукция из нескольких групповых замерных установок (ГЗУ).

Основные элементы системы сбора и подготовки нефти на промыслах:

- эксплуатационные скважины (добывающие, нагнетательные и др.),

- групповые замерные установки (ГЗУ),

- дозаторные установки,

- путевые нагреватели (печи электрические, газовые),

- сепараторы газа,

- дожимные насосные станции (ДНС),

- установки подготовки нефти,

- очистные сооружения для очистки промысловых вод,

- резервуарные парки,

-компрессорные станции,

- системы улавливания паров нефти (УЛФ),

- блоки очистки газа от сероводорода,

- головные сооружения,

- система ППД (поддержание пластового давления).

Групповые замерные установки(ГЗУ) - служат для замера и регистрации дебитов скважины, контроль режимов эксплуатации сважины и автоматическую блокировку скважины при аварийном состоянии.

Дозаторные установки- служат для ввода в скважину химических реагентов, деэмульгаторов, ингибиторов коррозии.

Путевые нагреватели нагревают скважинную продукцию, что способствует снижению вязкости и повышению текучести, а так же улучшению процесса сепарации газа.

Дожимные насосные станции(ДНС) в зависимости от режима работы обеспечивают:

- смешанную транспортировку нефти, газа и воды на другие объекты

- раздельную транспортировку части газа на газоперерабатывающий завод и частично газированную нефть и воду на объекты подготовки.

- сброс, очистку и перекачку пластовой воды на кустовые станции.

Сепараторы газа- аппарат для отделения нефти от газа.

Сепарация, как правило, происходит в несколько стадий. На каждой стадии могут использоваться различные типы сепараторов.

Сепараторы делятся:

а) По принципу действия

-центробежные

-гравитационные

б) по конструкции

-горизонтальные

-вертикальные

-сферические

Установка подготовки нефти(УПН) - обеспечивает обессоливание, обезвоживание и стабилизацию нефти, а также снижает содержание в ней механических примесей до нормального уровня.

Обезвоживание -разрушение водяной эмульсии, которая образуется при подъеме жидкости из скважины и ее транспортировке.

включает следующие стадии:

-применение поверхностно-активных веществ и тепловую обработку, за счет чего происходит разрушение бронирующих оболочек на каплях воды;

-слияние капель для их укрупнения;

-разделение фаз;

Обессоливание производят добавлением пресной воды, для удаления солей, и повторным обезвоживанием.

Стабилизация - удаление легких фракций с целью уменьшения потерь во время транспортировки.

12.Промышленная безопасность

Промышленной безопасностью опасных производственных объектов (ОПО)называется состояние защищенности жизненно важных потребностей личностей и общества от аварии на опасном производственном объекте и возможных последствий этих аварий.

Основной целью промышленной безопасности можно выделить минимизацию последствий аварий на опасных производственных объектах.

К основным видам деятельности применяемых в области промышленной безопасности объектов относятся:

- проектирование, эксплуатация, строительство, капитальный ремонт, реконструкция и ликвидация опасного производственного объекта;

- изготовление, монтаж, ремонт и обслуживание технических средств применяемых на ОПО;

- проведение экспертизы промышленной безопасности;

Охрана труда -- это система сохранения жизни и здоровья работников процессе трудовой деятельности, которая включает в себя правовые, организационно-технические,лечебно- профилактические, социально-экономические, санитарно-гигиенические, реабилитационные и другие мероприятия.

Задачи охраны труда - это минимизация вероятности поражения или заболевания работающего с одновременным обеспечением комфорта при максимальной производительности труда

Вредный производственный фактор -фактор, при воздействии которого рабочие подвергаются заболеванию .

А опасный производственный фактор - это , в свою очередь, такой фактор, при воздействии которого рабочие подвергаются травме от электрического тока, высоты, взрывов , огня или же движущихся предметов.

Вредными веществами в нефтегазодобывающих предприятиях выделяют попутные и природные газы, конденсаты, нефти и нефтепродукты. Сероводород также является газом, не имеющим цвета, сильный яд, попадающий в организм рабочих через дыхательные пути и кожные покровы.

...