Нефтегазодобывающие предприятия

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

КАФЕДРА РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ОТЧЁТ ПО ПРАКТИКЕ

НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИЕ ПРЕДПРИЯТИЯ

Студента Иванова Сергея Петровича группы 42-12 по учебной практике

Место прохождения практики

Начало практики 15.04.13 окончание практики 03.05.13

Руководитель практики

от кафедры РиЭНГ Лукаянов А.Т.

Альметьевск

2013

Содержание

Введение

1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов

2. Системы разработки нефтяных месторождений

3. Размещение скважин по площади залежи

4. Геолого-физическая характеристика объектов

5. Бурение скважин

6. Система ППД

7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

8. Исследование скважин

9. Методы увеличения производительности скважин

10. Текущий и капитальный ремонт скважин

11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды

12. Промышленная безопасность на предприятиях нефтегазового комплекса

Список литературы

Введение

Я, Иванов Сергец Петрович, студент группы 42-12 факультета нефти и газа прошел учебную практику в нефтегазодобывающих предприятиях «Альметнефть», «Джалильнефть», а также посетил учебный полигон в Альметьевске. Целью моей учебной практики было ознакомление со способами добычи нефти, понять этапы сбора и подготовки нефти, газа и воды, узнать о методах увеличения нефтеотдачи пласта, системой поддержания пластового давления и т.д.

Нефтяные и газовые отрасли нашей промышленности в нашей республике являются одними из ведущих и наиболее значимых в экономическом плане. Они выступают в качестве смазочных материалов для всевозможных машин и механизмов, являются сырьем для получения многих ценных химических продуктов, в том числе синтетического каучука, спиртов, эфиров, синтетических тканей и т.д. Потребность в нефтепродуктах во многом обусловлена и обширностью территории, необходимостью обеспечить связь между различными районами страны, что требует сооружения и усовершенствования сети, дорог с твердым, в том числе асфальтовым (битумным) покрытием. Главной целью создания и функционирования нефтегазодобывающих предприятий является получение максимально возможной прибыли за счет реализации потребителям производимой продукции, на основе которой удовлетворяются социальные и экономические запросы трудового коллектива и владельцев средств производства.

НГДУ «Альметнефть», «Джалильнефть» - это коммерческие организации, основной целью деятельности которой является извлечение прибыли. Обе организации являются структурным производственным подразделением ОАО «Татнефть». Ознакомившись с нефтегазодобывающими организациями, я понял, что основу их деятельности составляет добыча, подготовка и первичная обработка нефти и газа.

В результате ознакомления с данными предприятиями я получил базовую основу, которая в дальнейшем поможет мне лучше усвоить теоретический материал в процессе дальнейшего обучения по специальности.

1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов

Эксплуатационным объект - это пласт или группа пластов, предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов отдельно.

Эксплуатационный объект, в который объединяются несколько пластов одной залежи или несколько залежей различных продуктивных пластов, называют многопластовым эксплуатационным объектом.

Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование разработки.

Каждый эксплуатационный объект разбуривается по определенной системе. Устанавливаются определенные расстояния между добывающими скважинами, их взаимное расположение, параметры сетки скважин. При определении порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку решается вопрос об определенной системе расположения скважин по разрезу месторождения.

Выделяют следующие группы факторов при анализе материалов по методике и практике выделения эксплуатационных объектов:

а) геолого-промысловые;

б) гидродинамические;

в) технические;

г) технологические

Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объективно подойти к выделению эксплуатационных объектов.

Геолого-промысловые факторы. Из этой группы учитываются следующие:

1. возможность и однозначность расчленения разреза месторождения, корреляция отложений и выделения продуктивных пластов;

2. литологическая характеристика продуктивных пластов;

3. общая, эффективная и нефтенасыщенная мощности продуктивных пластов;

4. коллекторские свойства пластов по керну и промыслово-геофизическим данным;

5. результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами;

6. физико-химические свойства нефти, газа и воды;

7. мощность промежуточных толщ между продуктивными пластами, мощность покрышек;

8. методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазоносности;

9. запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения;

10. первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по разрезу месторождения;

11. гидрогеологическая характеристика и режим залежей.

Гидродинамические факторы. Гидродинамические расчеты при выделении эксплуатационных объектов применяются для решения ряда задач, важнейшими из которых являются:

1. установление годовой добычи по залежи каждого пласта:

2. определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца разработки;

3. установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых в один эксплуатационный объект продуктивных пластов;

4. оценка динамики добычи нефти, воды в целом по месторождению;

5. расчет обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов;

6. определение продолжительности отдельных стадий разработки месторождения;

7. нахождение оптимального уровня добычи нефти по месторождению с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий.

Технические факторы.

1. Способ и технические возможности эксплуатации.

2. Выбор диметра эксплуатационных колонн.

3. Выбор диаметра НКТ и т.д.

Технологические факторы

1. выбор сетки добывающих скважин каждого объекта эксплуатации.

2. выбор метода поддержания пластового давления.

3. возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи.

Таким образом, выделение эксплуатационных объектов разработки является оптимизационной задачей.

Обычно выделение эксплуатационных объектов проводят в два этапа.

а) на 1-м этапе рассматривают геолого-геофизические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению в группы пластов для совместной разработки;

б) на 2-ом этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.

2. Системы разработки нефтяных месторождений

Система разработки месторождения - это совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пласта, и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости система разработки месторождения предусматривает выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки эксплуатационных объектов. При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, учитывает природные, производственные и экономические особенности района.

Система разработки включает в себя схему и план разбуривания залежей с учетом мероприятий по воздействию на пласт. Схема разбуривания - это схема расположения скважин на залежи и расстояние между скважинами. План разбуривания предусматривает объемы, место и очередность бурения скважин. Мероприятия по воздействию на пласт определяют систему воздействия и методы повышения нефтеотдачи.

Различают системы разработки залежей на естественных (природных) режимах и с поддержанием пластового давления. В настоящее время применяются следующие виды заводнения:

а) законтурное - нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтеносности. Этот вид заводнения применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами.

б) приконтурное - нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи. Условия применения те же, что и для законтурного заводнения, но при значительной ширине водонефтяной зоны.

в) внутриконтурное заводнение - имеет целый ряд разновидностей, а именно: блоковое заводнение - нефтяную залежь разрезают на полосы (блоки) рядами нагнетательных скважин, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в соответствии с коллекторскими свойствами пласта. Количество рядов добывающих скважин в блоке - 3 (трехрядное) и 5 (пятирядное заводнение).

Разновидностями блокового заводнения являются:

1. Осевое заводнение - для узких вытянутых залежей;

2. Центральное заводнение - для небольших залежей круглой формы;

3. Кольцевое заводнение - для больших круглых залежей;

4. Очаговое и избирательное заводнение - для усиления воздействия на слабо выработанные участки залежи;

5. Барьерное заводнение - применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи.

6. Площадное заводнение - разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку. Эта система разработки обладает большей активностью по сравнению с вышеуказанными системами.

3. Размещение скважин по площади залежи

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:

1) равномерное по квадратной или треугольной сетке;

2) батарейное ;

3) линейное по «цепочке» ;

4) в сводовой части залежи ;

5) неравномерное .

1) В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников или углах квадратов . Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геологофизическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. В неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах при равномерном размещении скважин соблюдается постоянство отношения дебита скважины к запасам газа в удельном объеме дренирования, т.е. при равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи в целом.

Недостатком равномерной системы расположения скважин является увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.

2) Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления закачки газа или закачки в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить заданный температурный режим системы пласт-скважина-промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием гидратов природного газа.

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа.

3) Линейное расположение скважин по площади газоносности обусловливается геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.

4) Размещение скважин в сводовой части залежи может быть рекомендовано в случае, если газовая залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.

На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности. Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин.

5) При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.

Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины.

Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным заключается в уменьшении капитальных вложений при строительстве скважин, сроков строительства скважин, общей протяженности промысловых дорог и т.д.

Наблюдательные скважины (около 10% эксплуатационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушений в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта, изменении давления, температуры и состава газа, перемещении газоводяного контакта, газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта, а также направлении и скорости перемещения газа в пласте.

При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.

При закачке в пласт газообразного рабочего агента , в основном сухого газа, агнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные -- также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт воды нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, а эксплуатационные -- в повышенной, купольной.

При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.

Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин.

Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 - 1200м, а между добывающими 400 - 800м.

Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.

4. Геолого-физическая характеристика объектов

В геологическом строении нашей республики принимают участие два комплекса отложений:

а) фундамент, сложенный толщей гранитогнейсовых кристаллических пород

б) достаточно мощный осадочный чехол палеозоя, сложенный терригенными и карбонатными отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем.

В составе девонских отложений выделяются эйфельский и живетский ярусы среднего девона и франский и фаменский ярусы верхнего девона. Среднедевонские отложения представлены переслаиванием песчано-алевритовых пачек и пластов с примесью гравийного материала. В Бийском горизонте выделяется пласт Д_V, в воробьевских, ардатовских и муллинских горизонтах выделяются, соответственно, пласты Д_IV, Д_III и Д_II. Толщина отложений среднего девона изменяется от 40 до 100 м и более. Верхнедевонские отложения представлены терригенными породами лишь в пределах пашийского и кыновского горизонтов нижнефранковского подъяруса, общая толщина которых может достигать 90-100 м. Пашийский горизонт (в промысловой индексации - горизонт Д_I) развит повсеместно и представлен переслаиванием песчаников и алевролитов с глинистыми алевролитами и аргиллитами. В пределах кыновского горизонта, сложенного глинисто-алевролитовыми породами, выделяется песчано-алевролитовый пласт Д₀, который имеет развитие в основном в северной, сесеро- и юго-западной частях месторождения.

Вышележащие отложения саргаевского, семилукского и мендымского горизонтов среднефранковского подъяруса, воронежского и елановско-ливенского горизонтов верхнефранковского подъяруса и данково-лебедянского и заволжского горизонтов фаменского яруса верхнего девона толщиной до 500 м представлены в основном известняками серыми и темно-серыми, доломитизированными, с прослоями мергелей и доломитов.

В составе каменноугольной системы выделяются отложения нижнего, среднего и верхнего отделов, толщина которых составляет 850-960 м. В основном терригенными породами, представленными переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, участками с прослоями углей и углистых сланцев, сложены отложения визейского яруса нижнего карбона. В то же время для таких ярусов нижнего карбона, как турнейский, визейский (окский надгоризонт) и серпуховский, а также для среднего и верхнего карбона характерны карбонатные отложения, представленные известняками и доломитами, с переслаиванием мергелей, песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Толщина этих отложений достигает 600 м и более.

В составе пермской системы установлены отложения нижнего и верхнего отделов с толщиной до 500-550 м. Нижний отдел представлен частым переслаиванием глинисто-карбонатных пород, достигающих толщины до 240 м. Верхний отдел представлен пестроцветными глинами и песчаниками, переслаивающимися с известняками и мергелями. Толщина верхнепермских отложений достигает 290-300 м.

Третичные и четвертичные отложения встречены как по долинам рек, так и на водоразделах и представлены аллювиально-делювиальными образованиями. нефть месторождение скважина

Осадочная толща характеризуется различной степенью нефтеносности и битумоносности разреза в диапазоне от живетских до казанских отложений. Промышленные скопления нефти связанны как с терригенными, так и с карбонатными отложениями и приурочены к различным частям разреза. С учетом характера нефтеносности и степени выдержанности коллекторов продуктивных отложений по разрезу, простиранию и изолированности их друг от друга выделяется семь нефтегазоносных и битумосодержащих комплексов: 1 - терригенной толщи девона; 2 - карбонатного девона и карбонатно-терригенного нижнего карбона; 3 - карбонатного нижнего и карбонатно- терригенного среднего карбона; 4 - карбонатного среднего и верхнего карбона, карбонатного нижней Перми; 5 - терригенного уфимской толщи; 6-7 - терригенно-карбонатных толщ верхнеказанского подъяруса. Они, как правило, отделены друг от друга повсеместно выдержанными плотными (глинистыми, глинисто-карбонатными или сульфатными) породами. Для каждого комплекса присущи характерные типы залежей и особенности их залегания, а также различия в свойствах насыщающих их флюидов.

В терригенных отложениях девона нефтепроявления приурочены к интервалам живетского и франского ярусов.

В карбонатных отложениях девона и карбонатно-терригенных отложениях нижнего карбона второго нефтегазоносного комплекса нефтепроявления различной интенсивности приурочены к интервалам средне-и верхнефранковского подъярусов (семилукский, мендымский, воронежский и евланово-ливенский горизонты), нижнефаменского подъяруса (елецкий горизонт), среднефаменского подъяруса (данково-лебедянский горизонт), верхнефаменского подъяруса (заволжский горизонт) верхнего девона, турнейского яруса (радаевский, бобриковский, тульский, алексинский горизонты) нижнего карбона.

Верей-башкирские и серпуховские отложения среднего девона образуют верхний регионально-нефтеносный комплекс палеозоя с установленной к настоящему времени промышленной нефтеносностью.

Все перечисленные отложения различаются по характеру и интенсивности нефтепроявлений, преобладанию тех или иных структурных форм, в которых сосредоточены скопления нефти, на основании чего по степени перспективности они могут быть подразделены на промышленно и перспективно нефтеносные.

Большинство выявленных к настоящему времени наиболее значительных залежей нефти с повсеместно развитыми коллекторами терригенных отложений, пашийского и кыновского горизонтов франского яруса верхнего девона, тульско-бобриковского горизонта визейского яруса и карбонатных отложений кизеловского и черепетского горизонтов турнейского яруса и верей-башкирского среднего карбона может быть отнесено к регионально нефтеносным горизонтам.

К локально нефтеносным могут быть отнесены терригенные отложения старооскольского горизонта живетского яруса среднего девона и карбонатные отложения семилукского и мендымского горизонтов среднефранского подъяруса, елецкого горизонта среднефаменского подъяруса, заволжского горизонта верхнефаменского подъяруса верхнего девона, упино-малевского и алексинского горизонтов нижнего карбона.

5. Бурение скважин

Процесс бурения сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны в скважину, а также поддержанием ее на весу. Масса инструмента, с которой приходится при этом оперировать, достигает многих сотен килоньютонов. Для того чтобы уменьшить нагрузку на канат и снизить установочную мощность двигателей применяют подъемное оборудование, которое состоит из вышки, буровой лебедки и талевой системы. Талевая система, в свою очередь, состоит из неподвижной части -- кронблока (неподвижные блоки полиспаста), устанавливаемого наверху фонаря вышки, и подвижной части -- талевого блока (подвижного блока полиспаста), талевого каната, крюка и штропов. Одним словом, подъемное оборудование является неотъемлемой частью всякой буровой установки независимо от способа бурения.

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения. Наиболее серьезной опасностью при работе на буровых вышках является частичное или полное их разрушение. Основная причина, приводящая к падению или разрушению вышек -- недостаточный надзор за их состоянием в процессе длительной эксплуатации.

Вышка должна подвергаться тщательному осмотру и проверке каждый раз до начала буровых работ, перед спуском обсадных колонн, освобождением прихваченной бурильной или обсадной колонны, при авариях и после сильных ветров (15 м/с для открытой местности, 21 м/с для лесной и таежной местности, а также когда вышка сооружена в котловане). Вышки мачтового типа монтируются в горизонтальном положении, а затем поднимаются в вертикальное положение при помощи специальных устройств. Транспортировка вышки осуществляется в собранном виде вместе с платформой верхового рабочего в горизонтальном положении на специальном транспортном устройстве. При этом талевая система не демонтируется вместе с вышкой. При невозможности из-за условий местности транспортирования вышки целиком она разбирается на секции и транспортируется частями универсальным транспортом. В практике бурения кроме вышек мачтового типа продолжают использоваться вышки башенного типа, которые собираются методом сверху-вниз. Перед началом монтажа на вышечном основании монтируют подъемник. После окончания сборки вышки подъемник демонтируют.

Одновременно с монтажом буровой установки и установкой вышки ведут строительство привышечных сооружений. К ним относятся следующие сооружения:

1. Редуктор (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к вышке со стороны её задней панели в направлении, противоположном мосткам. Размеры редукторного сарая определяются типом установки.

2. Насосный сарай для размещения буровых насосов и силового оборудования. Его строят либо в виде пристройки сбоку фонаря вышки редукторного сарая, либо отдельно в стороне от вышки. Стены и крышу редукторного и насосного сараев в зависимости от конкретных условий обшивают досками, гофрированным железом, камышитовыми щитами, резинотканями или полиэтиленовой плёнкой. Использование некоторых буровых установок требуется совмещение редукторного и насосного сараев.

3. Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных обсадных и других труб и перемещения по нему оборудования инструмента, материалов и запасных частей. Приемные мосты бывают горизонтальные и наклонные. Высота установки приемных мостов регулируется высотой установки рамы буровой вышки. Ширина приемных мостов до 1,5...2 м, длина до 18 м.

4. Система устройств для очистки промывочного раствора выбуренной породы, а также склады для химических реагентов и сыпучих материалов.

5. Ряд вспомогательных сооружений при бурении:

На электроприводе -- трансформаторные площадки, на двигателях внутреннего сгорания (ДВС) -- площадки, на которых находятся емкости для горюче-смазочных материалов и т. п

6. Система ППД

Система ППД должна обеспечивать:

объемы закачки воды в продуктивные пласты и давления ее нагнетания по скважинам участка, объектам разработки и месторождения в целом в соответствии с технологическими схемами и проектами разработки;

подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям технологических схем и проектов разработки;

возможность систематических замеров приемистости скважин, учета за-качки воды как по каждой скважине, их группам, по пластам и объектам разработки, так и по месторождению в целом, контроль ее качества;

герметичность и надежность эксплуатации, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения с использованием сточных вод;

возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ГРП и ОПЗ с целью повышения приемистости пластов, охвата их заводнением, регулирования процесса вытеснения нефти к забоям эксплуатационных скважин.

ППД относится к гидродинамическим методам повышения нефтеотдачи и кроме повышения нефтеотдачи, обеспечивает интенсификацию процесса разработки.

Поддерживает или повышает пластовое давление.

На практике применяются следующие системы заводнения:

1. Законтурное заводнение - применяют на сравнительно небольших по размерам залежах с литологически однородными коллекторами, с хорошей проницаемостью в законтурной части. Нагнетательные скважины располагаются на расстоянии 1000- 1200м от внешнего ряда добывающих скважин для однородных, для неоднородных с низкой проницаемостью 600-700м.

2. Внутриконтурное заводнение -применяется при разработке значительных по размерам нефтяных залежей. Площадь залежи разрезается рядаминагнетательных скважин, которые разрабатываются как самостоятельные участки. При закачке воды на линии нагнетательных скважин образуются зоны повышенного Очаги, которые образуются возле нагнетательных скважин сливаются в валы, передвижение которых можно регулировать.

3. Блоковое заводнение - залежь разрезают на самостоятельные участки ряда-минагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно оси структуры (5рядов добывающих скважин, каждый нагнетательный ряд действует на 2,5 рядадобывающих скважин)

4. Очаговое заводнение - в сочетании с внутриконтурным заводнением, когда на отдельных участках падает Рnm и сжижаются объемы отбираемой нефти.

7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

Извлечение нефти из скважин производится либо за счёт естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путём использования одного из нескольких механизированных способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи.

К механизированным способам относятся:

- газлифтный или эрлифтный

- глубиннонасосный (с помощью штанговых, погружных электроцентробежных, гидропоршневых и винтовых насосов).

Развивающимися способами эксплуатации скважин являются газлифтный, и способ, использующий погружные электроцентробежные насосы, который позволяет отбирать из скважин большое количество воды и нефти.

Способ эксплуатации нефтяной скважины, при котором используется энергия пласта, называется фонтанным. Фонтанный способ применяется в начальный период эксплуатации, когда пластовое давление залежи достаточно велико. Фонтанный способ наиболее экономичен. Скважины, эксплуатирующиеся фонтанным способом, оборудуют специальной арматурой, которая позволяет герметизировать устье скважины, регулировать и контролировать режим работы скважины, надежно обеспечивать полное закрытие скважины под давлением.

Способы добычи, при которых нефть поднимается на земную поверхность за счет подводимой извне энергии, называют механизированными. Существуют две разновидности механизированного способа эксплуатации -- компрессорный и насосный.

При компрессорном, или газлифтном, методе в скважину компрессором закачивают газ, который смешивается с нефтью. Плотность нефти снижается, забойное давление становится ниже пластового, что вызывает движение жидкости к поверхности земли. Иногда в скважину подают газ под давлением из близко расположенных газовых пластов. На некоторых старых месторождениях существуют системы эрлифта, в которых в качестве рабочего агента используют воздух. Недостатки этого метода -- необходимость сжигания попутного нефтяного газа, смешанного с воздухом, повышенная коррозия трубопроводов.

При насосном способе эксплуатации на определенную глубину спускают насосы, которые приводятся в действие за счет энергии, передаваемой различными способами. На большинстве нефтедобывающих месторождений мира получили распространение штанговые насосы.

Для подъема нефти штанговыми насосами в скважину опускают трубы, внутри которых находятся цилиндр и всасывающий клапан . В цилиндре перемещается вверх и вниз плунжер с нагнетательным клапаном . При движении плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт, так как на него давит жидкость, находящаяся в насосных трубах, а всасывающий клапан открыт. При движении плунжера вниз нижний всасывающий клапан закрывается, а верхний нагнетательный клапан открывается. Жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. Постепенно поднимаясь, нефть выходит на поверхность. Возвратно-поступательное движение передается плунжеру от балансира станка качалки, с которым плунжер соединен системой стальных насосных штанг. Производительность штанговых глубинных насосов при глубине скважины 200--400 м достигает 500 м3/сут, а при глубине до 3200 м составляет не более 20 м3/сут.

Существуют также способы извлечения нефти с применением бесштанговых насосов. В этих случаях к насосу подводят через ствол скважины электрическую энергию (по специальному кабелю) или другой поток энергонесущей жидкости (сжатый газ, теплоноситель). Наиболее распространены в нашей республике установки с центробежными электронасосами. С их помощью добывают около половины общего количества нефти. Установка с погружным электронасосом состоит из погружного электродвигателя, многоступенчатого насоса и кабельной линии, опускаемых с помощью насосных труб в скважину. На земле устанавливают станцию управления и трансформатор.

8. Исследование скважин

В процессе эксплуатации скважин осуществляется их исследование в целях контроля технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, проверки соответствия параметров работы скважин установленному технологическому режиму, получения информации, необходимой для оптимизации этих режимов.

При исследовании скважин: 

а) проверяется техническое состояние скважины и установленного оборудования, а именно:

- герметичность цементного камня, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб

- состояние призабойной зоны пласта

- загрязненность ствола скважины

- подача насосов

- работа установленных на глубине клапанов и других устройств;

б) оценивается надежность и работоспособность узлов оборудования, определяется меж ремонтный период работы оборудования и скважин;

в) получают информацию, необходимую для планирования различного рода ремонтно восстановительных и других работ в скважинах, а также для установления технологической эффективности этих работ.

Для решения перечисленных задач используется следующие виды исследования и измерений: замер дебита нефти, обводненности продукции, газового фактора, глубинные измерения температур и давлении, промеры глубин, динамометрирование, учет отказов и ремонтов оборудования, анализ проб продукции скважин и др.

Виды, объем и периодичность исследований и измерений с целью контроля за работой оборудования для всех способов эксплуатации скважин устанавливаются управлением совместно с научно исследовательскими организациями и геофизическими предприятиями .

Исследования по контролю за работой добывающих скважин должны осуществляться в полном соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.

Основой исследования установки штангового глубинного насоса (УШГН) является динамометрирование - метод оперативного контроля за работой подземного оборудования и основа установления правильного технологического режима работы насосной установки.

Суть метода заключается в том, что нагрузку на сальниковый шток определяют без подъема насоса на поверхность с помощью динамографа. На бумаге в виде диаграммы записываются нагрузки при ходе вверх и вниз в зависимости от перемещения штока.

Для определения расстояния от устья до динамического уровня применяются методы звукометрии. Наиболее распространены различные эхометрические установки для скважин с давлением 0,1 МПа. Принцип действия этих установок заключается в том, что в затрубное пространство посылается акустический импульс из пороховой хлопушки. Этот импульс, отразившись от уровня жидкости , возвращается к устью, воздействуя на термофон, и после преобразования и усиления в электрический фиксируется перописцем на движущейся бумажной ленте.

Волнометрирование выполняется при помощи эхолота, который позволяет определить динамический уровень в скважинах глубиной до 4000 м. при давлении в затрубном пространстве до 7,5 МПа. На забое и по стволу скважины давление и температуру измеряют с помощью глубинных термометров, которые объединяются в одном приборе. 

9. Методы увеличения производительности скважин

Производительность скважин может быть повышена путем:

- увеличения эффективной мощности;

- увеличения проницаемости пласта;

- увеличения пластового давления ;

- снижения забойного давления;

- снижения вязкости жидкости в пластовых условиях;

- уменьшения расстояния между скважинами,

- увеличения приведенного радиуса.

Все способы увеличения производительности скважины, основанные на повышении проницаемости, обеспечивают увеличение проницаемости не всего пласта, а лишь участков вблизи забоев скважин. Но тем не менее, они весьма эффективны: гидроразрыв пласта; кислотная обработка; прогрев призабойной зоны; взрыв зарядов (торпедирование) на забое скважин; кратковременная закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ); обработка призабойной зоны кислотными пенами и др.

Увеличить приведенный радиус можно: увеличением действительного ее радиуса, увеличением степени вскрытия пласта и созданием более полной гидродинамической связи ствола скважины с пластом во вскрытом интервале. Эффект различных методов перфорации аналогичен эффекту методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. Эффективность мероприятий этой группы можно оценивать по изменению коэффициента совершенства скважины или по изменению величины приведенного радиуса. Часто эффективность мероприятий этой группы оценивают через изменения приведенного радиуса. Тогда величина обобщенного приведенного радиуса кроме степен и характера вскрытия скважиной зависит еще и от разницы в проницаемости призабойной зоны и всего пласта, а также от размеров призабойной зоны, имеющей проницаемость к2, отличную от к1.

Следующая группа способов повышения производительности скважин связана с увеличением мощности эксплуатируемого пласта. Сюда относятся все способы дополнительного вскрытия новых интервалов продуктивного разреза. Эффективным способом увеличения производительности скважин является повышение пластового давления (путем нагнетания в пласт воды, газа и др. рабочих агентов).

Способы увеличения производительности скважин путем снижения забойных давлений являются самыми распространенными. К ним относятся все виды подземных ремонтов эксплуатационного оборудования, борьба с песком и отложениями парафина, все усовершенствования средств откачки жидкости из скважин и перевода их из одних способов эксплуатации на другие. Вязкость нефти в пластовых условиях может быть уменьшена путем мощного теплового воздействия на пласт или другими путями (растворение больших количеств газа в нефти, путем нагнетания его в пласт). Уменьшение расстояний между скважинами (уплотнение сетки) в практике почти не применяется, т.к. это дорогостоящее и малоэффективное мероприятие, а оптимальное значение плотности сетки определяется при проектировании системы разработки. Практически применяемые способы повышения производительности отдельных скважин путем проведения работ на самой скважине:

а) способы, обеспечивающие увеличение приведенного радиуса;

б) способы, обеспечивающие снижение забойного давления;

в) способы, обеспечивающие увеличение мощности эксплуатируемого объекта.

Выбираемый способ или их комплекс при этом должен удовлетворять следующим основным требованиям:

а) не приводить к нарушению условий рациональной эксплуатации залежи в целом и правил охраны недр;

б) он должен быть наиболее экономичен;

10. Текущий и капитальный ремонт скважин

Подземные ремонты скважин условно делят на текущие и капитальные. Текущий ремонт включает следующие виды работ: смена насоса, ликвидация обрыва штанг или их отворота, смена труб или штанг, изменение погружения НКТ, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин от песчаных пробок желонкой или промывкой.

Капитальный ремонт скважины включает в себя следующие виды работ:

1 - ремонтно-изоляционные работы (изоляция промыва флюидов), пластовых вод (пресных, сточных), отключение объектов из разработки, переход на другие объекты;

2 - ремонтно-исправительные работы - наращивание цементного камня, зарезка второго ствола, райбирование колонн, восстановление герметичности обсадных колонн;

3 - воздействие на призабойную зону пласта: физические методы, химические методы, физико-химические методы;

4 - ловильные работы;

5 - ликвидация скважин.

Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин

Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения спускоподъемных операций и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины

Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную поверхносто-активное вещество (ПАВ), буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.

Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта

1. До промывки и глушения скважины во время выполнения или после окончания этих процессов начинают подготовительные работы.

2. Территорию скважины очищают в радиусе 35-40 м и подготавливают для размещения оборудования.

3. Создают необходимый для подземного ремонта запас инструмента и материалов, насосно-компрессорные трубы( НКТ), насосных штанг и т.п.

4. Подъёмное оборудование монтируют в определённой последовательности на основе рациональных и безопасных приёмах труда, выработанных в результате изучения и обобщения трудового опыта и изложенных в инструктивных картах.

Подземный ремонт и спускоподъёмные операции.

1. Подземный ремонт начинают с разборки устьевой арматуры.

2. Разобранную арматуру располагают на вспомогательной площадке, расположенной неподалёку от устьевой.

3. Далее с устья пьедестала монтируют механические или электромеханические ключи, исправность которых должна быть предварительно проверена. Этим заканчивается подготовка скважин к спускоподъёмным операциям.

При ремонте фонтанных и насосно - компрессорных скважин, в которые спущены два ряда НКТ, сначала поднимают внутренний ряд, а затем наружный. Развинченные трубы по диаметрам укладывают на стеллажи у приёмного моста. Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ на весу при СПО применяют трубные элеваторы: ЭТА, а для НКТ с высаженными концами наружу - типа ЭЗН.

После проверки качества НКТ, замены вышедших из строя или замены нефутированных труб футированными, устранение песчаной пробки или обработки забойной части скважины химическим реагентом, НКТ опускают в скважину, начиная с наружного ряда труб и заканчивая внутренним рядом. При подземном ремонте скважины, оборудованной штанговым невставным глубинным насосом, штанги отсоединяют от плунжера на головке балансира станка-качалки(СК), а потом поднимают из скважины. При штанги или подвешивают на специальном приспособлении или укладывают на стеллажи. Затем поднимают колонну НКТ с глубинным насосом. Заменив дефектные штанги, НКТ и глубинный насос, насосно-компрессорные трубы опускают на глубину и подвешивают на пьедестале, опускают насосные штанги и, соединив их с плунжером, подвешивают к головке балансира станка - качалки. При ремонте скважины, оборудованной вставным насосом, насосные штанги поднимают с плунжером, заменяют плунжер и отработанные штанги. Затем пускают плунжер со штангой в скважину. После установки плунжера на место штанги подвешивают к головке балансира станка - качалки. Спуск и подъём штанг производят с помощью 2х элеваторов штанговых грузоподъёмностью 5 и 10 тонн (ЭШН-5 и ЭШН-10).

При ремонте скважины оборудованной ЭЦН, после снятия арматуры "заряжают" электрокабель на подвесной ролик, устанавливают ключи для отвинчивания НКТ и монтируют пульт управления автонаматывателем силового электрокабеля. После этого приступают к подъёму погружного электроцентробежного насоса. При подъёме очередной трубы помощник оператора с помощью специального ключа освобождает электрокабель от НКТ. После замены ЭЦН опускают в скважину, присоединив к НКТ силовой электрокабель при помощи специальных устройств. Заключительные работы (установка арматуры, проверка состояния задвижек) проводят в порядке, обратном подготовительным работам.

11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь, состоящую из нефти, газа и воды и механических примесей. Продукции нефтяных скважин, расположенные по всей территории нефтяных месторождений, необходимо собрать на центральные пункты сбора нефти, газа и воды, где нефть и газ должны быть подготовлены до товарных кондиций.

Под системой сбора нефти газа и воды на нефтяных месторождениях понимают весь комплекс оборудований трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта нефти, газа и воды.

Единая универсальная система 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, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т.д. Какими бы не были системы сбора, в зависимости от конкретных условий, они должны обеспечивать возможность осуществления следующих операций:

1. Измерение продукции скважин или в случае необходимости, данного участка скважин.

2. Транспортировка продукции скважин под давлением, имеющемся на устье скважины до ЦКППН, а при недостаточном давлении с использованием насосов на промежуточные сборные пункты ( ДНС)

3. Сепарации нефти от газа и транспортировка газа до пункта ее подготовки, в случае газлифтного способа.

4. Отделение до установок нефти свободной воды из продукции скважин, в случае добычи высоко-обводненных нефтей.

5. Отделение продукции нефтяных скважин в случае нежелательности смешивания других скважин.

6. Подогрева продукции скважин в случае не возможности ее сбора и транспорта.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ЦКППН- цех комплексной подготовки и перекачки нефти

УПСВ- установка предварительного сброса воды

ГЗНУ- групповая замерная насосная установка

ГЗУ- групповая замерная установка

ДНС - дожимная насосная станция

КНС- кустовая насосная станция

БЕ - буферная емкость (булит)

БГ- блок гребенка

КДФ - концевой делитель фаз

РВС- резервуар вертикальный стальной

Продукция скважин поступает на установку для измерения дебита к каждой отдельной скважине, далее на промежуточном пункте и ДНС, затем направляется в ЦКППН. Из центрального пункта подготовленная нефть перекачивается в товарные РВС для дальнейшего транспорта, газ после подготовки поступает по газопроводу к потребителю или обратно на месторождения для подачи в газлифтные скважины. Отделившаяся пластовая вода после подготовки по водоводу закачивается в пласты или поглощающие горизонты.

Однотрубная и двухтрубная система сбора.

Трубопроводы прокладываемые на месторождениях от скважин до ГЗУ для измерения продукции скважин обычно называют выкидными линиями, а трубопроводы от ГЗУ, ДНС до ЦКППН нефтесборными коллекторами.

114 х 5 - выкидные линии,

15 х 6 - напорные линии от ГЗУ до ДНС

219 х 6,273 х 7 от ДНС до ЦКППН

1500 х 12 - от ЦКППН до потребителя

В настоящее время на нефтяных месторождениях в основном применяется трубная система сбора, при которых продукции скважин по выкидным линиям поступают на установку измерения, а оттуда по первому н.г. отборному коллектору до ЦКППН. Помимо однотрубных систем сбора применяется и двухтрубные, когда или на ГЗУ измеряется или на ДНС от нефти отделяется газ и по отдельному трубопроводу подается в пункт назначения. На некоторых месторождениях сбор разделяют на продукцию безводных и обводненных скважин.

Ко всем существующим системам сбора предъявляется одно из важнейших требований: это предупреждение потерь легких фракций нефти. Для выполнения этого условия необходима полная герметизация системы, начиная от скважины по всей пути до ЦКППН. Это условие наиболее полно соблюдается в напорных однотрубных системах сбора, когда продукция скважин за счет давления на устье, транспортируется до ЦКППН, однако на больших по площади месторождениях не возможно доставить продукцию скважин до ЦКППН без применения ДНС.

Напорная однотрубная система - эта первая система, предусматривающая герметизацию систем нефти и газа. Герметизация в ней достигается тем, что вся продукция скважин под давлением на устье 0,4 - 0,5 мПа не зависимо от способа эксплуатации направляется по выкидным линиям на ГЗУ и далее на общие сборные коллекторы. Продукцию фонтанных скважин, имеющих на устье давление на 0,6 мПа предварительно пропускают через сепараторы, оттуда жидкость поступает на ГЗУ и далее на сборный пункт, газ сепаратора направляется на газораспределительную сферу.

Напорная система нефти и газа института Гидровостокнефть. Продукция скважин по выкидным линиям подается на ГЗУ, где замеряется дебит скважин, отбор газа на ГЗУ не производится. В замерной емкости отделяется газ от нефти и определяется количество жидкости, после чего жидкость и газ смешиваются снова и нефтегазовый поток направляется в общесборный коллектор, далее продукция скважин поступает на ДНС, которая служит первой ступенью сепарации газа, дальнейший транспорт нефти и газа осуществляется отдельно до ЦКППН. На ЦКППНе нефть проходит по след. ступени сепарации и после кольцевых сепарационных установок поступает на установку подготовки нефти.

12. Промышленная безопасность на предприятиях нефтегазового комплекса

Промышленная безопасность- это состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий аварий.

К работам на объектах нефтегазового комплекса допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний по здоровью

Специалисты и рабочие обязаны быть ознакомлены с этим перечнем и соответствующей инструкцией.

- При опасности попадания в глаза инородных тел, вредных жидкостей, паров или газов, раздражения глаз сильным световым излучением, работающие должны пользоваться защитными очками.

- Работающие с едкими щелочами или кислотами должны быть обеспечены защитными очками, рукавицами и соответствующей спецодеждой, резиновыми сапогами и резиновыми фартуками.

...