Размещено на http://www.allbest.ru/

План

Введение

1. Общие сведения об Арланском месторождении

2. Характеристики эксплуатационных объектов

2.1 Геолого-геофизическая характеристика Арланского месторождения

2.2 Геолого-геофизический разрез ТТНК Арланского месторождения

3. Описание технологических процессов при добыче нефти и газа, оборудования, приборов

3.1 Первичная подготовка нефти на промысле

3.2 Автоматизация и телемеханизация по добыче нефти. Управление технологическими процессами с помощью современных ЭВМ

3.3 Технологический режим работы фонтанных скважин

3.4 Технические средства для исследования скважин перед капитальным ремонтом

Список использованных источников

Введение

Я, Яруллина Гузель Раухатовна, проходила практику в Южарланском участке Арланского цеха поддержания пластового давления НГДУ Арланнефть ООО Башнефть-Добыча с 09.07 по 21.07.2018 года.

Целями учебной практики является закрепление и углубление теоретической подготовки, а также приобретение общекультурных, общепрофессиональных и профессиональных компетенций в области профессиональной деятельности.

Задачами учебной практики (ознакомительной промысловой) являлись:

-закрепление теоретических знаний, полученных при изучении базовых дисциплин;

-освоение приемов и методов восприятия, обобщения и анализа информации в области профессиональной деятельности;

-изучение основных практических навыков в будущей профессиональной деятельности;

-ознакомление с технологическими процессами добычи нефти и газа, промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов на суше;

-освоение вопросов охраны труда, промышленной и экологической безопасности в процессе добычи нефти и газа, промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов.

1. Общие сведения об Арланском месторождении

Разработка месторождений Республики Башкортостан, вступивших в позднюю и заключительную стадию с применением заводнения сопровождается значительными объемами добычи и закачки пластовых вод. Остаточные извлекаемые запасы являются высокообводненными (95 %) и в значительной степени выработанными. Средняя достигнутая нефтеотдача в настоящее время составляет 34.7% от начальных балансовых запасов нефти при проектной - 41.8%, средняя выработанность начальных извлекаемых запасов - 82.8%. месторождение газ добыча

Арланское нефтяное месторождение начали разрабатывать в 1954 году и сейчас оно находится в завершающей стадии разработки. На данном этапе с целью повышения эффективности разработки месторождения, необходимо увеличение коэффициента нефтеотдачи пласта, которое является основополагающим показателем, характеризующим эффективность разработки месторождения.

Арланское нефтяное месторождение одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике. Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии. Начальные геологические запасы месторождения составляли более миллиарда тонн, а размеры более 100 в длину и до 30 км в ширину.

Геологические исследования района начались в конце 19 века.

В конце 30-х годов на территории месторождения проводили геофизические исследования: магнитометрию, гравиразведку.

В 1949 году проводили электроразведку. Каких-либо существенных результатов, с точки зрения подготовки площадей и структур под глубокое бурение, получено не было. В 1946 году на территории месторождения были начаты детальные геологические исследования силами объединения "Башнефть". В первые годы работ выявлена Акинеевская структура. В конце 40-х годов были выявлены Вятское поднятие и небольшая антиклинальная структура, названная Крым-Сарайской. Одновременно проводили структурно-поисковое бурение. В 1954 году из ТТНК получена первая нефть и открыта Вятская площадь. Глубокие структурно-поисковые скважины бурились на ТТНК (Терригенная толща нижнего карбона), поисково-разведочные - в основном на терригенном девоне.

Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская.

Положение о Арланском цехе поддержания пластового давления НГДУ "Арланнефть" ООО "Башнефть-Добыча"

Арланский цех поддержания пластового давления (далее - АЦППД) является структурным подразделением НГДУ "Арланнефть" ООО "Башнефть - Добыча" (далее НГДУ).

АЦППД создается и ликвидируется по приказу генерального директора ООО "Башнефть - Добыча" (далее Общество).

АЦППД подчиняется заместителю начальника управления по производству.

АЦППД возглавляет начальник, который назначается и освобождается от должности приказом начальника НГДУ, на период отсутствия его обязанности исполняет заместитель начальника цеха согласно приказу.

Работники АЦППД в своей деятельности руководствуются законодательством Российской Федерации, Уставом Общества, приказами и распоряжениями Генерального директора Общества, его заместителей по направлениям деятельности, настоящим Положением, должностной инструкцией и локальными нормативными документами Компании, введёнными в действие в Обществе, локальными нормативными документами Общества, регулирующими сферу деятельности АЦППД.

Для осуществления своей деятельности цех наделяется основными фондами, обеспечивается согласно нормативам материально-техническими средствами, транспортом и надежной связью с объектами основного и вспомогательного производства, аппаратом управления НГДУ.

Задачи

На Арланский цех ППД возлагаются следующие задачи:

Главной задачей цеха является поддержание пластового давления на заданном уровне способом закачки воды в продуктивные пласты, проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти и соблюдение заданного режима работы нагнетательных скважин.

Выполнение плановых заданий на основе постоянного повышения технико-технологического уровня производства, соблюдая требования промышленной, пожарной, экологической безопасности и охраны труда.

Обеспечение ритмичной, безаварийной работы цеха за счет правильной эксплуатации, своевременного и качественного проведения текущего и капитального ремонта оборудования и инженерных сетей.

Функции

Для выполнения своих задач на Арланский цех ППД возложены следующие функции:

Разработка, внедрение, в случае необходимости - актуализация локальных нормативных документов, регламентирующих деятельность Общества по вопросам, входящим в компетенцию АЦППД.

В области производственно-технической деятельности:

Разработка оперативных месячных, годовых планов и организационно-технических мероприятий по повышению эффективности производства, сокращению затрат.

Осуществление:

-закачки воды;

-ввода нагнетательных скважин;

-мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов;

-выявление и обоснование реконструкции, капитального ремонта оборудования, сооружений, зданий, инженерных сетей;

-поддержания и повышения коэффициента использования и эксплуатации фонда нагнетательных скважин;

-основных видов исследования скважин;

-мероприятий по снижению затрат, в первую очередь электропотребления;

Перечень основных работ и заданий, выполненных в процессе практики

В ходе практики выполняла ежедневные сменные задания по следующим видам основных работ:

- осуществление сбора, обработки и передачи информации по скважинам и групповым замерным установкам, ТВО, УПС;

- контроль работы действующего фонда скважин через пульт управления по системе ТМ скважин;

- контроль изменения замеров скважин по системе телемеханики и передача информации о заниженных и нулевых замерах рабочему персоналу цеха, ИТР цеха.

- сбор, обработка информации от операторов добычи нефти и газа, от работников сервисных организаций и занесение поступающей информации в соответствующие журналы, электронные формы;

- подготовка и передача информации о выполнении работ и аварийных ситуациях руководству цеха, районной инженерно-технологической службе НГДУ "Арланнефть";

- составление и передача сводок для ИТР цеха о работе скважин, о работе УПС, о состоянии системы сбора (давление), движении бригад подземного и капитального ремонта скважин;

- составление и передача сводок для районной инженерно-технологической службы НГДУ "Арланнефть", службам и отделам НГДУ "Арланнефть".

- осуществление работы под руководством районной инженерно-технологической службы НГДУ "Арланнефть" и получение оперативных указаний от районной инженерно-технологической службы НГДУ "Арланнефть";

- руководство работой операторов по пуску и остановке скважин;

- внесение технологической информации и информации о работе скважин, объектов добычи в программно - технические комплексы "OIS", "Dispmain";

- выявление неисправностей системы КИПиА, программного обеспечения по объектам добычи и передача данной информации в ООО "Башнефть - Информ" путем создания заявок в программно - техническом комплексе "Service Desk".

При обслуживании нагнетательных скважин осуществляла следующие операции:

-смена запорной арматуры, пробоотборного крана (вентиля)

-визуальный осмотр водовода, утечек(путем обхода);

-Приём-сдача скважины при ремонте бригадами КРС, контроль проведения операций при ремонте бригад КРС;

-проверка состояния запорных задвижек на подводящих водоводах

-подготовка скважины к геофизическим исследовательским работам, к ПРС и др.;

-приведение приёмистости скважины к режиму путём смены штуцера на устье скважины;

-прием и сдача скважин бригадам ППР, ПРС, КРС. Контроль сроков и качества их работы, присутствие во время проведения бригадами КРС технологических операций:

-опрессовка кондуктора, зумпфа, колонны, нкт, определение приёмистости скважин и отдельных интервалов перфорации и т. д.

Обеспечение требований охраны труда при обслуживании установок подготовки нефти, газа и воды

Пожаробезопасность на объектах НГДУ обеспечивается рядом противопожарных мероприятий:

-Используемое технологическое электрооборудование принято во взрывозащищенном исполнении;

-Электрооборудование выбрано с учетом категории и зоны взрывоопасности;

-Выполнение молнии защиты зданий и сооружений;

-выполнена защита оборудования и технологических трубопроводов от статического электричества;

Объем КИПиА позволяет контролировать основные параметры технологических процессов поддержания пластового давления. контроль загазованности наружных технологических площадок осуществляется переносным газоанализатором М-40, АНКАТ-7664М;

БКНС имеет систему вентиляций, перед входом в технологическое помещение необходимо включить вентилятор для выветривания помещения от возможных вредных газов, концентрация которых может превышать ПДК.

В АЦППД разработаны следующие документы, утвержденные техническим руководителем:

1. Перечень вредных и взрывоопасных веществ, которые могут выделяться в производственных помещениях, рабочих зонах наружных установок при ведении технологического процесса, ремонтных работах и в аварийных случаях.

2. Перечень мест отбора проб, приборов для определения вредных и взрывоопасных веществ, которые могут выделяться в производственных помещениях, рабочих зонах наружных установок при ведении технологического процесса, ремонтных работах и в аварийных случаях и периодичность отбора проб.

3. Карта мест отбора проб вредных и взрывоопасных веществ, которые могут выделяться в производственных помещениях, рабочих зонах наружных установок при ведении технологического процесса, ремонтных работах и в аварийных случаях.

Организация пожарной охраны на предприятии

Взрывопожароопасная и пожарная опасность, санитарная характеристика зданий и помещений

Пожарная безопасность зданий в значительной мере определяется степенью его огнестойкости, которая зависит от возгораемости и огнестойкости основных конструктивных элементов здания.

Во избежание аварийной ситуации на объектах обслуживающий персонал обязан:

-не допускать нарушения технологического режима, предусмотренные технологическим процессом, инструкциями и настоящим регламентом;

-постоянно следить за состоянием предохранительных клапанов (СППК), наличием и исправностью работы манометров, запорной и регулирующей арматуры.

В случае возникновения аварийной ситуации на объектах, обслуживающий персонал должен быть готов к выполнению действий по ликвидации последствий аварии, согласно утвержденному плану ликвидации аварий (ПЛА), без ущерба для своего здоровья. Для этого, каждый работник должен уметь применять средства индивидуальной защиты (СИЗ).

При вскрытии емкостей, коммуникаций с возможным содержанием отравляющих, либо усыпляющих газов, либо агрессивных жидкостей, необходимо соблюдать крайнюю осторожность. Рабочий персонал, при этом, кроме противогаза, должен использовать защитный костюм, очки, перчатки. При попадании реагентов на тело, пораженные участки необходимо тщательно промыть струей воды.

Инструктаж по безопасности труда - одно из средств обеспечения безопасности труда, предупреждения профессиональных заболеваний и несчастных случаев на производстве.

Главная задача по борьбе с пожарами - локализация пожара, которая должна достигаться путем ограничения времени истечения и объема вытекающего горючего. Это достигается отсечкой аварийного участка от остального оборудования с помощью задвижек или специальных отсечных устройств.

Для локализации небольших очагов пожара, обслуживающий персонал цеха добычи нефти и газа, до прибытия пожарной охрана использует первичные средства пожаротушения, согласно "Правилам противопожарного режима в РФ" от 25.04.2012 года, № 390.

Мероприятия по охране окружающей среды в НГДУ Арланнефть

Источники выбросов вредных веществ в атмосферу.

Наибольшую экологическую опасность при возникновении аварийных ситуаций представляют неуправляемые поступления пластовых флюидов по скважинам (открытые фонтаны и выбросы). Вторым по значимости фактором потенциальной экологической опасности являются разливы жидких углеводородов из хранилищ и трубопроводов.

Загрязнителями территории на Арланском месторождении являются все нефтесборные и напорные коллектора, водоводы и магистральный напорный нефтесборный трубопровод от СУН до нефтесборного парка "Кереметьево".

Это происходит в результате порывов коллекторов и водоводов. С устранением порывов водоводов и нефтесборных коллекторов справляться гораздо легче, чем с порывами напорных коллекторов. Разливы же нефти при нарушении герметичности этого коллектора чреваты потравами на большой территории. После ликвидации порывов напорного коллектора предстоит рекультивация нарушенных земель и снятие нарушенного слоя почвы.

План также предусматривает способы удаления разлитой нефти, загрязненного грунта и мусора, а также доставку на место персонала, привлеченного к ликвидации разлива. При применении химических диспергаторов для борьбы с разливами нефти необходимо иметь разрешение санитарных и природоохранных органов на их использование.

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха, предусматривается ряд мероприятий по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу: полная герметизация системы сбора и транспорта продукции скважин; защита оборудования и трубопроводов от коррозии; оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" .

Для предотвращения загрязнения почв при проектировании объектов обустройства нефтепромыслов УДНГ предусматривается:

1) полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовки нефти и газа;

2) автоматическое отключение скважин ЭКМ при прорыве выкидной линии;

3) использование бессточных систем канализации промышленно-ливневых и фекальных стоков;

4) полное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в продуктивные пласты и ППД и т.д.

Защита природной среды от опасных веществ и материалов осуществляется следующими мероприятиями:

a) к работе с опасными веществами и материалами допускаются исключительно лица, прошедшие специальную подготовку и аттестацию;

б) обеспечивается строгое соблюдение инструкций производителя и контроль применения химических реагентов, их сбором и удалением после отработки, с учетом требований нормативных природоохранных документов;

в) применяются специальные меры работы, включающие: строгое соблюдение правил перевозки химических реагентов и опасных химических веществ; наличие на всех транспортных средствах материалов для ликвидации небольших разливов и утечек; хранение всех видов топлив и химических реагентов в безопасных местах;

г) осуществляется подготовка и обучение персонала работе с опасными веществами, а также по их сбору и удалению после обработки.

Таким образом, в НГДУ Арланнефть силами соответствующих служб и отделов обеспечивается, на соответствующем уровне, охрана окружающей среды от воздействия вредных производственных факторов.

2. Характеристики эксплуатационных объектов

2.1 Геолого-геофизическая характеристика Арланского месторождения

Рисунок 1 - Продуктивные толщи Арланского нефтяного месторождения

2.2 Геолого-геофизический разрез ТТНК Арланского месторождения

Рисунок 2. Сводный геолого-геофизический разрез ТТНК Арланского месторождения

Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов Арланского месторождения

Таблица 1

Характеристика	Тульско -бобриковский горизонт	Турнейский ярус
Средняя глубина залегания, м	1250	1400
Тип залежи	пластовая	пластовая
Тип коллектора	поровый	поровый
Площадь нефтеносности, тыс.м 2	23752	13863
Средняя общая толщина, м	19,6	7,2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3,6	1,7
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	0,8	0,6
Пористость, %	22,3	13
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.	0,780	0,820
Проницаемость, мкм 2	0,503	0,06
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,96	0,9
Коэффициент расчленённости, доли ед.	1,03	1,02
Начальная пластовая температура, 0С	25	27
Начальное пластовое давление, МПа	11,8	12,8
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	25,8-33,9	72,2
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с	35,4-44,4	87
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3	0,880-0,889	0,915
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м 3	0,889-0,894	0,919
Абсолютная отметка ВНК, м	1186	1226
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,034	1,012
Содержание серы в нефти, %	2,7	2,98
Содержание парафина в нефти, %	2,4	2,6
Давление насыщения нефти газом, МПа	5.7-6.6	5,9
Газосодержание нефти, м 3/т	14	8,4
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,65	1,65
Плотность воды в пластовых условиях, т/м 3	1,17	1,17
Сжимаемость, 1/МПа·10-4 нефти	6,45	6,2

Таблица 3

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Арланского месторождения тульского и бобриковского горизонтов ТТНК

Наименование параметра	Количество исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
	Скваж.	проб
Плотность при 20°С, кг/м 3	29	38	0,881-0,939	0,896
Вязкость, мПА·С
при 20оС	15	24	24,3-161,9	48,2
Массовое содержание, %
Серы	15	22	1,29-3,67	2,7
Смол силикагелевых	13	17	12,6-53,4	20,17
Асфальтенов	18	21	4,4-14,44	7,8
Парафинов	14	18	1,2-6,34	2,97
Воды	15	21	0-6,9	-
Температура плавления парафи-на 0С	14	16	48-61	53
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих),%
до 1000С	16	21	4,0-6,0	5,0
до 1500С	16	21	8,0-11,0	9,9
до 2000С	16	21	11,0-23,0	17,8
до 2500С	-	-	-	-
до 3000С	16	21	21,0-42,0	34,2

Таблица 4

Свойства и состав пластовых вод тульско-бобриковского горизонтов ТТНК

Наименование параметра	ТТНК
	Диапазон изменения	Средние значения
1	2	3
Газосодержание, м 3/м 3		16,4
Плотность воды, кг/м 3
- в условиях пласта	1121,0-1182,0	1176,5
Вязкость в условиях пласта, мПа.с		1,65
Объемный коэффициент, доли ед.		1,34
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)
Na+ + K+	2498,2-4325,7	3899,9
Ca+2	349,34-530,46	433,68
Mg+2	110,0-775,15	242,56
Cl -	2919,9-5130,6	4572,74
HCO3-	0,071-3,828	0,962
SO4-2	0,118-36,722	2,798
Общая минерализация, г/л		737,98
Водородный показатель, рН		6,7
Жесткость общая,(мг-экв/л)		7,9
Химический тип воды, преимущественный (по В.А. Сулину)	хлоркальциевый
Количество исследован. проб (скв)	64	86

Характеристика ТТНК Николо-Березовской площади

Таблица 5

Пласт	Начальные геологич. запасы (А +В+С 1), тыс.т	КИН, доли ед.	Начальные извлекаемые запасы (А+В+С 1), тыс.т	Отбор извлекзапасов, %	Текущий КИН, доли ед.	Остаточные извлек. запасы нефти, тыс.т	Средняя эффек-ая нефтенас. толщина, м	Кп, %	Кпр, мкм 210-3	Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас
CI	9084	0,280	2543	93,1	0,260	177	1	20	1185	23,6
CII	52531	0,460	24186	92,2	0,424	1892	1,9	21	768	27,3
CIII	47801	0,449	21456	88,1	0,396	2544	2,3	22	681	19,1
CIVo	533	0,156	83	48,3	0,075	43	0,7	20	526	23,6
CIV	16512	0,242	3991	84,9	0,205	604	1,1	20	585	23,6
CV	9664	0,230	2218	75,9	0,174	534	1,2	20	370	23,6
CVIo	1585	0,056	88	60,6	0,034	35	1,1	20	166	23,6
CVI	12147	0,191	2326	91,0	0,174	209	2,5	22	1591	23,6
В целом	149857	0,380	56890	89,4	0,339	6037

Эффективность методов повышения нефтеотдачи пластов

Таблица 8

Динамика среднего прироста дебита нефти (т/сут) по видам ОПЗ за 2014 - 2015 г., ЮЦДНГ - 1

Таблица 9

Добыча нефти за счет внедрения МУН в зависимости от способа воздействия на пласт

Методы	2014г.	2015г.
	Доб. Нефти, тыс.т.	Доля в объёме МУН,%	Доб. Нефти, тыс.т.	Доля в объёме МУН, %
Термические	13	7,32	20	9,06
Микробиологические	12	6,8	18	8,15
Физико-химические	103,5	58,39	128,8	58,33
Гидродинамические	48,4	27,49	54,3	24,46
Всего	176,9	100,0	221,1	100,0
Доля МУН в общей добыче НГДУ	5,6	8,4

Таблица 10

Применение МУН и МИДН на Николо-Березовской площади

Технология	Итого 2019-2015гг.
	Объем внедрения, скв.-обр.	Дополнительная добыча нефти, тыс.т
ТТНК
Закачка силикатно-щелочных растворов	121	72,3
Силикатно-щелочное воздействие малой	59	78,1
Закачка щелочно-полимерных растворов	22	24,7
Закачка неопластика	13	3,4
Закачка композиции БЖСК	5	0,5
Закачка глинистых суспензий	4	2,6
Закачка силинома	4	0,0
Закачка КОГОР (жидкое стекло+глинистая суспензия)	3	3,0
Закачка углещелочного реагента (БРЕГ)	2	4,2
Закачка жидкого стекла с добавками	0	1,9
Закачка полисила	8	3,7
Закачка МДК"Кварц"	6	3,1
Закачка реагента ДНПХ-8700	5	0,9
Закачка гидрофобизирующей композиции	4	0,1
Закачка маточного раствора цеолита	3	0,0
Закачка серы молотой непылящей	1	0,9
Закачка латекса СКМ(С)-30АРК	1	0,3
Закачка карбамидоформальдегидной смолы	2	0,5
Электропрогрев	20	2,2
Газоразрыв пласта	12	8,4
Вибродепрессионно-химическое воздействие	7	0,2
Дилатационно-волновое воздействие	7	0,1
Виброволновое воздействие	7	2,2
Электрогидравлическое воздействие	5	0,7
Перенос фронта нагнетания	8	87,6
Перевод скважин с других горизонтов	2	3,6
Оптимизация объемов закачки	15	18,9
Итого	346	324,0

3. Описание технологических процессов при добыче нефти и газа, оборудования, приборов

3.1 Первичная подготовка нефти на промысле

Первичная подготовка нефти на промысле предназначена для увеличения производительности УПН и качества подготовки нефти. На промысле применяется внутритрубная (путевая) деэмульсация и гравитационный холодный отстой. В связи с наличием в нефти Наратовского месторождения большого количества АСПО, эффективность внутритрубной деэмульсации затруднена, особенно в холодное время года. На СУН (Наратово) применяется подогрев нефти в буферных емкостях через змеевики, в которых циркулирует горячая вода. Для подогрева воды используется попутно добываемый газ. Подогрев нефти до 15-200 позволяет увеличить эффективность работы деэмульгаторов и довести содержание воды в нефти, отправляемый на УПН, до 1-2% .

В результате правильного подбора количества и места подачи деэмульгаторов, соблюдения точной дозировки и уменьшения обводненности (за счет сброса воды на ТВО и СУН) на УКПН поступает нефть с разрушенностью 95-98 %. Что позволяет проводить всю технологию подготовки нефти в ППН без применения деэмульгаторов.

Сбор нефти, газа и воды на Арланском месторождении происходит следующим образом. Скважинная продукция по трубопроводам поступает на АГЗУ типа "Спутник". "Спутник" работает по заданной программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время, зависящее от режима работы скважины и устанавливаемое при помощи реле времени, находящегося в блоке местной автоматики. Т.к. продукция скважин высокообводненная, то на промыслах применяют установки предварительного сброса воды (ТВО - трубный водоотделитель, сепараторы). Здесь производят разделение водонефтяной эмульсии на нефть и воду, где замеряют объемы и при необходимости отбирают пробы.в дальнейшем вода поступает на КНС и БНС. БНС пущены в работу в 2015 году для сброса попутно-добываемой воды в поглощающие скажины, с использованием насосов с низким потреблением злектроэнергии, для минимизации расходов на энергоносители. Оставшаяся скважинная продукция поступает на УПН (установка подготовки нефти) или УКПН (установка комплексной подготовки нефти).

Для подготовки нефти и воды в Арланском УДНГ имеются следующие УПН и УКПН.

1. УКПН "Шушнур". Для подготовки нефти на УКПН работает два блока с проектной производительностью по 2млн.тн товарной нефти в год при проектной обводненности 30%. Каждый блок оборудован двускатной трубчатой печью с тепловой мощностью 16млн.ккал/ч, двумя шаровыми отстойниками I ступени и двумя отстойниками II ступени (дегидраторами), технологической насосной, реагентным хозяйством, тремя блоками теплообменников. На УКПН также предусмотрена подача ингибитора коррозии. Кроме этого есть насосная по откачке сточных вод, две резервные печи ТХУ, КССУ, две насосные автоматического пенного пожаротушения, установка улавливания легких фракций, система воздухоподготовки для приборов КИПиА.

2. УПН "Ташкиново". Для подготовки нефти на УПН имеются: КССУ I и II ступени, резервуары предварительного сброса воды РВС-5000, резервуары II ступени отстоя, резервуары очистных сооружений, два отстойника для воды, насосы откачки воды на КНС, канализационная насосная, узлы учета нефти, сточных вод, система воздухоподготовки для приборов КИПиА, ингибиторное хозяйство.

3. УПН "Саузбашево". Для подготовки нефти на УПН имеются: КСУ I ступени, один резервуар РВС-3000 для предварительного сброса воды, один резервуар для II ступени отстоя нефти, два резервуара для подготовки сточных вод, насосы откачки нефти, оперативный узел учета нефти, ингибиторное хозяйство. Вода на БКНС-16 подается самотеком.

В УДНГ принята единая система подготовки сточных вод, переток воды с резервуара предварительного сброса в очистные сооружения осуществляется самотеком. Подготовленная вода с резервуаров очистных сооружений (РОС) подается на прием насосов главной насосной, откуда через узлы учета откачивается на КНС и БНС. Остаточное содержание нефтепродуктов определяется как автоматическими пробоотборниками, так и ручным методом. Для защиты водоводов цеха ППД на прием насосов подается ингибитор коррозии. С кустовых насосных станций вода поступаемая с ТВО и ППН(в зависимости от технологической особенности) закачивается в скважины через сеть водоводов и полевых блочных гребенок, в соответствии с режимом месторождения и требований цехов добычи нефти по закачке воды.

Нефтепромысловые резервуары и их элементы

Нефтепромысловые резервуары представляют собой ёмкости различных размеров, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учёта "сырой" и товарной нефти, нефтепродуктов и воды.

В зависимости от положения в пространстве цилиндрические резервуары делят на вертикальные и горизонтальные.

Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, частично заглублённом и подземных исполнениях. Для сбора хранения замера объема нефти на нефтяных месторождениях в большинстве случаев сооружают стальные цилиндрические резервуары, реже бетонные и железобетонные. Крыши РВС строят трех типов: конические, сферические и плоские. Крыша резервуара воспринимает внешнюю нагрузку в пределах 245 Па и внутреннюю от ризб в паровом пространстве резервуара (до 200 кгс/м 3). Люк-лаз, устанавливаемый на нижнем поясе резервуара, предназначен для проникновения людей внутрь резервуара, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении технических работ.

Замерный люк служит для замера в резервуаре уровня нефти и отбора проб пробоотборником. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по которой в резервуар спускают замерную ленту с лотом.

Световой люк устанавливают на крышке резервуара. При открытой крышке через него внутрь проникает свет и проветривает резервуар.

Приёмно-раздаточные патрубки предназначены для присоединения соответствующих трубопроводов, они размещены снаружи резервуаров, а хлопушка и шарнир подъемной трубы - внутри резервуара.

Хлопушки предназначены для устранения утечек из резервуаров при неисправности задвижек или аварийном состоянии трубопровода.



Рис 4 наземный стальной резервуар

Перепускное устройство служит для выравнивания давлений нефти с обеих сторон крышки хлопушки. Подъемная труба внутри резервуара предназначена для отбора нефти с требуемой высоты.

Дыхательный клапан предназначен для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефти, а также колебаний температуры.

Гидравлический предохранительный клапан предназначен для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве при отказе дыхательного клапана, а также при его недостаточном сечении.

Огневые предохранители устанавливают на резервуарах в комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами, они предназначаются для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или предохранительный клапан.

Для измерения уровня и оперативного учёта количества нефти в резервуарах применяют указатель уровня. Прибор состоит из поплавка и мерной ленты, помещенной в герметичный кожух.

Установка обезвоживания нефти

Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообессоливающей установке (рис.1.2). При этом для стабилизации обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания. Сырая нефть I из сырьевого резервуара 1 сырьевым насосом 2 прокачивается через теплообменник 3 и подогреватель 4 и поступает в отстойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят реагент-деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой нефти выделяется основное количество пластовой воды. Из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1 - 2 % направляется в электродегидратор 8. При этом перед электродегидратором в поток нефти вводят пресную воду III и деэмульгатор II, так что перед обессоливанием обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8 - 15 %. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обессоленной. Сверху электродегидратора 8 выходит обезвоженная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость 7, насосом 6 прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую нефть, и направляется в резервуар 9 товарной нефти. Вода IV, отделившаяся от нефти в отстойнике 5 и электродегидраторе 8, направляется на установку по подготовке воды. Товарная нефть V насосом откачивается в магистральный нефтепровод.



Рисунок 5

Технологическая схема электрообезвоживающей установки

Электродегидраторы для обезвоживания и обессоливания нефти

Наиболее эффективное оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти - электродегидраторы; в них разрушение эмульсий проводят в электрическом поле переменного тока. Электродегидратор любого типа состоит из корпуса, в котором размещены подвешенные на изоляторах электроды, устройств для ввода и распределения эмульсии и отвода отстоявшейся воды и нефти. Ток на электроды подается от индивидуального трансформатора высокого напряжения. В межэлектродном пространстве под влиянием электрического поля высокой напряженности капли укрупняются и под действием гравитационных сил осаждаются. Процессу разрушения пленки эмульгатора, обволакивающей капли воды, способствуют вводимые в эмульсию деэмульгаторы.

Взаимодействие между диспергированными в нефти каплями воды зависит от напряженности электрохимического поля и регулируется напряжением тока или расстоянием между электродами.

Важный узел электродегидратора - изоляторы. В одних конструкциях оба электрода отделены от корпуса подвесными изоляторами и через проходные изоляторы присоединены к разным фазам повышающего трансформатора. В других аппаратах имеются один высокопотенциальный и один заземленный электроды; в этом случае изоляторы предусмотрены только у высокопотенциального электрода.

Качество обработанной нефти в значительной мере зависит от организации движения потоков в электродегидраторе, определяемой устройством для ввода нефти и конструкцией корпуса. Существуют аппараты с горизонтальным, вертикальным восходящим и комбинированным потоком нефти.

На промыслах и нефтеперерабатывающих заводах эксплуатируются электродегидраторы различных конструкций - вертикальные, шаровые и горизонтальные.

На промыслах наибольшее распространение получили горизонтальные электродегидраторы типа ЭГ 160 и 1ЭП 60, на НПЗ--типа 2ЭГ 160.

3.2 Автоматизация и телемеханизация по добыче нефти. Управление технологическими процессами с помощью современных ЭВМ

Установки для измерения дебитов при групповом сборе

В настоящее время разработаны и широко применяют автоматические устройства по замеру продукции скважин: "Спутник-А", "Спутник-Б" и "Спутник-В", описание которых приведено ниже.

На рисунке дана принципиальная технологическая схема наиболее совершенной установки данной серии - "Спутника Б-40", разработанного Октябрьским филиалом ВНИИКАнефгегаз.



Рисунок 6

Технологическая схема "Спутника - Б - 40 - 14 - 500"

1 - обратные клапана; 2 - задвижки; 3 - переключатель скважин многоходовой (ПСМ); 4 - ротрный переключатель скважин; 5 - замерная линия; 6 - общая линия; 7 - отсекатель; 8 - коллектор обводненности нефти; 9 и 12 - задвижки закрытые; 10 и 11 - задвижки открытые; 13 - гидроциклонный сепаратор; 14 - регуляор перепада давления; 15 - расходометр газа; 16 и 16а - золотники; 17 - поплавок; 18 - расходометр жидкости; 19 - поршневой клапан; 20 - влагомер; 21 - гидропривод; 22 - электродвигатель; 23 - сборный коллектор; М - выкидные линии от скважин.

"Спутник-Б-40" предназначен: для автоматического переключения скважин на замер; автоматического измерения дебита скважин, подключенных к "Спутнику"; контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии. На "Спутнике Б-40" установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, так же автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки) измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.

"Спутник-Б-40" состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором происходят автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер. "Спутник-Б-40" работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время. Продолжительность замера продукции одной скважины определяется требованиями службы разработки НГДУ при помощи реле времени, установленного в БМА.

"Спутники-Б-40А" выпускаются на рабочее давление от 1.5 до 4 МПа на максимальную производительность скважины по жидкости 400 м 3/сут и вязкость жидкости не более 80 сст. При указанных параметрах паспортная погрешность измерения дебита жидкости "Спутником-Б-40" колеблется в пределах ± 2.5 %. Блоки "Спутника-Б-40" могут быть обогреваемыми, и поэтому они рассчитаны для применения на площадях нефтяных месторождений имеющих низкие температуры окружающей среды.

При помощи "Спутника Б-40" можно измерить раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если, например, скважины обводнились, а остальные двенадцать скважин, подключенных к "Спутнику", подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по байпасной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор, а далее в коллектор безводной нефти.

Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через роторный переключатель скважин 4 в гидроциклонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а, от которых также отводится постоянный перепад на поршневой клапан.

Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом.

Когда поплавок 17 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правую часть поршневого клапана 19 и прикрывает его; подача жидкости прекращается, и турбинный расходомер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16а, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его; начинается течение жидкости в системе, и турбинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.

Для определения процента обводненности нефти на "Спутнике" установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины.

Разработан также "Спутник Б-40-24", который отличается от "Спутника Б-40" лишь числом подключаемых скважин - к нему можно подключить 24 скважины.

3.3 Технологический режим работы фонтанных скважин

Под технологическим режимом работы скважины понимается совокупность основных параметров ее работы, которая обеспечивает получение в планируемом периоде отборов нефти, конденсата, жидкости и газа, соблюдение условий надежности и безопасности эксплуатации скважин, предусмотренных проектным документом и нормами отборов. Технологический режим работы скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:

- пластовым, забойным и устьевыми давления;

- дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;

- типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами и временем его работы.

Технологический режим работы скважины составляется геолого-технической службой нефтепромысла и утверждается руководством нефтепромыслового управления. Так как в процессе разработки состояние пласта в районе скважины непрерывно меняется, технологические режимы периодически пересматриваются.

Фонтанирование скважин возможно при определённом технологическом режиме, который характеризуется величиной дебита Q, рз, руст, рзатр.

В зависимости от соотношения рз и руст с давлением насыщения нефти рн можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин:

1-ый тип - артезианское фонтанирование рз>рн, руст>рн, то есть фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора. В скважине происходит перелив жидкости, движется негазированная жидкость. В затрубном пространстве между НКТ и обсадной колонной находится жидкость, проверить можно, открыв, например, трех ходовой кран под манометром, показывающим рзатр.

2-ой тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: рз>рн, руст<рн. В пласте движется не газированная жидкость, а в скважине - газожидкостная смесь. При давлении у башмака НКТ р 1>рн в затрубном пространстве на устье находится газ и рзатр обычно небольшое.

3-ий тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: рз<рн, руст<рн. в пласте движется газированная на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется и поступает в затрубное пространство, где газ поднимается в относительно неподвижной жидкости. В затрубном пространстве накапливается газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ, т.е. наступает стабилизация.

Технологический режим работы скважины устанавливают при помощи индикаторной диаграммы и регулировочной кривой.

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. Использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. Для условий морских месторождений и районов освоения севера и сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.

2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (кпд) газлифтной системы.

3. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. В условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (мрп) работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной мерой - до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны нкт под уровень жидкости.

В среднем диапазон применяемых значений давления ввода газа составляет 4,0-14,0 мпа. Диапазон производительности газлифтных скважин при непрерывном газлифте 602000 т/сут.

Технологический режим работы УСШН

При постоянной откачке, жидкости, уровень последней в эксплуатационной колонне, остается постоянным. Приток жидкости к забою происходит за счет разности пластового и забойного давлений, при этом пластовое, давление как правило.больше.забойного.

Жидкость проходит в забой скважины через перфорационные отверстия, которые, были проделаны в эксплуатационной колонне, специальными перфораторами. При движении плунжера вверх всасывающий клапан под действием давления жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан в это время закрыт, т.к. на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные, трубы.

При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство/над, плунжером.

При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и то же количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается, к устью, скважины.

Технологический режим работы УСШН: количество качаний в минуту, длина хода полированного штока может изменяться в зависимости от свойств добываемой жидкости. Число качаний в минуту регулируется при помощи смены шкивов на электродвигателе. Длина кода полированного штока изменяется путем переставления шатуна на кривошипе.

Технологический режим работы УПЦЭН

Насос для каждой конкретной скважины выб...