Организация и планирование производственных работ при оптимизации применения УЭЦН при эксплуатации скважин зимнего месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ АО

ГБПОУ АО «Астраханский государственный политехнический колледж»

Организация и планирование производственных работ при оптимизации применения УЭЦН при эксплуатации скважин зимнего месторождения

Курсовой проект

КП 21.02.01. 24515.МДК 03.01.ПЗ.22

Выполнил:

ст. гр. РЭМ - 443

Кумаров Е. К.

Проверил:

Гришанов Д. В.



Введение

Применение насосного оборудования имеет ряд преимуществ и, в первую очередь, это возможность снижения забойного давления и тем самым повышения дебита и рентабельности скважин.

На территории Западной Сибири наиболее распространённым способом эксплуатации скважин является применение установок электроцентробежных насосов. Его доля составляет порядка 40% скважин региона, а на некоторых месторождениях данным видом насосов оборудовано более 90% скважин.

УЭЦН могут работать в диапазоне дебитов от 10 до 1000 мі/сут и достигать напора до 2500 м. При этом для дебита более 80 мі/сут ЭЦН имеют самый высокий коэффициент полезного действия среди всех способов эксплуатации.

При этом помимо выбора вида насоса важно уделять внимание оптимальным параметрам работы.

В случае некорректно подобранного способа эксплуатации существенно снижается КПД, возможны потери продуктивности, аварии, сокращение межремонтного периода.

Ключевыми факторами при определении режима эксплуатации являются:

Пластовое давление;

Целевое значение забойного давления (депрессии);

Обводненность;

Коэффициент продуктивности;

Газовый фактор;

Линейное давление.

В данной работе проанализированы теоретические аспекты эксплуатации скважин механизированным фондом, изучен опыт применения насосного оборудования на Зимнем месторождении, а также на примере Зимнего месторождения разобраны возможные проблемы и потенциальные способы их решения.

Объектом исследования является эксплуатация установок электроцентробежных насосов на месторождениях Западной Сибири.

Практическая значимость результатов ВКР заключается в возможности повышения МРП и тем самым снижения операционных затрат на добычу. Это крайне актуально, с учетом того, что более 90% скважин в Западной Сибири эксплуатируются при помощи ЭЦН и многие месторождения находятся на поздней стадии разработки, а следовательно, основным способом оптимизации является сокращение операционных затрат.

Цель работы - поиск способов оптимизации работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, на месторождениях Западной Сибири.

Актуальность работы - больше 80% скважин Западной Сибири оборудованы установками электроцентробежных насосов. Многие из них эксплуатируются длительное время и находятся на поздних стадиях разработки, что осложняет процесс добычи нефти. Повышение эффективности эксплуатации скважин оборудованных установками электроцентробежных насосов потенциально позволит повысить эффективность более чем 80% месторождений.

Задачи исследования:

Изучение объекта исследования - теоретических основ, состава установки, оптимальных параметров работы.

Изучение опыта эксплуатации месторождений Западной Сибири УЭЦН, выделение основных проблем и путей их решения.

Проведение расчетов по повышению эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, на месторождениях Западной Сибири.

Глава 1. Общие сведения о месторождении Зимнем

1.1 Географо-экономическая характеристика

Территория Зимнего месторождения расположена на границе Ханты Мансийского автономного округа и Уватского района Тюменской области.

В административном отношении Зимнее месторождение относится к Уватскому району Тюменской области и Кондинскому району Ханты-Мансийского автономного округа. Месторождение находится в 53 км севернее районного центра Уват. Административный центр Кондинского района п. Кондинский расположен в 85 км к западу от месторождения. Ближайшими населенными пунктами являются: п. Демьянское (12 км юго-восточнее), г. Болчары (15 км севернее), г. Мурза (15.5 км восточнее). Населенных пунктов на территории месторождения нет. Обзорная карта района работ представлена на рисунке 1.

В физико-географическом отношении Зимнее месторождение находится в среднетаежной зоне Западно-Сибирской равнины, в междуречье Иртыша и Конды. Территория района представляет собой плоско-волнистую озерно-аллювиальную заболоченную и заозеренную равнину. Рельеф слаборасчлененный и слабодренированный, преобладающие абсолютные отметки в границах района - 30-48 м.

Ближайшими месторождениями являются: Ендырское (17.5 км северо-восточнее), Заозерное (51 км северо-западнее), Северо-Вайское (30 км западнее).

С запада на восток месторождение пересекает трасса нефтепровода Демьянская 1 - Кедровая, которая соединяется на западе с нефтепроводом Кедровая - Ильечевская, а на востоке с трассой нефтепровода Демьянская 1 - Уват.

Ближайшие аэропорты находятся в г. Тобольске и пос. Уват. В летний период (июнь-июль) используются вертолеты (для доставки небольшого оборудования, рабочих вахт).

Основными отраслями хозяйства района работ являются нефтедобывающая промышленность и геологоразведочные работы на нефть и газ. Хорошо развиты охота, рыболовство, лесозаготовки. Сельское хозяйство в районе развито слабо.

Коренное население района - ханты, манси. Их доля составляет около 3,3% от общего населения. Среди миграционного населения преобладают русские, украинцы, татары.

Климатические особенности территории определяются ее географическим положением. Среднегодовая температура отрицательная -5єС. Средняя температура самого холодного месяца (января) -22єС, а самого жаркого (июля) +16єС. Абсолютный минимум температуры составляет -52єС, абсолютный максимум +35єС. Годовая сумма осадков составляет 551 мм, при этом подавляющее количество - до 397 мм - выпадает в теплый период (с апреля по октябрь).

Преобладающее направление ветров в течение всего года юго-западное и южное. Средняя годовая скорость ветра составляет 3,0 м/сек, за январь - 3,0 м/сек, за июль - 3,2 м/сек.

Снежный покров образуется 22 октября, сход снега 6 мая. Продолжительность снежного покрова 195 дней. При средней высоте снежного покрова на открытых местах 62 см, его распределение крайне неравномерно, в понижениях рельефа снежный покров может достигать 120-130 см.

По геокриологическим условиям на рассматриваемой территории многолетнемерзлые породы отсутствуют.

Рассматриваемая территория Зимнего месторождения находится в пределах Среднеобской низменности и представляет собой волнистую, слабо расчлененную озерно-аллювиальную равнину с большим количеством рек, озер, болот. Абсолютные отметки рельефа составляют - 27-44 м

Рисунок 1 - Обзорная карта района работ территории Зимнего месторождения.

электроцентробежный насос месторождение

1.2 Геолого-геофизическая изученность

Изучение территории Зимнего месторождения геолого-геофизическими методами началось в 50-х годах. В пределах участка были проведены следующие геолого-геофизические исследования:

1. До 1951 года в западной части Западносибирской низменности проводились исследования, в основном, по отдельным маршрутам, приуроченным к речной системе.

2. В 1955 году проводилась аэромагнитная съемка масштаба 1:200000 (37/55 Большаков В.В., Загороднов А.М., 66/56 Гусев Ю.М., Шматалюк Г.Ф.).

3. В 1956-1957 гг. проводилась гравиметрическая съемка масштаба 1:1000000.

4. В 1957-1958 гг. проводились электроразведочные работы методом теллурических токов. С середины 50-х годов на исследуемой территории проводились маршрутные и площадные сейсмические исследования МОВ. Эти работы характеризуются невысоким качеством и дают лишь самые общие представления о геологическом строении фундамента и мезозойской толщи.

В ходе работ СП 9/67-68 (Коржевич А.И.) были выявлены Иртышская, Ендырская и Зимняя положительные локальные структуры. Региональными работами СП 12/84-87 выявлен ряд перегибов, осложняющих Верхнесалымское купольное поднятие и Нижнедемьянскую котловину. Породы доюрского основания, юрские и нижнемеловые отложения разделены на несколько сейсмостратиграфических комплексов. Отложения неокома расчленены на ряд комплексов, намечено положение кромки палеошельфа на отдельных этапах формирования неокомского разреза и протрассирована осевая часть позднемелового бассейна, а также определены границы выклинивания нижнеюрских, среднеюрских толщ.

В 1993-94 гг. сейсморазведочными работами МОГТ масштаба 1:50000 (сп 88/93-94, Новик И.К., Шевченко В.П.) была изучена значительная часть Зимнего участка, включающая центральную, западную и юго-западную территорию. В результате было уточнено строение Зимней-2, выявлены Усть-Демьянское и Северо-Тюмское поднятия, выделены зоны развития песчаных фаций пласта Ю2.

В 1994-1998 гг. сейсморазведочные работы в пределах Зимнего поднятия были продолжены (сп 12/94-95, сп 70/94-95, сп 90/97-98). Они были направлены на изучение структурного плана и картирование границ развития песчаных фаций пластов группы АС, что позволило уточнить контуры нефтеносности пласта АС102 в 2002 году, с учетом данных бурения.

В 2008-2009 гг. рекомендовано проведение сейсморазведочных работ 3Д в объеме 200 км2.

Таким образом, в результате исследований было проведено тектоническое районирование территории, установлена стратиграфия и изучен литолого-петрографический состав осадочного чехла, выделены перспективные на нефть комплексы, открыты и разведаны нефтяные месторождения.

1.3 Тектоника

Западносибирская плита представляет собой молодой комплекс земной коры в виде огромной зоны прогибания, в котором выделено три структурных этажа (снизу вверх): складчатый палеозойско-допалеозойский, параплатформенный (промежуточный) и осадочный мезозойско-кайнозойский. Толщина осадочного чехла возрастает от районов обрамления впадины к центру до 8-9 км, залегающего несогласно на гетерогенном фундаменте. В региональном тектоническом плане Зимнее месторождение, согласно тектонической карте центральной части Западносибирской плиты, расположено во Фроловской мегавпадине на Зимнем валу (рисунок 3).

Рисунок 3 - Тектоническая карта центральной части Западносибирской плиты (под редакцией В.И. Шпильмана 1998 г.).

Выделяется два структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж складчатый фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, в период геосинклинального развития региона. Территория находится в пределах Уватского блока (байкальский складчатый комплекс), сложенного здесь преимущественно базальтами и вулканогенными породами основного состава.

Верхний структурно-тектонический этаж сложен толщей мезозойских и кайнозойских образований, отложившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Характеризуется слабой дислоцированностью и отсутствием метаморфизма пород.

Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует парагеосинклинальному этапу развития плиты в пермско-триасовое время. Предполагается, что в этот период происходило накопление осадков в наиболее погруженных частях фундамента. Отложения этого возраста в пределах месторождения не установлены.

Согласно "Тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западносибирской геосинеклизы" (Бочкарев В.С., Боярских Г.К., 1990 г), Зимнее месторождение находится в пределах Варламовского малого вала (структура II порядка), вытянутого субмеридионально и осложняющего юго-западную часть Ханты-мансийской впадины. К западу от него выделяется Северо-Тюмский малый прогиб, а к востоку Северо-Алымский малый прогиб.

В пределах территории с учетом сейсморазведочных и тематических работ выявлены в настоящее время положительные структуры III и IV порядка: Зимняя I, Зимняя II, Малозимняя, Южно-Зимняя, Мало-Тюмская, северная часть Северо-Тюмской, Усть-Демьянская.

Структуры Зимняя I, Зимняя II и Малозимняя входят в контур нефтеносности пласта АС102 Зимнего месторождения. Структуры Зимняя I, Зимняя II относятся к разряду подготовленных, а остальные - к выявленным.



1.4 Нефтегазоносность

Зимнее нефтяное месторождение входит во Фроловскую нефтегазоносную область, Уватский нефтегазоносный район (рисунок 4). Он расположен частично на территории ХМАО. На его территории выделяется 2 вала: Ендырский и Зимний, осложняющие Ханты-Мансийскую впадину. В районе открыто 6 месторождений нефти.

Особенностью осадочного чехла является:

1) - развитие верхней и частично средней юры только в глинистых фациях;

2) - неповсеместное развитие нижнеюрских отложений;

3) - в неокомских отложениях прослеживаются клиноформы, связанные с формированием пластов АС12, АС11, АС10.

Основной продуктивный комплекс-неокомский - клиноформный, в нем открыты залежи в пластах АС12, АС11, АС10. Мощность осадочного чехла 3,1-3,3 км, этаж нефтеносности около 500 м, глубина залегания залежей 2350-2800 м. Продуктивные пласты имеют сложное строение, неоднородны, преобладают коллекторы Vкласса. Залежи малодебитные. Нефти средней плотности, мало- и среднесернистые, мало-, среднепарафинистые.

Доюрский нефтегазоносный комплекс

Образования фундамента подразделяются на два структурно-тектонических этажа: нижний - собственно складчатый фундамент, сложенный породами, прошедшими геосинклинальный этап развития, и верхний, сложенный эффузивными и эффузивно-осадочными породами, накопившимися в условиях параплатформенного режима.

Гетерогенный доюрский фундамент в данном районе и на соседних площадях мало изучен и требует дальнейшего исследования.



Рисунок 4 - Выкопировка из схемы нефтегазогеологического районирования (2003 г.)

Прогнозные резервуары приурочены преимущественно к кремнисто-карбонатным (чаще всего рифогенным) отложениям палеозоя. Типы коллекторов в отложениях палеозоя трещинно-порово-кавернозные и порово-трещинные, особенно в очагах тектонической нарушенности и метасоматической доломитизации органогенно-обломочных известняков и вторичных доломитов.

В разрезе мезозоя по результатам комплексного анализа результатов пробуренных скважин соседних площадей и особенностей волновой картины на временных разрезах выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: нижнеюрский, среднеюрский, верхнеюрский, неокомский (в т. ч. ачимовский) и апт-альб-сеноманский. Комплексы отделены друг от друга глинистыми покрышками различной значимости и протяженности.

Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс

Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс залегает в основании платформенного чехла и представлен породами прибрежно-морского и морского генезиса, объединенного в шеркалинскую свиту.

Коллекторы нижней юры, перспективность которых связана с базальными пластами Ю10-11, формировались в условиях мелководно-морского замкнутого бассейна с изрезанной береговой линией.

Промышленная продуктивность рассматриваемых отложений установлена в Красноленинском районе (Талинское месторождение), где нефтеносными являются пласты Ю10-Ю11шеркалинской свиты. Признаки нефтегазоносности отмечены на Северо-Демьянской (скв. 7 и 11) и Демьянской (скв. 20) площадях, где шеркалинскаясвита испытывалась совместно с тюменской свитой, открытым забоем, при этом был получен приток нефти с водой дебитом от 0,7 до 0,94 м3/сут. На склонах поднятий нижнеюрские отложения выпадают из разреза за счет последовательного выклинивания нижних горизонтов, в результате чего формируются ловушки выклинивания, или стратиграфические ловушки, ограниченные размывом снизу. Ловушки такого (Талинского) типа очень характерны для юрских отложений - шнурковые, полосовидные, козырьковые литологические и структурно-литологические.

Перспективными являются и отложения пластов Ю10-11 на опущенных участках, которые оставались замкнутыми ловушками не только в юрское время, но и в течение всего юрско-палеогенового периода. На этих поднятиях ожидается открытие залежей структурного типа, но, возможно, осложненных как литологическими, так и тектоническими экранами.

Отложения пласта Ю10 распространены значительно шире пластов Ю11. Верхняя часть пласта Ю10 и перекрывающие её аргиллиты радомской пачки формировались в условиях кратковременной трансгрессии моря с севера.

Обычно к нижнеюрским отложениям могут быть приурочены зоны постседиментационного разуплотнения пород с улучшенными ФЭС, которые могут служить ловушками углеводородов.

Таким образом, нефтегазоносность нижнеюрского комплекса, на рассматриваемой территории, вероятнее всего, связывается со структурно-стратиграфическими ловушками, вместе с тем не исключена возможность их обнаружения в ловушках структурного типа.

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс представлен, в основном, континентальными, реже мелководно-морскими отложениями тюменской свиты, коллекторы которой фациально не выдержаны и отличаются резкой литологической изменчивостью.

Нефтепоисковый интерес представляют пласты Ю2-4, приуроченные к кровле комплекса. Промышленнаянефтегазоносность пластов Ю2-4 доказана на Вареягском, Северо-Вайском, Северо-Демьянском, Кальчинском, Радонежском, Пихтовом месторождениях.

На Северо-Демьянском месторождении открыто две залежи нефти в пластах Ю2-4 на глубинах 2900-2950 м. Залежь нефти пласта Ю2-4 низкодебитная. Максимальный приток нефти пласта Ю2-4-3,3 м3/сут на 2 мм штуцере в скважине №3. В других скважинах притоки нефти не превышают 0,1-1,0 м3/сут. Коллекторы представлены тонким переслаиванием песчано-алевритовых и углисто-глинистых пород, с открытой пористостью от 3,3 до 15,1%, проницаемостью от 0,04 до 0,266 мД.

На Кальчинском месторождении залежь пласта Ю3-4 находится в промышленной эксплуатации, дебиты нефти составляют 27,6 м3/сут на 6 мм штуцере (скв. 61).

На Северо-Вайском месторождении при испытании скважины № 38 из отложений пласта Ю2-4 в интервале 2772-2790 м получен непереливающий приток нефти дебитом 6,23 м3/сут при СДУ=2100 м.

На Пограничном участке в скважине № 4 из пласта Ю3 и при совместном испытании из пласта Ю2-3 получены притоки нефти дебитами соответственно, 7,0 м3/сут при СДУ=1035 м и 14,6 м3/сут при СДУ= 989 м.

В связи с открытием нефтяных залежей на соседних месторождениях перспективность структурных ловушек значительно повышается, для опоискования которых и проектируются поисково-оценочные скважины.

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс

Комплекс связан с пластом Ю0баженовской свиты, продуктивность которой установлена на Ендырской площади, где при испытании скважины №9 получен приток нефти дебитом 5,6 м3/сут при СДУ=1006 м. Потенциально продуктивными эти отложения являются и на Северо-Демьянской площади, что основывается на данных интерпретации ГИС, кернового материала и испытания скважины №8-Р, в которой при испытании отложений баженовской свиты получен приток нефти дебитом 3,2 м3/сут на штуцере 2 мм.

Непромышленный приток нефти получен на Среднедемьянской площади, в пределах Уватской зоны, где при испытании скважины №10 среднесуточный дебит нефти составил 0,35 м3/сут при СДУ=1328 м.

На Радонежском месторождении открыта залежь нефти в пласте Ю0, где при испытании интервала 2760-2783 м из отложений пласта Ю0 получен приток нефти дебитом 24,5 м3/сут при СДУ=830 м.

Неокомский нефтегазоносный комплекс

Основные перспективы нефтегазоносности следует связывать с неокомскими отложениями. В их основании залегает ачимовская толща (низы ахской свиты), промышленная нефтегазоносность которой установлена на Кальчинском и Северо-Кальчинском месторождениях, а нефтепроявления отмечены на всех сопредельных площадях. Ачимовская толща на Северо-Демьянской площади представлена переслаиванием песчаников мелкозернистых, известковистых, крепкосцементированных, с алевролитами и аргиллитами. В скважине №2 маломощные песчаные прослои ачимовской толщи вскрыты в интервале 2729-2838 м. Из интервала 2818,4-2837,7 м поднято 4,7 м песчаников с запахом нефти. Этот интервал был испытан совместно с отложениями баженовской и абалакской свит, где был получен приток слаборазгазированного фильтрата с пленкой нефти дебитом 0,96 м3/сут. На Кальчинском месторождении также установлена нефтеносность ачимовской толщи, где выделяются несколько самостоятельных пластов (линз) в интервалах глубин 2500-2750 м. Это сложно построенная толща осадков ачимовской толщи и ее мощность изменяется в широких пределах от 160 м до полного отсутствия в погруженных участках. Эффективная толщина отдельных пластов достигает 26,8 м. Средняя пористость коллекторов составляет - 17,6%, проницаемость - 9,0 мД, нефтенасыщенность - 53%.

На Северо-Кальчинской площади в скважине №52 из отложений ачимовской толщи поднят нефтенасыщенный керн и при испытании интервала 2707-2714 м получено около 200 л нефти. Ачимовские отложения на участке работ перспективны для поисков залежей углеводородов пластово-сводового и структурно-литологического типа. На Зимнем месторождении продуктивным является пласт АС102 (АС11), в разрезе которого выявлен литологически экранированный резервуар, характеризующийся невысокими эффективными толщинами коллекторов. При испытании отложений пласта в скважине №6 был получен фонтанирующий приток нефти дебитом 5,2 м3/сут на 2 мм штуцере.

К пластам АС9-АС12 приурочены залежи нефти на Кондинской группе месторождений, Чапровском, Западно-Эргинском и Приобском месторождениях структурно-литологического и литологическиэ кранированного типа.

В шельфовом пласте АС10 на территории Пограничного участка открыта нефтяная залежь.



Глава 2. Технологический раздел

2.1 Организация добычи нефти и газа

Норма производственного запаса -- это плановое количество материальных ресурсов, находящееся в производственных объединениях и обеспечивающее бесперебойное и ритмичное протекание производственных процессов в добыче нефти и газа, при бурении скважин, обустройстве нефтяных месторождений и выполнении других работ,-связанных с разработкой и эксплуатацией нефтяных и газовых месторождений и площадей. ?

Перечисленные выше процессы, представляющие собой отдельные фазы производственного цикла в добыче нефти и газа, увязываются в своеобразную поточную линию. Важную роль в этом непрерывном потоке играет процесс внутрипромыслового трубопроводного транспорта". ?

Практика показывает, что одним из важнейших направлений повышения эффективности всего комплекса основных и вспомогательных процессов в добыче нефти и газа является прежде всего специализация отдельных структурных подразделений на выполнении однородных или близких по своему содержанию работ и укрупнению таких структурных подразделений в рамках производственных объединений. ?

От каждой из перечисленных групп основных фондов по-разному зависит производственный процесс и его результаты. Наиболее важны из перечисленных групп машины и оборудование, передаточные устройства, а в добыче нефти и газа и сооружения. Их принято называть активной частью основных фондов, так как от их работы непосредственно зависит выпуск целевой продукции.

Доля этой активной части основных фондов в добыче нефти и газа составляет 12,7% и 15,3%, а в переработке нефти -- более 40 % и в бурении -- 75,5 % вследствие относительно более низкой стоимости сооружений. Поэтому в добыче нефти и газа необходимо постоянно изыскивать возможности снижения потребности в нефтяных и газовых скважинах путем дальнейшей рационализации и интенсификации разработки нефтяных и газовых месторождений, внедрения совместно-раздельной эксплуатации одной скважиной нескольких нефтяных или газовых горизонтов, механизации и автоматизации производственных процессов и транспортных операций на промыслах.

2.2 Организация процесса транспортирования, хранения и сбыта нефти и нефтепродуктов

Важнейшая особенность предприятий транспортирования, хранения и сбыта нефти -- их органическая связь с нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей промышленностью, с одной стороны, и потребителями, с другой стороны.

Поставка нефти на переработку производится преимущественно по нефтепроводам, и только незначительная часть поставляется в железнодорожных цистернах.

На нефтепроводах основной производственный процесс обеспечивает транспортирование нефти из района добычи на нефтеперерабатывающие заводы, на железнодорожные, речные и морские пункты налива, а также на экспорт.

В зависимости от организационной сложности производствен-ный процесс по транспортированию нефти может включать сле-дующие рабочие процессы: подготовку трубопровода к перекач-ке нефти, запуск агрегатов, контроль за перекачкой.

Производственный процесс на нефтебазах состоит из следующих рабочих процессов: прием нефтегрузов, внутрибазовые перекачки продукции, контроль за хранением, зачистка резервуаров, выдача нефтепродуктов.

Нефтепродуктопроводы подразделяются на следующие основные группы.

1. Магистральные трубопроводы -- самостоятельные хозрасчетные предприятия. Они предназначаются для перекачки нефти из районов добычи на нефтеперерабатывающие заводы, железнодорожные, речные и морские пункты налива, а также для транспортирования нефтепродуктов из районов их производства (с НПЗ) в районы потребления (до наливных станций или перевалочных нефтебаз).

2. Трубопроводы внутрихозяйственного назначения. К этой группе относятся коммуникации нефтепромыслов, нефтеперерабатывающих заводов, нефтебаз, потребителей и автозаправочных станций.

3. Трубопроводы местного значения. Сюда относятся подводящие нефтепромысловые трубопроводы небольшой протяженности, предназначенные для подвода нефти от нефтепромыслов к головным сооружениям магистральных нефтепроводов и к нефтебазам.

К основным резервам повышения эффективности процесса транспорта, хранения, сбыта нефти и нефтепродуктов относятся прежде всего:

увеличение объемов транспортирования нефтепродуктов по трубопроводам;

более широкое использование трубопроводов больших диаметров;

современное определение действительной потребности в нефти и нефтепродуктах предприятий и организаций народного хозяйства;

выявление всех возможных источников покрытия указанной потребности и своевременное распределение ресурсов по отраслям и отдельным предприятиям;

повышение эффективности транспортно-экономических связей по нефти и нефтепродуктам путем рационального прикрепления потребителей поставщикам, разработка оптимальных планов нефтеснабжения с широким применением математических методов и электронно-вычислительной техники;

создание автоматизированной системы управления нефтеснабжением;

рациональное использование основных фондов, ускорение оборачиваемости нефтетоваров в системе транспорта и хранения, сохранение высокого качества реализуемой продукции и снижение ее потерь до минимума.

2.3 Организация процесса транспортировки газа

Природные газы, добываемые на месторождениях России, транспор-тируются на большие расстояния до потребителей по магистральным газо-проводам, пересекающим различные природно-климатические зоны. В свя-зи с этим особое значение приобретают вопросы качественной подготовки добываемого углеводородного сырья к транспортировке. Природные газы должны отвечать требованиям, определяющим их транспортную кондици-онность. Эти требования установлены отраслевым стандартом ОСТ 51.40-83.

Точка росы по воде и тяжелым углеводородам при давлении 55 кгс/см2 должна быть:

зимой (I.X - 30.IV) - 20 °С; летом (I.Y - 30. IX) -10 °С.

2. Содержание механических примесей в 1000 м3 газа должно быть не более 1,0 гр.

3. Содержание сероводорода в 1000 м3 газа должно быть не более 2,0 гр.

4. Содержание кислорода по весу газа должно быть не более 1,0 %. Кроме газа продукцией газоконденсатного месторождения является

сырой конденсат. Под сырым конденсатом подразумевают углеводороды в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компо-нентами (,, С3Н8, С4Н10) при Р=0,1 МПа и t=20 °C. Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов . Из конденсата получают бензин, дизельное топливо, растворители. Поэтому он подлежит отделению при подготовке газа как ценнейшее сырье.

В зависимости от состава и объема добываемой продукции, термоди-намических условий поступления ее на установки подготовки газа, требо-ваний потребителя к качеству газа и конденсата на месторождениях при-меняют в основном три способа обработки газа:

низкотемпературную сепарацию (НТС);

абсорбцию (жидкостная осушка);

адсорбцию (осушка твердым сорбентом).

Могут осуществляться также комбинированные способы разделения газов путем сочетания сорбционных методов с предварительным охлажде-нием газа и сорбента.

При подготовке газа к дальнему транспорту применяются несколько разновидностей технологических установок, основными из которых явля-ются:

установки низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом за счет редуцирования газа высокого давления и предвари-тельного охлаждения газа в теплообменниках;

установки низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом в специальных холодильных машинах;

установки абсорбционной (гликолевой) осушки газа;

установки адсорбционной осушки газа твердым сорбентом;

установки с рециркуляцией обезжиренного газа, применяемые для максимального извлечения конденсата (сайклинг-процесс).

На чисто газовых месторождениях применяются абсорбционные и ад-сорбционные установки. Они дают точку росы до минус 25° С и ниже. На газоконденсатных месторождениях с содержанием конденсата 100 г/м3 применяются НТС с собственным холодом. На газоконденсатных место-рождениях с содержанием конденсата более 100 г/м3. применяют НТД-низкотемпературную абсорбцию. Сорбентом используют углеводородные жидкости. Окончательный выбор способа подготовки газа осуществляется на основании технико-экономических расчетов.

2.4 Оборудование ЭЦН

Погружной агрегат включает в себя многоступенчатый электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ. Электроэнергия от промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по кабелю подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал электроцентробежного насоса через шпоночные соединения и приводит в движение вал электроцентробежного насоса. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после простоя и предотвращающий обратное вращение ротора электродвигателя под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках, а также для определения герметичности колонны НКТ, над обратным клапаном - спускной (сбивной) клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме и для облегчения глушения скважины.

В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на четыре условные группы: 5; 5А; 6; 6А с диаметрами соответственно 92, 103, 114 и 140,5 мм. Откуда следует, что соответствующие группы насосов необходимо применять в скважинах с внутренним диаметром эксплуатационной колонны соответсвенно не менее 121,7; 130; 144,3; 148,3 мм.

Установки имеют следующие исполнения:

обычное;

коррозионностойкое;

износостойкое;

термостойкое.

Установки погружных ЭЦН предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, со следующими характеристиками:

максимальное содержание попутной воды - 99%;

максимальная плотность жидкости - 1400 кг/м3;

максимальная массовая концентрация твердых частиц- 100 мг/л;

максимальное содержание газа на приеме насоса- 25 %;

максимальная концентрация сероводорода для насосов обычного исполнения (коррозионностойкого исполнения)- 10 (1250) мг/л;

максимальная температура - 90 оС;

ЭЦН - это погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый насос. В корпус каждой секции вставляется пакет ступеней, представляющих собой собранные на валу на продольной призматической шпонке скользящей посадкой рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 145-400.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения- из модифицированного чугуна типа «ни ризист».

Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиакриламида или из углепластиковой массы. Насосы в износостойком исполнении отличаются использованием более твердых и износостойких материалов.

Насос состоит из одной или нескольких секций (до четырех секций), корпуса которых соединены между собой при помощи фланцев, а валы при помощи шлицевых муфт. Секция имеет длину до 5,5 м.

Снизу в корпусе крепится основание насоса с приемными отверстиями и фильтросеткой, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка, к которой крепятся НКТ.

Характеристики работы центробежного насоса.

Основные характеристики работы УЭЦН- его подача (м3/сут) и развиваемый напор (давление) при этой подаче. Напор насоса принято измерять в метрах водного столба. Его величина характеризует высоту, на которую жидкость может быть поднята данным насосом.

В паспортных данных обычно указывают значение подачи и напора при максимальном коэффициенте полезного действия и на воде. Вероятная характеристика работы насоса в конкретной скважине может существенно отличаться от паспортной вследствие отличия вязкости откачиваемой жидкости от вязкости воды и наличия в продукции скважины свободного газа.

Напор и подача - характеристики взаимозависимые: чем выше развиваемый данным насосом напор, тем ниже его подача.

При подборе УЭЦН руководствуются паспортной характеристикой насоса - зависимостями напора Н, потребляемой мощности N и КПД от подачи насоса Q.

В промысловых условиях подачу насоса можно ограничить при помощи штуцера, но этот способ имеет существенные недостатки:

резко снижает КПД насоса;

устье скважины необходимо оборудовать арматурой повышенно давления;

увеличивается осевая нагрузка на вал и рабочие колеса,что укорачивает срок службы насосной установки.

От этих недостатков свободен способ регулирования характеристик установки путем изменения числа рабочих ступеней насоса. Чем больше ступеней, тем выше развиваемый напор при той же подаче, но при этом необходимо извлечь установку из скважины.

Глава 3. Организационный раздел

3.1 Охрана труда и техника безопасности

Все работы в нефтяной и газовой промышленности производятся в соответствии с правилами, разработанными научно-техническим центром Гостехнадзора с участием ведущих специалистов нефтяной и газовой промышленности и геологоразведочных организаций. Правила содержат организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным, для обеспечения безаварийной работы и создания здоровых и безопасных условий труда.

На основании этих правил и типовых инструкций на предприятиях, с учетом местных условий разработаны производственные инструкции по профессиям и видам работ.

Согласно Конституции РФ, дети до 14-летнего возраста к работе не допускаются, подростки до 18 лет имеют льготы и могут быть приняты на работу только после медицинского освидетельствования. Трудовое законодательство установило ряд специальных правил по охране труда женщин. Основными направлениями государственной политики в области охраны труда является:

1. Обеспечение приоритета сохранения жизни и здоровья работников.

2. Принятие и реализация федеральных законов и иных нормативно-правовых актов Российской Федерации об охране труда.

3. Государственное управление охраны труда.

4. Государственный надзор и контроль за соблюдением требований охраны труда.

5. Расследование и учёт несчастных случаев на производстве.

6. Установление компенсаций за тяжёлую работу и за работу с вредными и опасными условиями труда.

Главными задачами охраны труда нефтегазодобывающего предприятия являются:

1. Выявление и устранение производственных опасностей.

2. Ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний.

3. Оздоровление условий труда.

4. Предупреждение взрывов пожаров и аварий и т. д.

Обязанности по обеспечению безопасных условий и охраны труда в организации возлагается на работодателя. Работодатель обязан обеспечить:

Безопасность работников при эксплуатации зданий и сооружений;

Применение средств индивидуальной защиты;

Соблюдение режима труда и отдыха работников;

Приобретение и выдача за счёт собственных средств: спец. одежду, спец. обувь и другие средства индивидуальной защиты;

Обучение безопасным методам и приёмам выполнения работ по охране труда;

Информирование работников об условиях и охране труда на рабочих местах.

К производственным опасностям и к вредным производственным факторам на нефтегазодобывающем предприятии относятся:

Неблагоприятные метеорологические условия;

Движущиеся токоведущие и нагретые части оборудования;

Шум, вибрация, промышленная пыль;

Горючие и взрывоопасные вещества;

Нефтегазодобывающие предприятия постоянно оснащаются новой техникой, меняются трудовые технологические процессы, внедряется новое оборудование.

В связи с этим необходимо постоянно обучать рабочих умению обращаться с новым оборудованием, правильно и безопасно вести новые технологические процессы.

На оборудование и механизмы, применяемые при текущем ремонте, должны быть в наличии паспорта заводов изготовителей. Перед началом работы подъемника необходимо проверить исправность двигателя, тормозной системы лебедки и ходовой части. При ремонте скважин с возможным выделением сероводорода необходимо руководствоваться специальной инструкцией.

Прием скважины в ремонт, а также сдача её после ремонта производится по акту непосредственно на рабочем месте. Территория вокруг скважины должна быть спланирована в радиусе не менее 30 метров и освобождена от посторонних предметов. Осветительная установка должна устанавливаться за пределами взрывоопасной зоны, т. е. в радиусе 5 м. от устья скважины.

Запрещается изменять положение балансира станка-качалки проворачиванием клиноременной передачи вручную. До начала работ по подъему и спуску труб необходимо проверить правильность установки подъемника в результате «холостого» подъема и спуска талевого блока. При проведении спускоподъемных операций (СПО) мачта должна быть отцентрирована относительно оси скважины. Перед началом СПО мастер бригады текущего ремонта обязан лично осмотреть оборудование, инструмент, приспособления и механизмы, применяемые в работе. Результаты проверки заносятся в журнал проверки технического состояния оборудования. Запрещается производить СПО и вести расхаживание инструмента без индикатора веса, который устанавливается на высоте не более 3,5 м.

Запрещается эксплуатировать мачту с нагрузками, превышающими указанные в техническом паспорте агрегата.

Спуск труб и штанг следует производить с применением направляющих воронок из материала, не дающего искр при ударах.

Выброс на мостки и подъем с них штанг разрешается производить только по одной штанге. Выброс на мостки и подъем с них труб диаметром более 51 мм разрешается производить двухтрубками.

При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто. Запрещается производить СПО при неполном составе вахты. При укладке НКТ на мостки под каждый ряд труб необходимо укладывать деревянные прокладки - не менее трёх.

Ремонтный персонал во время проведения работы должен находиться в защитной каске, спецодежде, спецобуви и рукавицах.

Бригады текущего ремонта скважин должны быть обеспечены радиосвязью с постоянным вызовом.

3.2 Противопожарная защита

Нефтяная промышленность с точки зрения пожарной опасности характеризуется взрыва и огнеопасностью нефти и газа. Их взрыва и пожароопасные свойства характеризуются пределами: температуры вспышки, температурой самовоспламенения, самовоспламенением и взрывом.

Температурой вспышки называется наименьшая температура горючего вещества, при которой создаётся смесь газов или паров с воздухом, способная воспламенятся при поднесении огня или др. импульса воспламенения. К легко воспламеняющимся жидкостям отнесены ацетон, бензин, нефть, керосин с температурой вспышки с 28 до 450С. К горючим жидкостям - моторное топливо, масло, парафин, мазут с температурой с 45 до 1200С.

Температурой воспламенения называется наименьшая температура горючего вещества, при которой оно загорается от открытого источника огня или тепла и продолжает горение после удаления этого источника.

Самовоспламенение вещества происходит во время нагревания смеси его паров с воздухом до определённой температуры, при которой в данных условиях вещество способно загорается без воздействия импульса воспламенения.

Взрыв -- это чрезвычайное быстрое горение, сопровождаемое выделением большого количества тепла и раскалённых газообразных продуктов и образованием большого давления. Для возникновения взрыва необходимы 2 условия:

1. Определённая концентрация горючих паров или газа в воздухе.

2. Импульс, способный нагреть эту смесь до температуры самовоспламенения.

Объекты по степени пожарной опасности подразделяют на 5 категорий. Категория А - производства, связанные с получением, применением или хранением газов и паров с нижним пределом взрываемости до 10%, содержащихся в таких количествах, при которых возможно образование с воздухом взрывоопасных смесей; жидкостей с температурой вспышки паров 280С и ниже; твёрдых веществ и жидкостей, воспламенение или взрыв которых может последовать при взаимодействии с водой или кислородом. Б - производства, связанные с обработкой, применением, образованием или хранением газов и паров с нижним пределом взрываемости более 10%, содержащихся в количестве, достаточном для образования с воздухом взрывоопасных смесей. В - производства, применяющие жидкости с температурой вспышки паров выше 1200С или перерабатывающие твёрдые сгораемые вещества. Г - производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в горячем, раскалённом или расплавленном состоянии с выделением искр, пламени, а также производства, связанные со сжиганием твёрдого, жидкого или газообразного топлива. Д - производства, обрабатывающие несгораемые вещества и материалы в холодном состоянии, механические цехи холодной обработки металлов, компрессорные станции, склады металла и т. д. Все производственные помещения по степени взрывопожароопасности делятся на классы: Взрывоопасные В-1, В-1А, В-1Б, В-2, В-2а, пожароопасные П -1, 77-2, П-2а, 77-3, В-1г и Н (невзрыво - и не пожароопасные).

На предприятиях и организациях образуются добровольные пожарные дружины. Подразделения добровольной дружины должны быть обеспечены пожарно-техническим оборудованием и инвентарём.

Руководители предприятий обязаны создавать ПДК, основными задачами которых являются:

разработка мероприятий по обеспечению пожарной безопасности;

привлечение рабочих к проведению пожарно-профилактических работ;

ведение разъяснительной работы среди рабочих и ИТР по соблюдению противопожарных правил и т. д.

Для решения этих задач ПДК должны: раз в квартал обследовать все производственные цеха, строения, склады и другие помещения, разрабатывать мероприятия по устранению выявленных нарушений, контролировать их выполнение. Принимать участие в разработке инструкций и правил пожарной безопасности, контролировать их соблюдение. Организовывать и проводить совещания с участием органов пожарной охраны, организовывать смотры ДПД.

Одним из наиболее надёжных и простых способов тушения жидкости является способ прекращения испарения и парообразования горящей жидкости путём изоляции её поверхности от окружающего воздуха.

Огнегасящие средства могут быть жидкие (вода, растворы солей и др.), газообразные (водяные пары, газообразная углекислота.), пенообразные и твёрдые (земля, песок, твёрдая углекислота).

Мероприятия по пожарной безопасности:

1. Предупреждение пожаров.

2. Ограничение сферы распространения огня.

3. Успешная эвакуация людей и материальных ценностей.

4. Создание условий эффективного тушения пожара.

3.3 Охрана недр и окружающей среды

Федеральное и местное законодательства вводят ряд ограничений на хозяйственную деятельность для некоторых территорий с целью охраны природы, рационального использования ресурсов и сохранения традиционного уклада жизни, многочисленных народностей севера.

Красноленинское месторождение введено в эксплуатацию в 1981 году.

При дальнейшей эксплуатации Красноленинское месторождения природоохранная деятельность предприятия должна быть направлена на решение трех взаимосвязанных проблем:

обеспечение экологической сохранности территории нефтяного месторождения и прилегающих к нему зон, на которые возможно влияние при эксплуатации месторождения, восстановление последствий уже имевших место нарушений природной среды;

обеспечение экологической безопасности местного населения и персонала, работающего на месторождении;

повышение ответственности персонала предприятий за качество выполняемых им работ, загрязнение окружающей среды, рациональное использование природных ресурсов, выполнение природоохранного законодательства.

Сложившееся воздействие на окружающую природную среду в регионе и непосредственно на рассматриваемой территории определяют нефтепромысловые объекты и сооружения Красноленинское месторождения.

Воздействие кустов скважин, сооружений подготовки нефти и закачки пластовой воды проявляется практически на все компоненты природной среды: атмосферный воздух, поверхностные и грунтовые воды, почвенно-растительный покров, недра.

Исследования показывают, что наибольшее воздействие на природную среду происходит при аварийных ситуациях на нефтепроводах.

Охрана воздушного бассейна.

Технология добычи нефти неизбежно сопровождается выбросом вредных веществ в атмосферу в результате потерь нефти и газа при их сборе, транспорте, подготовки и переработке, при сжигании газов на факелах и при работе двигателей технологического транспорта. К наиболее крупным источникам выбросов в атмосферу относятся: резервуарные парки, энергетические установки, факела всех типов, автотранспорт, газопроводы неотбензиненного газа. Основными загрязняющими веществами являются углеводороды, сероводород, окислы азота, окись углерода, сернистый ангидрид, сажа.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин оборудование устья скважин должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

На нефтяных месторождения содержащих сероводород, при бурении скважин, добыче, сборе и транспорте нефти и нефтяного газа должны выполняться требования действующей инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород.

Постоянный контроль за состоянием атмосферного воздуха осуществляется промышленно-санитарной лабораторией управления.

Охрана почв в районе нефтедобычи.

При разливе нефти на поверхности земли с возможным попаданием её в водоисточники, работниками нефтепромыслов должны быть приняты срочные меры, обеспечивающие прекращение дальнейшего распространения загрязнения. Разлившаяся на поверхности водного объекта нефть должна быть убрана техническими средствами и утилизирована. На загрязненном участке земли должно быть проведены работы по сбору или нейтрализации загрязнений с последующей рекультивацией земли.

Эксплуатация дефектных нефтяных и нагнетательных скважин не допускается. В районе дефектных скважин необходимо осуществлять постоянный контроль с целью принятия, в случае необходимости, соответствующих мер по охране недр.

Проводится большая работа, направленная на снижение порывов водоводов и нефтепроводов, которая осуществляется за счет внедрения металлопластиковых труб и электрохимической защиты. При проведении работ по восстановлению плодородия делается упор на экологически чистый агротехнический метод с применением природных компонентов: торфа, перегноя, специальных сельскохозяйственных культур.

В случае разлива реагентов через соединения трубопроводов необходимо немедленно остановить дальнейшие работы по закачке их в скважину, снизить давление до атмосферного, принять меры по предотвращению утечек реагента, произвести повторную опрессовку нагнетательных трубопроводов агрегата и возобновить закачку.

Охрана поверхностных и подземных вод.

Поверхностный и подземный стоки тесно взаимосвязаны. Большую часть года реки питаются подземными водами (родниковый сток), лишь в период весеннего снеготаяния (апрель -- май) расходы рек резко возрастают за счет поверхностного стока, составляющего 60% годового. Дождевой сток в теплое время года увеличивает расходы рек незначительно (9% общего годового). В холодный период года реки получают исключительно подземное питание, отражая загрязненность подземных вод (родников).

Поверхностные источники загрязнения рек вполне очевидны: аварийные порывы трубопроводов, разливы нефти и соленных вод в результате нарушений герметичности нефтепромысловых сооружений, стоки промышленных объектов, объектов сельскохозяйственного назначения, стоки городов и населенных пунктов.



Заключение

В рамках выполненной работы описан процесс эксплуатации и изучены различные подходы к поиску оптимальных параметров работы насоса.

Эксплуатация скважин на фонтанном режиме имеет значительно меньшую рентабельность по сравнению с механизированными скважинами, поскольку при данном режиме практически невозможно снижать забойное давление и тем самым повышать дебит нефти.

Это объясняется высокой эффективностью технологии, простотой применения и большим накопленным опытом.

Но, несмотря на это, крайне важно осуществлять предварительное проектирование основных параметров работы.

Необходимо подбирать оптимальные параметры насоса для достижения максимального КПД, а также снижения потенциальных проблем.

Потенциальные проблемы и способы их решения рассмотрены на примере месторождения.

В результате анализа расследований отказов за 2018 г. на месторождении основную долю составили ремонтные отказы (42,5 %), связанные с браком ремонта внутрискважинного оборудования.

Большая доля отказов (25 %) приходилась на эксплуатационные отказы, основная часть которых (17,5 %) была связана с коррозией и проявлялась в виде негерметичности лифта НКТ и «полетами» НКТ.

Такое же количество отказов (25 %) пришлось на некомиссионные отказы, связанные с наработкой на отказ оборудования свыше гарантированного срока. Остальные отказы были связаны с конструкционными отказами (2,5 %) организационными причинами (5 %).

Исходя из этого исследования основным способом воздействия является снижение коррозионного износа По мере увеличения обводненности, солесодержания и КВЧ продукции скважин возрастает скорость коррозионного износа подземного оборудования. В соответствии проектным документом средняя обводненность продукции скважин будет составлять до 95 % и более. При такой обводненности обеспечить защиту от коррозии технологическими методами (сохранением эмульсии «вода в нефти») не представляется возможным при любом режиме потока.

...