Основы нефтегазового производства

Виброобработка забоев скважин так же, как и гидроразрыв, направлены на создание в пласте сети искусственных трещин. В результате резкого колебания давления и гидравлических импульсов, создаваемых вибратором, происходит улучшение проводимости и очистка призабойной зоны скважин вследствие образования трещин и расширения естественных трещин в пласте. Виброобработки проводят, спуская в скважину на насоснокомпрессорных трубах гидравлический вибратор, который устанавливают против продуктивного пласта. Затем нагнетают в скважину жидкость, которая, попадая на цилиндр вибратора с щелевыми прорезями, создает гидравлический удар, сопровождаемый повышением давлений, и циклические колебания жидкости. Для создания непрерывной струи рабочей жидкости (нефть, раствор соляной кислоты, раствор ПАВ) при виброобработках у скважины устанавливают два насосных агрегата.

Химические методы воздействия на призабойную зону. Солянокислотные обработки забоев скважин широко используются и, как правило, неоднократно для очищения забоя и образования каналов в карбонатном пласте, так как известняки и доломиты растворяются под действием соляной кислоты, и проницаемость призабойной зоны после обработки увеличивается. Чтобы кислота не разъедала металлическое оборудование и трубы, в раствор кислоты добавляют специальные ингибиторы, в основном поверхностно-активные вещества (ПАВ) - катапин и др. Применять для обработки известняков и доломитов кислоты, такие как, например, серная кислота, нельзя, так как в результате химической реакции образуются нерастворимые в воде соли, которые, осаждаясь на забое скважины, будут закупоривать поры пород. Эффективность взаимодействия растворов соляной кислоты с карбонатными породами зависит от многих факторов: концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, скорости движения кислоты, характера пород.

Кислоту доставляют на скважины в специальных автоцистернах, а закачку производят специальными агрегатами, смонтированными на машинах.

Для обработки скважин используют кислотный раствор различной концентрации - От 12 до 25% - в зависимости от естественной проницаемости продуктивных пластов (для малопроницаемых - наибольшей концентрации) . На 1 м обрабатываемой мощности пласта расходуется от 0,4 до 1,5 м3 раствора соляной кислоты.

В целях очищения забоя скважин от парафиновых и асфальтово-смолистых веществ предварительно до солянокислотной обработки проводят прогрев призабойной зоны для расплавления этих веществ. Поэтому скважину до кислотной обработки промывают горячей нефтью или производят термокислотную обработку.

Термокислотные обработки, представляющие собой обработки скважин нагретой кислотой, используются в малопроницаемых карбонатных пластах, где малоэффективна холодная кислота и где много на забое асфальтово- смолитстых веществ или парафина. Нагрев кислоты производят путем взаимодействия ее с химреагентами, т.е. химическим путем. В качестве реагента обычно используют магний , который при взаимодействии с соляной кислотой выделяет большое количество тепла.

Обычно процесс термокислотной обработки разделяется на две стадии.

Первая стадия термохимическая, когда под действием реагента происходит разогрев кислоты, расплавление парафиновых и смолистых веществ. На второй стадии производится кислотная обработка, в результате чего растворяются карбонаты и образуются поры, пустоты, каверны и другие каналы в призабойной зоне пласта, что существенно увеличивает производительность скважины.

Прогрев кислоты с применением магния доводят до температуры в 70- 80° С, а затем начинают ее закачивать в скважину. На одну обработку расходуется несколько десятков килограммов магния.

Чтобы увеличить эффективность термохимической обработки, экзотермическую реакцию проводят непосредственно в пласте. Для этого в пласт спускают магний в порошке и затем в скважину закачивают кислоту.

Иногда чтобы усилить действие термокислотной обработки, предварительно проводят кислотные ванны, выдерживая кислоту на забое и по всему стволу скважины от нескольких часов до одних суток.[1]

Тепловые обработки призабойных зон скважин.

Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из-за выпадения из нефти парафина и запарафинивания колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержащихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению проницаемости пород призабойной зоны.

В промысловой практике широко распространены следующие методы прогрева призабойной зоны скважин:

- закачка в скважины нагретой нефти, нефтепродуктов или воды, обработанной поверхностно-активными веществами;

- закачка пара в эксплуатационные скважины , подаваемого с передвижных парогенераторов или стационарных паровых установок;

- электротепловая обработка скважин при помощи специальных самоходных установок;

- термохимическая обработка призабойной зоны путем закачки в скважины соляной кислоты с магнием;

- огневой прогрев специальной горелкой, работающей на газе или дизельном топливе.

Эти воздействия, проводимые неоднократно в течение длительного времени, способствуют и повышению нефтеотдачи пластов.

В результате прогрева призабойной зоны скважин растворяются парафиновые и асфальто-смолистые вещества, которые выносятся потоками жидкости на поверхность, в результате очищается забой, ствол скважины, а также трубы и оборудование.

Прогревают призабойную зону скважин электронагревателями, газонагревателями, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, термохимическим воздействием на продуктивный пласт. Электротепловая обработка призабойных зон скважин проводится электронагревателями, которые спускают в скважину на кабеле (тросе).

Горячие жидкости (нефть, дизельное топливо) закачивают в скважины насосами. Паротепловая обработка проводится с помощью паропередвижных установок (ППУ), из которых перегретый водяной пар закачивают в скважины. Вытесняя нефть из насоснокомпрессорных труб, он попадает в призабойную зону и очищает ее. Перед тепловой обработкой необходимо обследовать скважину и определить: содержание в нефти парафиновых и асфальтосмолистых веществ, пластовую температуру и давление, содержание механических примесей, количество и состав воды в продукции скважины, глубину залегания и мощность нефтенасосного пласта, текущий дебит скважины и другие параметры. С помощью этих показателей определяют продолжительность и температуру прогрева, расход тепла, требуемого для обработки, глубину установки нагревателя и др.

Многие факторы, ухудшающие проницаемость коллекторов, вызывают большую трудность и при освоении нагнетательных скважин, расположенных в нефтяной зоне пласта. Вода, нагнетаемая при температуре 7-12°С (ниже температуры пласта), вызывает охлаждение пород призабойной зоны, способствует более интенсивному выпадению тяжелых компонентов нефти, в результате чего наиболее мелкие поры пласта оказываются закупоренными. Поэтому для предупреждения снижения проницаемости в целях увеличения дебита эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин и для повышения эффективности эксплуатации, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти, рекомендуется проводить тепловую обработку призабойной зоны скважин. При прогреве тем или иным способом скважины и призабойной зоны ее отложившийся парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Обычно после прогрева скважины восстанавливают свой дебит.

9. ХАРАКТЕРИСТИКА ИССЛЕДОВАНИЙ НА ФОНДЕ МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН

Существует много методов исследования скважин и технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно получать непрерывно обновляющуюся информацию о скважинах и о пласте или нескольких пластах, являющихся объектом разработки. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на объекте разработки или на отдельных частях такого объекта тех или иных геолого-технических мероприятий.

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.).

Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л. С., Щелкачев В. Н., Маскет М., Чарный И. А. и др.

Методы ГДИС

Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации - метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах - методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

Испытатель пластов на трубах (ИПТ)

Испытание пласта - это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.

Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительнось периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).

ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважинах, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно:

- в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах,

- при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов,

- при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.

Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.

Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами (несколько часов). Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.

Кривая восстановления давления (КВД).

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния "послепритока" (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только за счёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнюю зону пласта (конечный участок КВД).

Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Кривая восстановления уровня (КВУ)

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.

Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР - газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.

Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.

Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР - обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям "с учётом притока" с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние "послепритока" существенно на всём протяжении КВУ, а методики "учёта притока" часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния "послепритока" применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием ИПТ (см. выше).

Индикаторные диаграммы (ИД).

Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.

Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др.

Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине (см. выше).

Гидропрослушивание.

Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.

Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.

Гидродинамические методы исследования. Основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относится дебит или его изменение и давление или его изменение. Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

Гидродинамические методы исследования выполняются техническими средствами и обслуживаются персоналом нефтедобывающих предприятий. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины (так называемый метод пробных откачек) и на исследования при неустановившихся режимах (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления).

Исследования при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или от динамического уровня. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъёма жидкости.

Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность.

Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает известные технические ограничения на возможности этого метода.

Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов -- дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные проплати с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.

Скважинные дебитометрические исследования проводятся специальными комплексными приборами типа «Поток». Все гидродинамические и дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою через НКТ открыт и спуск приборов на забой не составляет больших технических трудностей. При других способах эксплуатации (ПЦЭН, ШСН) спуск измерительного прибора через НКТ невозможен, поэтому исследование таких скважин (а их подавляющее большинство) связано с техническими трудностями и имеет особенности.

10. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ

Нефть и газ от устьев скважин, рассредоточенных на площади месторождения, направляются по выкидным линиям в систему сбора и транспортировки. Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (сокращенно ЦКППН).

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь, состоящую из нефти, газа и воды, взвешенных веществ и иногда песка и других частиц. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины, должна быть собрана и подготовлена для дальнейшего транспорта по магистральным нефтепроводам или железнодорожным или водным путем до нефтеперерабатывающих заводов.

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

Как бы ни были разнообразны системы сбора нефти, газа и воды в зависимости от конкретных условий, они должны обеспечивать возможность осуществления следующих операций:

1) измерения продукции каждой скважины или, в случае необходимости, группы скважин данного участка;

2) транспорта продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважин, до ЦКППН, а при недостаточном давлении -- с использованием насосов на промежуточных сборных пунктах (ПСП) или дожимных насосных станциях (ДНС);

3) сепарации нефти от газа и транспорта газа до пункта его подготовки или до потребителя, а в случае применения газлифтного способа добычи -- обратного транспорта газа до газлифтных скважин;

4) отделения до установок подготовки нефти свободной воды из продукции скважин в случае добычи высокообводненных нефтей;

5) отделения продукции некоторых скважин в случае нежелательности ее смешения с продукцией остальных скважин;

6) подогрева продукции скважин в случае невозможности ее сбора и транспорта при обычных температурах.

Схема сбора нефти и газа представлена на рис.6. Продукция скважин поступает на установку для измерения дебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Из центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды подготовленная нефть перекачивается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дальнейшего транспорта.

Газ после соответствующей подготовки поступает по газопроводу к потребителю или по газопроводу обратно на месторождение для подачи в газлифтные скважины.

Рис.6. Принципиальная совмещенная схема сбора нефти, газа и воды сернистых и девонских нефтей: 1- скважина; 2-реагент; 3-ГЗУ, 4- технологический трубопровод; 5- КДФ, 6- сепаратор - УПС; 7 - насос; 8- линейный каплеобразователь; 9- УПС; 10- печь; 11- секционный каплеобразователь; 12-15 отстойник (электродегидра- тор); 13- пресная вода; 14- смеситель; 16- технологический резервуар (буллит); гидрофобный фильтр; 28 - трубный аппарат; 19- блок стабилизации

Замерные установки предназначены для измерения дебита нефти и газа по отдельным скважинам. При самотечной системе сбора измерение дебита скважин осуществляется на индивидуальных или групповых трапно- замерных установках, в которых в качестве замерного устройства используется открытый мерник. Групповые трапно-замерные установки были разработаны при переходе от индивидуальной самотечной системы сбора нефти и газа к групповой и предназначались для сепарации нефти от газа, измерения дебита жидкости по каждой эксплуатационной скважине и последующей перекачки нефти в нефтесборные пункты, а газа -- на прием компрессорных станций. [2]

В процессе подъема жидкости из скважин и транспорта ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление в системе сбора, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазосборных коллекторах, включая и верхние участки подъемных насосно- компрессорных труб, состоит из, двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двухфазным, или нефтегазовым, потоком.

Жидкая фаза может, в свою очередь, состоять из нефти и пластовой воды, содержание которой в потоке может колебаться от нуля до значительных величин. Следовательно, в случае содержания воды в продукции скважин мы имеем дело с трехфазным, или нефтеводогазовым, потоком, который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившиеся из нее газы при нормальных условиях не могут храниться или транспортироваться вместе, так как объем выделившихся газов обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости, и для хранения или транспорта их необходимо сооружать большие герметичные емкости или большого диаметра трубопроводы, которые являются очень дорогостоящими сооружениями. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор нефти и газа и совместный транспорт их осуществляют только на определенные экономически целесообразные расстояния, а затем нефть и выделившиеся газы транспортируют раздельно.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой продукции скважин, называют нефтегазовым сепаратором. Так как в нефтегазовом сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой, такой сепаратор называют двухфазным. Однако во многих случаях в нефтегазовых сепараторах осуществляются отделение и сброс свободной воды. В этом случае нефтегазовый сепаратор называют нефтеводогазосепаратором, или трехфазным сепаратором.

Отделение нефти от газа и воды предусмотрено с целью: - получения нефтяного газа (химического сырья или топлива);- снижения гидравлических сопротивлений, а также возможности образования стойких нефтяных эмульсий; - разрушения структуры образовавшейся пены; - отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;- уменьшения пульсаций давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам, проложенным от дожимных насосных станций до установок подготовки нефти.

Сепараторы бывают разных конструкций (горизонтальные, вертикальные, цилиндрические, сферические, гравитационные, центробежные, инерционные и т. д.), но все они имеют такие основные секции: 1 -- сепарационную; 2 -- осадительную; 3 -- сбора нефти;4 -- каплеуловительную. (Рис.7.)

Сепарационная секция предназначена для отделения нефти от газа. Осадительная секция предназначена для дополнительного выделения газа, не успевшего выделиться из нефти в сепарационной секции. Нефть направляется тонким слоем по наклонным плоскостям 3, при этом увеличивается длина пути ее движения и эффективность сепарации.

Секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе, предназначена как для сбора, так и для вывода ее из сепаратора.

Нефть может находиться здесь в однофазном состоянии или в смеси с газом -- все зависит от эффективности работы сепарационной и осадительной секций, а также от вязкости нефти и времени пребывания ее в сепараторе.



Рис. 7. Горизонтальный сепаратор нефти с предварительным отбором газа:1 -- сборный коллектор; 2 -- вилка для отбора газа: 3 - наклонные плоскости; 4 - капле-отбойник; 5 -- жалюзийная кассета; 6 -- корпус сепаратора; 7 -- поплавок; 8 - исполнительный механизм; 9 -- перегородка для успокоения уровня жидкости

Каплеуловительная секция расположена в верхней части сепаратора и предназначена для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа за пределы сепаратора. Для улавливания капельной жидкости, уносимой потоком газа, применяют специальные приспособления (металлические стружки, сетки, жалюзи и т. д.).

Эффективность любого типа нефтяного сепаратора зависит от двух основных показателей: количества капельной жидкости , уносимой потоком газа из каплеуловительных секций , и количества пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секций сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем больше эффективность работы сепаратора.

В современных системах сбора нефти и газа нефтегазовыми сепараторами оснащаются все блочные автоматизированные замерные установки (за ис ключением установок, оснащенных массовыми расходомерами). При большом содержании в продукции скважин воды на этих установках применяются трехфазные сепараторы. На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти в нефтегазовом сепараторе осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазосборный коллектор.

Вывод отсепарированного газа из нефтегазовых сепараторов и раздельный сбор его осуществляются в различных пунктах системы сбора и центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней сепарации может быть несколько, и окончательное отделение нефти от газа завершается в концевых сепараторах или резервуарах под атмосферным давлением.

Многоступенчатая сепарация применяется при высоких давлениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах. Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа, состоящего главным образом из метана и этапа. Этот газ, называемый сухим газом, имеет высокое давление и может транспортироваться на большие расстояния к потребителям.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепараторы среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа. Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость возрастает. Это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать с момента образования эмульсии, не допуская ее старения.



Рис.8. Схема обезвоживания нефти1 -- газосепарационный узел;2 -- отстойник предварительного сброса воды; 3 -- печь подогрева; 4 - узел обезвоживания нефти; 5 - каплеобразователь;6. - гравитационный сепаратор-отстойник водонефтяной эмульсии

Различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

- гравитационное холодное разделение;

- внутритрубная деэмульсация;

- термическое воздействие;

- термохимическое воздействие;

- электрическое воздействие;

- фильтрация;

- разделение в поле центробежных сил.

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник.

Принципиальная схема отстойника непрерывного действия приведена на рисунке:

Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество -- деэмульгатор в количестве 15 ... 20г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45... 80 °С.

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет. Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1... 2 %. Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1%.

Нефть после ступени обезвоживания I нагревается в теплообменнике 1 и смешивается с промывочной пресной водой IV в количестве 5--10 % от массы обрабатываемой продукции. Перед этим в ее поток вводят поверхностно- активное вещество - деэмульгатор II и (если в нефти содержатся неорганические кислоты) щелочь или соду III.

Пресная вода диспергируется в нагретой нефти до поступления в электродегидратор 2, в котором под действием электрического поля происходит слияние капель соленой и пресной воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая направляется затем в нефтеотделитель 3 для дополнительного отстоя. Уловленная в нефтеотделителе нефть с оборотной водой VII возвращается на прием электродегидратора, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки для поддержания пластового давления (ППД). Обессоленная нефть из электродегидратора V направляется на следующую ступень - стабилизацию.

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40 ... 80 ОС, а затем подают в сепаратор.

Рис. 10. Схема обессоливания нефти: 1- теплообменник; 2. - электродегидратор; 3- нефтеотделитель

Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

Технологическая схема подготовки нефти предусматривает следующие технологические операции:

- прием нефти от ЦДНГ;

- подготовка нефти в соответствии с ГОСТ Р51858-2002.;

- прием нефти в резервуарный парк;

- компаундирование нефти;

- отбор нефти из резервуарного парка и подача ее в нефтепровод для прохождения через СИКН;

- одновременное введение приема и откачки нефти для сдачи в АРНУ.

Товарная нефть, с установки подготовки нефти поступает в товарный парк на хранение и затем на дальнейшую транспортировку и на нефтепереработку. В товарном парке, нефть сначала поступает в технологический товарный резервуар, где происходит дополнительное обессоливание нефти. Обессоленная нефть сливается в товарный резервуар, откуда насосами откачивается, через СИКН в АРНУ.

11. СИСТЕМА ППД. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ВОДЫ. СПОСОБЫ ПОДГОТОВКИ ВОД, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ

Для поддержания давления и повышения коэффициента нефтеотдачи в продуктивных скважинах производят закачку сточных вод обратно в пласт. Сточными водами называются воды, которые образуются в результате обезвоживания и обессоливания нефти на УПН, т. е. это в основном воды пластовые (85%) и пресные (15%), добавляемые к нефти для ее обессоливания. Классическая схема водоснабжения систем ППД, реализуемая, как правило, на этапе разработки, когда обводненность добываемой продукции равна нулю, а в качестве источника воды используется вода открытых водоемов, включает в себя определенное количество элементов и представлена на рис. 11.

Основными элементами являются: водозаборы открытых водоемов, низконапорные насосные станции первого и второго подъема, резервуары для воды, станция подготовки воды, кустовые насосные станции высокого давления (КНС), распределительный водовод среднего давления, водоводы высокого давления и нагнетательные скважины. Водозаборные сооружения. Водозабор открытого водоема является самым простым и состоит из всасывающей трубы с фильтром на конце, погруженной под уровень воды на определенную глубину, большую, чем возможный минимальный уровень воды в водоеме, и защищенной от разрушения в паводковый период, и центробежного насоса.

Использование сточных вод для закачки их обратно в продуктивные пласты имеет следующие преимущества:

- увеличивается коэффициент нефтеотдачи (до 5%), поскольку в них содержатся ПАВ, способствующие «отмыванию» нефти от продуктивных пород пласта;

- при закачке сточных вод сохраняется проницаемость продуктивных коллекторов, содержащих глинистые частицы и алевролиты, так как эти породы при контакте с водой, содержащей соли, практически не разбухают;

- при закачке сточных вод в нагнетательные скважины предотвращается загрязнение водоемов (рек, озер, морей), а следовательно, и истребление ценных пород рыб, флоры и фауны.

К существенным недостаткам использования сточных вод относятся: - большая коррозия трубопроводов и насосного оборудования при транспортировании этих вод до нагнетательных скважин.



1-водозаборные устройства, 2- станция первого подъема, 3-буферные емкости для грязной воды, 4- станция водоподготовки, 5- буферные емкости для чистой воды, 6- насосная станция второго подъема, 7- кустовые насосные станции (КНС), 8- нагнетательные скважины, 9- разводящий водовод, 10- водоводы высокого давления.

Необходимость строительства сравнительно сложных и дорогих сооружений, предназначенных для очистки сточных вод от капелек нефти, которые фильтруются в призабойной зоне нагнетательных скважин и снижает их приемистость. Для разных по коллекторным свойствам месторождений содержание нефти в сточной воде, закачиваемой в пласт, может быть различным и находиться в пределах 1--5 мг/л. Сточные воды, закачиваемые в продуктивные пласты, не могут полностью обеспечить поддержание пластовых давлений на нужном уровне, в связи с чем приходится изыскивать источники пресной воды для этих целей.

Пресные воды поверхностных водоемов (рек, озер) содержат в себе, особенно в весеннее время года, большое количество механических примесей (песка, глинистых частиц и т. д.), которые, попадая в призабойную зону нагнетательной скважины, засоряют ее и быстро снижают приемистость этой скважины. Вот почему для очистки сточных вод, подлежащих нагнетанию в продуктивные пласты, как и для очистки пресных поверхностных вод, строят дорогие очистные сооружения. Однако методы очистки пресных вод от указанных выше примесей в корне отличаются от метода очистки сточных вод.

Пресные воды очищаются от механических примесей химическим путем -- добавкой к этим водам коагулянтов -- сернокислого алюминия А12(S04)318Н20 и серного железа FeS04, образующих в воде хлопья, которые осаждаются, захватывая на своем пути механические взвеси.

Степень очистки пресных вод от механических примесей зависит от коллекторных свойств продуктивных горизонтов: в коллекторах с высокой проницаемостью (600 -- 800 мД) большой очистки не требуется, и, наоборот, в коллекторах с низкой проницаемостью очистка должна быть высокой.

Большое значение при закачке вод имеет их совместимость с пластовой водой; в противном случае в пласте могут образовываться и выпадать в осадок труднорастворимые соли. Общие требования к закачиваемой воде следующие: ограниченное содержание механических примесей (количество взвешенных частиц -- КВЧ 50 мг/л) и нефтепродуктов не более 60 мг/л, отсутствие соединений железа, сероводорода и углекислоты с целью избежания коррозии оборудования; отсутствие органических примесей (бактерий, водорослей и т.п.); химическая совместимость с пластовой водой. По данным гидрогеологических исследований установлено, что водовмещающими породами пашийских отложений являются песчано-алевролитовые разновидности терригенных отложений. Дебиты скважин, давших при опробовании воду, изменяются в пределах от 50 до 102 м3/сут и более при динамических уровнях 240-600 м от устья.

Статические уровни при ППД устанавливаются на абсолютных отметках +75 -268м режим залежи упруго-водонапорный.

Результаты изучения состава и свойств пластовых вод свидетельствует о том, что воды, насыщающие эти отложения, представляют собой растворы хлор-кальциевого типа с минерализацией около 288г/л. По химическому составу они являются хлоридно-натриевыми, высокоминерализованными рассолами со значительным содержанием кальция. Для них характерен ионно-солевой состав (в моль/дм3) С1- 4758,41; S04 0,29; НС03` 0,24; Са++ 593,26; Mq ++ 193,18; К++па+ 3194,18. Плотность вод составляет 1158-1192кг/м3, вязкость 1,8 мпас, газонасыщенность вод равна в среднем 0,3 м3/т, объемный коэффициент 1,013. Газовый состав вод азотно-метановый. Практика показывает, что выше перечисленным требованиям в большинстве случаев удовлетворяют воды закрытых источников: подрусловые, артезианские или воды глубинных водоносных горизонтов.

Вода, используемая из открытых водоемов, подвергается следующим операциям: коагуляция -- укрупнение мельчайших взвешенных в воде частиц добавлением в воду глинозема (сернокислого алюминия или железного купороса (FeS04), в результате чего взвешенные частицы осаждаются в виде хлопьев; фильтрация -- очистка воды от взвешенных частиц после коагуляции в песчаных фильтрах; обезжелезивание -- удаление из воды закисей или окисей железа; умягчение -- подщелачивание гашеной известью с целью доведения pH воды до 7-8, что приводит к интенсивной коагуляции; --хлорирование -- угнетение бактерий и микроорганизмов; - стабилизация - придание воде стабильности химического состава.

Параметрами качества воды для закачки в пласт являются: количество механических взвешенных частиц (КВЧ); нефти и нефтепродуктов; железа и его соединений, которые при окислении выпадают в виде нерастворимого осадка; сероводорода, существенно повышающего коррозионную активность воды; бактерий и микроорганизмов. Особую роль играет солевой состав воды.

Подготовка сточных пластовых вод

Сточные воды, используемые в целях поддержания пластового давления, состоят на 85 - 90 % из добытой пластовой воды. В нефтедобывающей промышленности применяются как специально разработанные методы подготовки сточных пластовых вод, так и заимствованные из смежных отраслей, применяющих крупнотоннажные системы очистки воды.

Наиболее часто применяют следующие методы:

- отстаивание воды;

- фильтрование воды через пористые или иные среды;

- флотация;

- коалесценция;

- центробежное разделение;

- диспергирование;

- удаление примесей поглотителями;

- озонирование.

В качестве технических средств, для отстаивания воды, используют резервуары отстойники, нефтеловушки, пескоотделители и пруды-отстойники. Резервуары-отстойники обеспечивают очистку сточной воды по герметизированной схеме. В зависимости от производительности, качества сырья и требований к очищенной воде применяют резервуары различной вместимости (от 200 до 5000 м3 ) с разнообразной начинкой и обвязкой. Выбор и расчет резервуаров проводится исходя из времени отстаивания воды в течение 8-16 часов. Процесс очистки может производиться в циклическом или непрерывном режиме. Обвязка водоочистных резервуаров большей частью последовательная.

На рис. 12 приведена конструкция отстойника, разработанная на базе нефтяных стальных резервуаров объемом 1000, 2000 и 5000 м.



Рис. 12 Отстойник для очистки нефтепромысловых сточных вод: 1 - корпус резервуара - отстойника; 2 - трубопровод подачи загрязненной воды; 3 - трубопровод отвода уловленной нефти; 4 - кольцевой короб сбора уловленной нефти; 5 - лучевой распределитель ввода загрязненной воды; 6 - сифонный регулятор для поддержания уровня раздела фаз «нефть-вода» и отвода очищенной воды; 7 - трубопровод подачи воды для размыва осадка; 8 трубопровод отвода шлама

Для глубокой очистки нефтепромысловых сточных вод от эмульгированной нефти и твердых механических примесей предназначен отстойник с патронными фильтрами ОПФ-3000.

Отстойник с патронными фильтрами ОПФ-ЗООО предназначен для глубокой очистки нефтепромысловых сточных вод от эмульгированной нефти твердых механических примесей, Отстойник входит в состав комплекса оборудования для очистки сточных вод, используемых в системе ППД (рис. 15).

Отстойники предназначены для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 15150-69: ОПФ-3000-01 - в макроклиматическом районе с умеренным климатом, со средней температурой - самой холодной пятидневки не ниже 233 К (-400С). Минимальная Допустимая температура стенки отстойника, находящегося под давлением, 233 К (-400С). Вид климатического исполнения - У1 по ГОСТ 15150-69.

ОПФ-3000-02 - в макроклиматическом районе с холодным климатом, со средней температурой самой холодной пятидневки от 232 до 213 К колеса (от -41 до -60°С). Минимальная допустимая температура находящегося под давлением, 213 К(-60°С).

Рис. 13 Отстойник с патронными фильтрами ОПФ-ЗООО: 1 - емкость; 2 - фильтр - патрон; 3 - блок фильтр - патронов; 4 - отражательный лоток; 5 - сборник чистой воды; 6 - лестница; 7-люк-лаз; 8- поворотное устройство; 9 - труба входная

12. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ И РЕМОНТЕ МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН

Работы по обслуживанию скважин и подземного оборудования выполняют рабочие и специалисты, прошедшие дополнительное обучение и проверку знаний.

Требования охраны труда и промышленной безопасности во время работ.

Работник обязан:

1. соблюдать требования охраны труда и промышленной безопасности;

2. правильно применять средства индивидуальной, коллективной защиты.

Отказ работника от выполнения работ в случае возникновения опасности для его жизни и здоровья вследствие нарушения требований охраны труда либо от выполнения тяжелых работ и работ с вредными или опасными условиями труда, не предусмотренных трудовым договором (контрактом), не влечет за собой его привлечения к дисциплинарной ответственности.

...