Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• 1. Структура предприятия и правила техники безопасности и промсанитарии на нефтегазодобывающих предприятиях
• 1.1 Вводный инструктаж
• 1.2 Правила техники безопасности и промсанитарии
• 2. Ознакомление с районом практики, геолого-промысловой характеристикой месторождений нефти и газа
• 3. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
• 3.1 Добыча нефти при фонтанной эксплуатации скважин
• 3.2 Добыча нефти при газлифтной эксплуатации скважин
• 3.3 Механизированные способы эксплуатации скважин
• 3.3.1 Добыча нефти при бесштанговой эксплуатации скважин
• 3.3.2 Добыча нефти при эксплуатации скважин штанговой скважинной насосной установкой
• 4. Методы исследования скважин и пластов
• 5. Система поддержания пластового давления скважин и пластов
• 6. Технология сбора продукции скважин на месторождении
• 6.1 Автоматические и групповые замерные установки
• 6.2 Дожимная насосная станция
• 6.3 Система центрального сборного пункта
• 7. Техника и технология бурения скважин
• 7.1 Понятие о скважине
• 7.2 Классификация способов бурения
• 7.3 Буровые установки, оборудование и инструменты
• 8. Подземный ремонт скважин
• 8.1 Текущий ремонт
• 8.2 Капитальный ремонт
• 8.3 Технологический транспорт, используемый для обслуживания объектов добычи
• 9. Методы воздействия на призабойную зону скважин
• 10. Экологическая безопасность объектов нефтегазодобычи
• Список использованных источников

1. Структура предприятия и правила техники безопасности и промсанитарии на нефтегазодобывающих предприятиях

1.1 Вводный инструктаж

Вводный инструктаж имеет цель ознакомить инструктируемого с общими правилами поведения на территории предприятия, независимо от того, где будет работать инструктируемый.

Проведение вводного инструктажа имеет особо важное значение при допуске на работу на газовые промыслы, взрыво- и пожароопасные объекты, газоконденсатопроводы.

Вводный инструктаж проводит инженер по технике безопасности или ответственное лицо с возложенными на него обязанностями техники безопасности с привлечением специалистов газоспасательной службы и медслужбы, пожарной службы.

При проведении вводного инструктажа инструктируемый знакомится с общим расположением цехов, дорог, наиболее опасными местами на территории предприятий.

Инструктаж на рабочем месте проводят с целью детального ознакомления с правилами безопасности, которые необходимо соблюдать на объекте, где предстоит работать инструктируемому.

Обучение персонала должно производиться по действующему положению в порядке проведения инструктажа и обучения по правилам охраны труда, а также по программе пожарно-технического минимума, разработанной применительно к специфике производства на предприятиях, в учреждениях и организациях Министерства газовой промышленности.

Обучение рабочих безопасным способам работ должно проводиться по программам, утвержденным главным инженером предприятия.

Продолжительность обучения устанавливается в зависимости от профессии рабочего и сложности работ, но не менее 10 часов.

Руководитель работ (или по его поручению другой работник) подробно знакомит инструктируемого с правилами ведения работ и мерами безопасности в производственном процессе, правилами обслуживания, содержания и ремонта оборудования, аппаратуры, инструмента.

Проведение инструктажа регистрируется в журнале и карточках учета инструктажа.

При переходе на временную или постоянную работу с одного объекта на другой и во всех случаях, когда работнику предоставляется новая для него работа, инструктаж проводится заново, результаты его также регистрируются.

1.2 Правила техники безопасности и промсанитарии

При разработке мероприятий по охране труда и технике безопасности на нефтегазодобывающих предприятиях следует руководствоваться "Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности", "Правилами безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти на предприятиях нефтяной промышленности", "Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий" и настоящими Нормами.

Основным условием безопасного проведения ремонтных работ является тщательное выполнение подготовительных операций, к которой относятся: погрузка, разгрузка и транспортирование частей оборудования, инструмента и приспособлений; подготовка площадки у скважин; устройство фундаментов; размещение оборудования.

Агрегаты для ремонта должны быть снабжены специальными механизмами и приспособлениями, обеспечивающими безопасность работы. Вышки и мачты рассчитываются на грузоподъемность, вдвое превышающую максимальный вес груза.

Перед проведением спуско-подъёмных операций необходимо проверить надёжность и безопасность работы талевой системы. Необходимо обратить внимание и на крепление неподвижного конца талевого каната. При подготовке элеваторов необходимо тщательно проверить исправность замка, так как загруженный элеватор с неисправным замком может расстегнуться, а при падении нанести травму обслуживающему персоналу и вызвать аварию - падение труб или штанг в скважину.

Работающим категорически запрещается стоять под поднимаемым грузом.

Основные причины несчастных случаев при проведении ремонта скважин - неправильные или опасные приёмы работы, плохая подготовка рабочего места, неудовлетворительная организация обучения и исправность инструмента рабочих, отсутствие надлежащего технического надзора за работой.

Бригада по ремонту скважин должна быть обеспечена специальной одеждой, обувью и индивидуальными защитными приспособлениями. При работе в газовой среде или с токсичными реагентами обслуживающий персонал должен быть обеспечен индивидуальными противогазами.

2. Ознакомление с районом практики, геолого-промысловой характеристикой месторождений нефти и газа

В административном отношении Карповское месторождение расположено в Бугурусланском районе в 10 км к северо-западу от г. Бугуруслана Оренбургской области в соответствии с рис. 2. Через г. Бугуруслан проходит с запада на восток железная дорога, связывающая города Самара и Уфа. Связь по району месторождения осуществляется по асфальтированному шоссе, которое соединяет города Оренбург и Самара и пересекает Карповское месторождение с севера на юг. Шоссе пригодно для автотранспорта в любое время года.

Ближайшие разрабатываемые месторождения нефти расположены в 5 км к юго-востоку - Красноярское, в 2,4 км к югу - Бугурусланское, в 4 км к юго-западу - Журавлевско-Степановское и в 3,6 км к северу - Херсонское.

Климат района месторождения - резко континентальный: характерны значительные амплитуды колебания температур в течение суток и года, недостаточная увлажненность. В межсезонье нередки туманы, наблюдаются как приземные, так и приподнятые температурные инверсии. Среднегодовая температура воздуха положительна и равна плюс 3,6 о С. При этом средняя температура января минус 13,8оС, июля плюс 20,1оС. Интенсивность выпадающих осадков невелика, годовое количество осадков составляет 423 мм.

Среднегодовая температура воздуха на рассматриваемой территории положительна и равна плюс 4,1°C. Разность между средними температурами января (самый холодный месяц) и июля (самый теплый месяц) составляет 33°C, при этом средняя температура января - минус 12,7°C, а июля - плюс 20,3°C. Устойчивый переход среднесуточных температур воздуха к отрицательным значениям осенью происходит в последних числах октября; весной среднесуточные температуры становятся устойчиво положительными, как правило, в первой декаде апреля. Переход через плюс 5°C наблюдается: осенью - во второй декаде октября, весной - в середине апреля.

Продолжительность солнечного сияния (по МС Оренбург) составляет в среднем 2198 часов в год. Наибольшая продолжительность отмечается в июле - 322 часа, наименьшая в декабре - 55 часов. Годовой приход прямой радиации на горизонтальную поверхность при ясном небе составляет 4707 МДж/мІ, а годовая сумма рассеянной радиации равна 1428 МДж/мІ. При реальных условиях облачности многолетний средний годовой приход прямой радиации на горизонтальную поверхность составляет 2430 МДж/мІ, рассеянной- 2040 МДж/мІ.

Рисунок 2 - Обзорная карта района работ

На Карповском месторождении работает 12 добывающих скважин (11,12,13,15,17,19,24,114,125,131,140,147), из них четыре эксплуатируются пластом В 1(11,12,15,147), остальные скважины работают сразу с двух пластов Б 2+В 1(13,17,19,24,114,125,131,140).

Закачка воды для ППД осуществляется в пласт В 1, через 12 нагнетательных скважин(142,28,105,127,144,21,115,103,106,126,130,137).

Для контроля за величиной пластового давления существует пять пьезометрических скважин(143,22,26,29,110).

Четыре скважины на месторождении эксплуатируются штанговыми насосами. Восемь скважин - электроцентробежными с типоразмерами УЭЦН от ЭЦН-30 до ЭЦН-80.

Средний дебит одной скважины по нефти 7,2т/сут. Средняя обводнённость 77,5%.

3. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

3.1 Добыча нефти при фонтанной эксплуатации скважин

Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геологического характера. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом. При этом возможны два основных типа взаимного расположения. Если вода располагается ниже нефтяной залежи на всем ее протяжении, такую воду называют подошвенной. Если контакт с водой происходит в пониженных частях залежи, на ее крыльях в этом случае используется термин - контурная вода. Уровень, на котором расположена граница между нефтью и.водой, определяет положение водо-нефтяного контакта.

В ряде случаев на эксплуатацию залежи влияние может оказывать и вода, находящаяся выше или ниже нефтяной залежи, а также вода, находящаяся в пропластах самого нефтяного пласта (промежуточная вода).

При формировании нефтяной залежи может образоваться область, занятая свободным газом, так называемая газовая шапка. Размеры этой области могут быть незначительными, а могут иметь промышленное значение. В этом случае залежь называется нефтегазовой.

В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование - фонтанную арматуру (рис. 3).

С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти - уменьшать или совсем остановить.

После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации.

При добыче газа фонтанный способ является основным.

3.2 Добыча нефти при газлифтной эксплуатации скважин

Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидкости с забоя, переходят на механизированный способ эксплуатации скважин. Одни из механизированных способов эксплуатации скважин - газлифтный способ. Фонтанирование можно искусственно продолжить путем подачи в скважину сжатого газа или воздуха через специальные клапаны, монтируемые на подъемных трубах, или через нижний конец этих труб.

Рисунок 3 - Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника: 1 - манометры; 2 - кран трехходовый; 3 - буфер; 4, 9 - задвижки; 5 - крестовик елки; 6 - катушка переводная; 7 - втулка переводная; 8 - крестовик трубной головки; 10 - штуцеры; 11 - фланец колонны; 12 - буфер.

Система, состоящая из эксплуатационной колонны и спущенных в нее труб, в которой подъем жидкости на поверхность производится с помощью сжатого газа, называется газлифтом.

Область применения газлифта - высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Сегодня газлифтная эксплуатация реализуется в двух модификациях;

- с использованием сжатого газа получаемого на компрессорных станциях - компрессорный газлифт;

- с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи - безкомпрессорный газлифт.

В настоящее время разработка нефтяных месторождений России ведется поддержанием пластового давления хотя всегда целесообразно основная добыча нефти осуществляется механизированным способом, основном, насосным, поэтому газлифтный способ имеет широкого распространения. означает, газлифтная эксплуатация имеет перспектив; этот способ может оказаться конкурентоспособным разработки нефтяных оторочек газовых газоконденсатных месторождений, также добычи нефти шельфовых месторождений.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт.



Рисунок 4 - Конструкции газлифтных подъемников

3.3 Механизированные способы эксплуатации скважин

нефть скважина бурение транспорт

Глубиннонасосная эксплуатация скважин. Наземное оборудование глубиннонасосной скважины состоит из устьевого оборудования и привода для глубинного насоса.

Устьевое оборудование должно позволять отбирать газ из затрубного пространства и вести исследовательские работы. Возвышение верхнего торца устьевого сальника над уровнем рабочей площадки должно быть не более 1 м.

Безопасность проведения работ на скважине, предотвращение замазучивания и улучшение санитарно-гигиенических условий обеспечиваются наличием надежного обратного клапана на выкидной линии глубинно-насосных скважин, исключающего ток нефти из выкидных линий обратно в скважину.

Однако применяемые обратные клапаны имеют ряд недостатков: одни из них быстро выходят из строя вследствие разъедания их поверхности песком, коррозии; другие - тяжелы по весу, крупны по габаритам, что создает неудобство при их смене; третьи (выполненные из пластмассы) не размещаются в малых габаритах (63-мм) труб.

Для смены вышедшей из строя сальниковой набивки устья насосной скважины крышку сальника отсоединяют от корпуса, поднимают по штоку и закрепляют наверху или одной рукой поддерживают крышку сальника, другой - заменяют сальниковое уплотнение. Способы эти ненадежны, так как в случае обрыва веревки крышка падает с высоты и может явиться причиной травмирования рук рабочего, меняющего сальник.

Для обеспечения безопасности выполнения операции рекомендован зажим для удержания крышки сальника на Полированном штоке. Под крышку сальника устанавливают зажим полированного штока, не позволяющий ей опускаться вниз по штоку. Зажим состоит из корпуса и створки, шарнирно соединенных друг с другом осью. На конце корпуса укреплена пустотелая рукоятка, куда помещена пружина, стремящаяся повернуть створку по часовой стрелке. Силу сжатия пружины регулируют винтом. Грузоудерживающая способность зажима 5 кг.

Меры безопасности при обслуживании и ремонте станков-качалок. Основными условиями бесперебойной и безаварийной работы станков-качалок являются систематический уход и надзор за ними, своевременный ремонт или замена износившихся деталей и узлов. Выполнение этих работ опасно, так как связано с неустойчивым и неудобным положением работающего на высоте. Особенно опасны и трудоемки такие работы, как смена балансера и откидной головки, траверсы и шатунов, снятие и установка роторных противовесов и др.

АзИНМАШем разработан агрегат АзИНМАШ-47 для ремонта станков-качалок. Агрегат предназначен для механизации основных работ по обслуживанию, текущему и среднему ремонту станков-качалок на нефтегазодобывающих предприятиях.

Агрегат имеет кран, с помощью которого можно осуществлять в необходимом объеме грузоподъемные операции и монтажные работы. Грузоподъемность на крюке при поднятой стреле до 1000 кг, при опущенной стреле - до 500 кг. Максимальная высота подъема крюка 3,8 м, максимальный вылет крюка 3,8 м, минимальный вылет крюка 0,8 м.

Управление всеми механизмами и приспособлениями гидро-фицировано и осуществляется с помощью гидравлической системы, имеющейся на агрегате.

3.3.1 Добыча нефти при бесштанговой эксплуатации скважин

Для отбора из скважин больших объёмов жидкости применяется лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий высокий напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название погружные электронасосы. В первом случае - это установки центробежных электронасосов (УЗЦН), во втором - установки погружных винтовых электронасосов (УЗВНТ). Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД, позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом.

При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия на внутреннюю поверхность НКТ. Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и достигает 600 суток. Скважинный насос имеет от 80 до 400 ступеней. Жидкость поступает через сетку в нижней части насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса - по плоскому. При частоте тока 50 Гц частота вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 об/мин. Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380В (напряжение промысловой сети) от 400 до 2000 В. Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически.

Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане. Для повышения эффективности работы для извлечения вязких жидкостей используется скважинные винтовые насосы с погружным электродвигателем. Установка скважинного винтового насоса, подобно установке ЭЦН, имеет погружной электродвигатель с компенсатором и гидрозащитой, винтовой насос, кабель, обратный и сливной клапаны (встроенные в НКТ), оборудование устья, трансформатор и станцию управления. За исключением насоса, другие части установки идентичны.

3.3.2 Добыча нефти при эксплуатации скважин штанговой скважинной насосной установкой

Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3% всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200, 3400 м.



Рисунок 5 - Схема установки штангового скважинного насоса

ШСНУ включает:

- наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья;

- подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис. 5). Штанговая глубинная насосная установка (рис. 5) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

ШСНУ состоит из следующих основных узлов и оборудования:

- наземного, которое включает в себя СК и оборудование устья;

- подземного, включающего в себя НКТ; НШ; штанговый скважинный насос и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Станок-качалка предназначен для привода штангового скважинного насоса. Он состоит из рамы, на которой смонтированы стойка балансира, редуктор, поворотные салазки под электродвигатель и ограждение кривошипношатунного механизма, балансира, который опирается на стойку через опорный подшипник; поворотной головки балансира; траверсы, которая подвешивается к балансиру с помощью сферического подшипника; противовесов балансира; 2-х шатунов; 2-хкривошипов; клиноременной передачи; противовесов кривошипов; электродвигателя; тормоза; канатной подвески устьевого штока.

4. Методы исследования скважин и пластов

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) - совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин - фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания, характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Все применяемые в промысловой практике методы гидродинамических исследований делятся на две основные группы:

- Методы, основанные на промысловых измерениях дебитов и давлений при установившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пластах.

- Методы, основанные на наблюдениях дебитов и давлений во времени при установившихся процессах.

К первой группе исследований относится метод установившихся

Полученные данные используется для построения графика зависимости дебита скважины от забойного давления. Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин. По результатам обработки индикаторных линий определяют коэффициент продуктивности, гидропроводность и проницаемость пласта в районе скважины.

Методы карт изобар используется для исследования пласта в целом или отдельных крупных его участков при всех режимах эксплуатации залежей. С помощью карт изобар решают также важные практические задачи: определение параметров пласта, оценка скоростей движения жидкостей в различных участках пласта и др.

5. Система поддержания пластового давления скважин и пластов

В настоящее время 67% месторождений разрабатываются с применением системы поддержания пластового давления, в качестве агента закачки в основном используются как подтоварная сточная вода, так и пресная. Для закачки стала активно использоваться минерализованная вода, добываемая из подземных водоносных горизонтов, коэффициент вытеснения нефти этим агентом на 10% больше чем у пресной воды.

Использование пресной воды для поддержания пластового давления во многом, изначально было обусловлено следующими факторами: отсутствие экономической целесообразности организации предварительного сброса попутно добываемой воды на месторождении, так же отсутствие возможности транспортировки этой воды от других источников, из-за достаточно большой разбросанности установок предварительного сброса и подготовки воды, так же ввиду её возможной несовместимости. Пресная вода при закачке безусловно отрицательно воздействует на продуктивные нефтеносные пласты, способствует: насыщению пластов кислородом, снижению температуры продуктивных пластов, разбуханию глинистых пород девонских отложений, снижению фильтрационных свойств пластов, заражению пластов сульфатовосстанавливающими бактериями. Основным и наиболее правильным решением в этой ситуации является перевод системы ППД на закачку через нагнетательные скважины пластовой воды, добываемой непосредственно на месторождении с помощью водозаборных скважин, то есть организация системы межскважинной перекачки (МСП). МСП так же явилось очень удобным оружием при организации ППД на удаленных от основных промысловых объектов и коммуникаций участках, где экономически крайне не выгодно организовывать традиционную систему ППД с применением КНС.



Рисунок 6 - Система ППД

Для изменения ситуации, с целью стабилизации процесса разработки путем интенсификации геологически изолированных нефтеносных объектов и отказа от закачки пресной воды переводом закачки на систему МСП были разработаны соответствующие мероприятия, с привлечением определенных инвестиций. В течение трех лет они были реализованы на шести месторождениях.

Применение подземных вод позволяет значительно упростить общепринятые схемы внешнего водоснабжения и закачки воды в нефтяные пласты. В результате сокращается время развития мощностей заводнения, быстро достигаются необходимые объемы закачки воды, создаются условия для высоких темпов добычи нефти. Использование МСП позволяет круглогодично проводить контроль за разработкой (особенно зимой на участках где ранее велась закачка пресной воды), особенно это явно ощутимо при разукрупнении объектов ППД, замене системы закачки насосами КНС на закачку технологией МСП.

Подобные мероприятия были реализованы на Контузлинском и Зычебашском месторождениях НГДУ, здесь полностью были выведены из эксплуатации две кустовые насосные станции (КНС), оборудованные высоконапорными центробежными насосами ЦНС 63х 1400. Месторождения в полном объеме переведены на девять контролируемых через систему телеметрии установок межскважинной перекачки. На лицо явный эффект применения пластовой минерализованной воды: скважины добывающего фонда Контузлинское месторождение по истечению двух лет эксплуатации совсем не нуждаются в ремонтах, направленных на очистку ГНО от солеотложении.

Плотность добываемой жидкости увеличилась, вытесняющие свойства пластовой воды однозначно ведут к стабилизации нефтеотдачи продуктивных пластов. Так же по обоим месторождениям в плане системы ППД были активно снижены эксплуатационные затраты на добычу и перекачку пресной технической воды в объеме 1000 тыс. м 3 в год, сокращена покупка пресной технической воды на 500 тыс.м 3 в год. Регулирование процессов разработки сильно упростилось, ввиду маневренности данного типа технологии поддержания пластового давления, появилась возможность циклировать без увеличения энергозатрат на штуцирование.

6. Технология сбора продукции скважин на месторождении

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь из нефти, газа, воды, взвешенных веществ. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины должна быть собрана и подготовлена к дальнейшему транспорту и переработке.

Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают всё оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин, доставки её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).

Единой, универсальной системы сбора не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: природно-климатические условия, сетку размещения, способы и объём добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей.

Основные факторами, учитываемыми при проектировании системы внутрипластового сбора (с учётом динамики обводнения месторождения), являются:

- начальное давление в системе сбора, группирование скважин;

- взаимодействие с системами воздействие на залежь;

- совместный раздельный сбор продукции скважин, выбор места сепарации газа, взаиморасположение узлов замера, сепарации, откачки;

- выбор места создания центрального пункта сбора подготовки нефти, газа и воды, с учётом расположения месторождения в группе или нефтедобывающем районе;

- совмещение систем промыслового сбора и транспортирования с процессами подготовки нефти;

Для обоснования и проектирования рациональной системы сбора и предварительной подготовки продукции нефтяных скважин и выбора необходимого оборудования необходимы следующие исходные данные:

- состав и физико-химические свойства продукции скважин;

- состав и производительность существующих сооружений;

- план ввода новых нефтяных скважин и их дебит;

- действующий фонд нефтяных скважин;

- план добычи нефти, газа и воды по месторождению;

- план развития мощностей на прирост объёмов добычи нефти, газа и воды;

- расстояние от месторождений до центральных пунктов подготовки нефти, размеры месторождений, сетка скважин;

- характеристика рельефных условий местности;

- сумма геодезических подъёмов на 1 км трассы, природно-климатические условия и т.д.

Основные функции системы промыслового сбора:

- измерение продукции каждой скважины или при необходимости группы скважин;

- транспортирование продукции скважин с использованием энергии нефтяного пласта или насосного оборудования при механическом способе добычи до пунктов подготовки, а при недостаточном давлении - с использованием ДНС;

- сепарация нефти и газа под давлением, обеспечивающим дальнейший бескомпрессорный транспорт;

- при добыче высокообводнённой нефти - отделение при сравнительно низких температурах основной массы воды с качеством пригодным для её закачки в пласт;

- раздельный сбор и транспортирование до центральных нефтесборных пунктов продукции отдельных скважин, смешивание которой нежелательно;

- устьевой и путевой подогрев продукции нафтяных скважин, если невозможен сбор и транспорт при обычных температурах;

Все существующие системы сбора и транспорта продукции скважин подразделяются на негерметизированные самотёчные и герметизированные напорные.

6.1 Автоматические и групповые замерные установки

Групповая замерно-сепарационная установка типа "Спутник" предназначена для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к групповой установке, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

Установка состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики, в котором проходят автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер. Они смонтированы на рамках основаниях и заключенных в щитовое помещение в виде домика. Установка работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время.

Установки бывают следующих типов: "Спутник А", "Спутник Б" и "Спутник В".

Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин, в который поступает продукция четырнадцати скважин по выкидным линиям. Каждый секретный поворот роторной каретки переключателя из подключенных скважины через замерный патрубок в гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время проходит в сборный коллектор. В гидроциклонном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости.

Дебит жидкости подключенной на замер скважины измеряется путем кратковременных пропусков накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный счётчик типа ТОР - 1 - 50, установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск её до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавкового регулятора до верхнего уровня вызывает закрытие газовой линии и следовательно, повышение давления в сепараторе, в результате чего жидкость продавливается из сепаратора в турбинный счётчик.

При достижение поплавком нижнего уровня заслонка отправляется, давление между сепаратором и коллектором выравнивается и продавливание жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости через счетчик за врем замера зависят от дебита измеряемой скважины.

Дебит каждой скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м 3, прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счётчике импульсов в блоке БМА. Переключение на замер следующей скважины осуществляется с БМА при помощи электродвигателя, гидропровода типа ГП-1 и силового цилиндра, который поворачивает каретку переключателя в следующее положение.

Турбинный счетчик одновременно служит сигнализатором переодического контроля подачи скважины. Если подача в контролируемой скважине отсутствует, то БМА выдает аварийный сигнал в коллекторе или его повреждении автоматически осуществляется при помощи отсекателей типа ОКГ.

Установка "Спутник Б", в отличии от установки "Спутник А", предназначена не только для измерения дебита жидкости, но и для определения содержания воды и газа в продукции скважины. Конструкцией предусмотрены устройства для подачи деэмульгаторов в нефтяной поток. По конструкции установка, "Спутник Б" аналогична установке "Спутник А" и отличается от последней наличием прибора для определения содержания воды в нефти (влагомера), насосов - дозаторов, специальных устройств для ловли депарафинизационных шаров. Насос дозатор предназначен для подачи реагента в общий коллектор для деэмульсации нефти.



Рисунок 7 - Схема сбора и подготовки продукции скважин на месторождении

6.2 Дожимная насосная станция

Дожимная насосная станция повышает давление в системах водоснабжения производственных, административных и жилых зданий. Такая установка автоматически выдерживает определенные параметры давления воды, соответствующие переменной характеристике водоразбора у потребителей. Управление насосной станцией заключается в функции поддержания требуемого неизменного давления на выходе. Установка постоянно работает в области наиболее оптимального КПД за счет автоматического регулирования частоты вращения электродвигателей насосов. Контроль параметров осуществляется при помощи датчика давления.

Дожимная насосная станция может быть смонтирована в готовое помещение заказчика или изготовлена в блочном или модульном исполнении, что является огромным преимуществом, так как она может быть использована не только на закрытых площадках.

Модульные насосные станции могут быть укомплектованы любым дополнительным оборудованием: водомерным узлом, системой фильтрации жидкости, гидроаккумулятором и т.д.

Область применения модульных насосных станций обширна: начиная от водоснабжения небольшого поселка до использования в технологических процессах на крупных нефтегазовых комплексах. Станции могут перевозиться по железной и авто дорогам.

Дожимная насосная станция, приобретенная в нашей компании - это готовый продукт (с широким спектром преимуществ), со всеми необходимыми комплектующими и системами для оптимального функционирования:

- управление насосными станциями

- отопление насосной

- электроснабжение насосной

- здание насосной станции

- пожаро-охранная сигнализация

- арматура трубопроводная

- вентиляция насосной

- аварийное и основное освещение

- система пожаротушения

6.3 Система центрального сборного пункта

Совместное движение нефти и газа по трубопроводам неразрывно связано с развитием закрытой системы эксплуатации месторождений. Сначала оно осуществлялось только до сепарационно-замерных установок, расположенных на расстоянии от 200 до 300 м от устья скважин. При этом отдельные скважины или небольшие группы скважин оборудовались индивидуальной установкой. После разделения при давлении 0,6 МПа и замера количеств нефти и газа движение их продолжалось раздельно по самостоятельным трубопроводным коммуникациям. Газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участковых сборных пунктов и далее насосами перекачивается в сырьевые резервуары (ЦСП) (рис.8).



Рисунок 8 - Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора: 1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа "до себя"; 4 - газопровод; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 - резервуары; 7 - насос; 8 -нефтепровод; УСП - участковый сборный пункт; ЦСП - центральный сборный пункт.

7. Техника и технология бурения скважин

7.1 Понятие о скважине

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом, подвешенным на канате. Буровой инструмент включает также ударную штангу и канатный замок. Он подвешивается на канате, который перекинут через блок, установленный на какой-либо мачте (условно не показана).

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Скважина - горная выработка круглого сечения, пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека к забою под любым углом к горизонту, диаметр которой много меньше ее глубины. Бурение скважин проводят с помощью специального бурового оборудования

Различают вертикальные, горизонтальные, наклонные скважины. Начало скважины называется её устьем, дно - забоем, внутренняя боковая поверхность - стенками. Диаметры скважин колеблются от 25 мм до 3 м. Скважины могут иметь боковые стволы (БС), в том числе горизонтальные (БГС)

По назначению различают буровые скважины: картировочные, опорные, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные, геотехнологические и инженерно-технические (горнопроходческие, вентиляционные, дренажные, барражные, взрывные и т. д.).

Скважина газовая - скважина, которая пробурена к газоносному горизонту и используется для извлечения газа и газового конденсата.

Скважина нефтяная - скважина, которая пробурена к нефтеносному горизонту или чаще всего нефтегазоносному и используется только для извлечения нефти. Скважина не может использоваться для добычи газа - это связанно с устройством самой скважины, а главное - спецификой подготовки нефти к транспортировке, газ перед транспортировкой очищается и осушается согласно СНиП, ТУ и других нормирующих документов.

7.2 Классификация способов бурения

Классификация способов бурения на нефть и газ приведена на рисунке 9.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Рисунок 9 - Классификация способов бурения скважин на нефть и газ

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом, подвешенным на канате. Буровой инструмент включает также ударную штангу и канатный замок. Он подвешивается на канате, который перекинут через блок, установленный на какой-либо мачте (условно не показана).

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью, нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

7.3 Буровые установки, оборудование и инструменты

Буровая установка или буровая - комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин. Состав узлов буровой установки, их конструкция определяется назначением скважины, условиями и способом бурения.

Рисунок 10 - Нефтяная буровая вышка

Наземная буровая установка для разведки и разработки месторождений нефти и газа в общем виде включает следующее оборудование:

- Буровая вышка;

- Буровая лебёдка;

- Система верхнего привода или ротор с вертлюгом;

- Буровой ключ;

- Шпилевая катушка;

- Буровые насосы;

- Емкость;

- Оборудование для приготовления бурового раствора;

- Оборудование очистки бурового раствора от шлама;

- Цементировочный агрегат;

- Противовыбросовое оборудование;

- Мостки и склад хранения буровых труб, трубный кран;

- Генератор для обеспечения работы электроприводов оборудования.

8. Подземный ремонт скважин

8.1 Текущий ремонт

Цикл эксплуатации нефтяной скважины состоит из следуют и последовательно выполняемых процессов:

- отбор пластовой жидкости, т. е. эксплуатация скважин;

- поддерживание технологического режима эксплуатации скважин - подземный и капитальный ремонты, гидравлический разрыв, промывка, кислотная обработка призабойной зоны и т. д.

В процессе эксплуатации возникают различные нарушения нормальных условий работы наземного и подземного оборудования, которое, в зависимости от поломки, требует ремонта или замены. В связи с этим существует несколько видов ремонта оборудования:

- текущий;

- капитальный.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

8.2 Капитальный ремонт

Капитальный ремонт скважин проводится в соответствии с планом-заказом и в указанной последовательности.

Капитальный ремонт скважин предполагает обследование и исследование скважин.

Обследование скважины - это работы по определению глубины забоя, состояния эксплуатационной колонны, местонахождения и состояния аварийного подземного оборудования и др.

Исследование скважин - комплекс работ по:

- установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину;

- определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне;

- отбору глубинных проб нефти; измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней;

- контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др.

8.3 Технологический транспорт, используемый для обслуживания объектов добычи

ППУА - передвижная парообразующая установка. ППУА разработана и предназначена для депарафинирования призабойной зоны скважин, трубопроводов, резервуаров, арматуры и тому подобного нефтепромыслового оборудования, который насыщен паром низкого (до 6 кгс/смІ) и высокого (до 100 кгс/смІ) давления. ППУА 1600 также предназначена для обогрева и мойки дорожной техники, идеальна для разогрева бытового, коммунального, промышленного, водяного и газового оборудований.



Рисунок 11 - Схема ППУА: 1 - котел паровой; 2 - цистерна; 3 - система топливная; 4 - обвязка; 5 - кузов; 6 - рама с креплениями; 7 - система выхлопа; 8 - шасси автомабиля.

АДПМ - агрегат для депарафинизации скважин, используются на нефтепромышленных предприятиях с целью извлечение из нефтяных продуктов находящихся в скважинах парафина и церезина, при помощи горячей нефти, в условиях окружающей среды от -45 до +40°С.

Рисунок 12 - Схема АДПМ: 1 - шасси; 2 - нагреватель; 3 - трубопровод; 4 - трансмиссия; 5 - топливная система; 6 - трубопроводы вспомогательные.

АТЭ - 6 - предназначен для механизированной нагрузки, разгрузки и перевозки оборудований.

Максимальный вылет стрелы - 2,5 м;

Грузоподъёмность гидрокрана - 750кг;

Грузоподъёмность агрегата - 6,5 т.

Рисунок 13 - Схема АТЭ - 6

АРОК - предназначен для технического обслуживания, текущего и среднего ремонта станков-качалок, так же может использоваться для ремонта и обслуживание автотехники.

Грузоподъёмность гидрокрана - 500кг;

Высота подъёма крюка - 6,5м.



Рисунок 14 - Схема АРОК

АПШ - агрегат для перевозки штанг.

Грузоподъёмность при перевозки груза длиной 8 м - 6кТ;

Грузоподъёмность крана - 0,5т;

Максимальный вылет стрелы - 3,6м

Рисунок 15 - АПШ

9. Методы воздействия на призабойную зону скважин

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.

Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых пли очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т. д.

10. Экологическая безопасность объектов нефтегазодобычи

Вопрос экологической безопасности при добыче полезных ископаемых в целом, нефти и газа в частности, давно является камнем преткновения между экологами и нефтяниками. Изменения, которые провоцирует нефте- и газодобыча, приводят нередко к необратимым процессам в экологии местности, а масштабы наносимого природе урона огромны. Поэтому действия геологоразведочных компаний происходят в тесном взаимодействии со службами экологического надзора, а также в геологию внедряются современные технологии для более эффективной и безопасной работы.

Известно, что добыча любых полезных ископаемых из недр земли предполагает внедрение человека в земную кору. При этом повреждается растительный покров, теряются большие площади плодородных земель, увеличивается в разы антропогенная нагрузка на всю экосистему региона. Вследствие выемки огромных объемов породы на глубине от 2,5 до 6 км, в толще земной коры образуются подземные резервуары. Их образование часто приводит к изменению рельефа местности, а в редких случаях даже к техногенным стихийным бедствиям, в то время как неиспользованная порода порой занимает полезные площади сельскохозяйственных земель. Недостаток новых технологий, позволяющих минимизировать экологические потери от добычи ископаемых, постепенно восполняется, в этом направлении активно проводятся исследования, направленные на совершенствование традиционных технологий добычи.

...