Технологические процессы при добычи нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Отчёт по учебной (ознакомительной промысловой) практике

Содержание

1. Основная часть

1.1 Перечень основных работ и заданий, выполненных в процессе практики

1.2 Охрана труда и промышленная безопасность, охрана недр и окружающей среды при разработке нефтяных месторождений

2. Технологические процессы при добычи нефти и газа

2.1 Схема системы ППД

2.2 Схема БКНС

2.3 Технологический режим работы фонтанных скважин

2.4 Технологический режим работы газлифтных скважин

2.5 Устройства для борьбы с отложениями парафина

2.6 Схема промывки песчаной пробки

2.7 Технические средства для исследования скважин перед капитальным ремонтом

2.8 Схема установки обезвоживания нефти

2.9 Автоматизированные групповые замерные установки

2.10 Нефтепромысловые резервуары и их элементы

2.11 Коллекторские свойства продуктивных пластов

2.12 Физические свойства пластовой жидкости нефти газа воды

2.13 Показатели разработки залежи (Продуктивного пласта)

2.14 Эффективность методов повышения нефтеотдачи пластов таблица

2.15 Результаты гидродинамических исследований пластов

2.16 Технологический режим работы УСШН

2.17 Технологический режим работы УПЦЭН

2.18 Конструкция газопесочных якорей

2.19 Электродегидратор

2.20 Системы автоматизации нефтяных скважин

2.21 Автоматизация сепарационных установок и ДНС

2.22 Технические средства для оперативного учета добываемой продукции

2.23 Обеспечение требований охраны труда при обслуживании установок

подготовки нефти, газа и воды

2.24 Организация пожарной охраны на предприятии

2.25 Организация безопасности жизнедеятельности в организации

Список использованных источников

1. Основная часть

1.1 Перечень основных работ и заданий, выполненных в процессе практики

За время практики изучил оборудование и инструменты, используемые при добыче и транспортировке нефти, а также ее первичной подготовке (сброс воды и обессоливание на ЦПС). Научился уходу за устьевой арматурой скважин, оборудованных ШГН, ЭЦН и с ОРЭ. Производил отбор проб скважинной продукции, сбор сальникового устройства на полированном штоке и набивку сальников, осмотр и заливку реагентов (ингибиторы парафиноотложения и деэмульгаторы) в УДЭ, наблюдал за проведением различных мероприятий (спуско-подъемные операции, кислотная обработка, запуск скважины после ее перевода с ЭЦН на ШГН, очистка трубопровода от парафина запуском очистных устройств: «торпеды» или «пули», очистка НКТ от парафина с помощью механических и автоматических скребков, выявление возможных неисправностей насоса ШГН путем опрессовки и т.д.).

1.2 Охрана труда и промышленная безопасность, охрана недр и окружающей среды при разработке нефтяных месторождений

Охрана труда - система мероприятий, обеспечивающих сохранение здоровья трудящихся и безопасные условия выполнения работы.

Промышленная и пожарная безопасность, охрана труда. Законодательные акты об охране труда. Федеральные законы «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и «Об обязательном социальном страховании несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваниях», постановление Правительства РФ «О регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов».

Организация службы по охране труда в нефтяной промышленности. Обязанности администрации по устранению вредных условий труда и предупреждению несчастных случаев на производстве.

Общие и специальные отраслевые правила, нормы и инструкции по технике безопасности. Необходимость знания и строго, соблюдения этих правил и инструкций. Обучение, периодический инструктаж и проверка знаний по охране труда. Предупредительные знаки и тексты по технике безопасности.

Порядок проверки состояния техники безопасности на насосных станциях и установках по перекачке и подготовке нефти, нефтепродуктов и других вязких жидкостей на магистральном трубопроводе, перевалочной нефтебазе и на нефтеперерабатывающих предприятиях.

Основные задачи и пути создания безопасных условий труда:

-внедрение новой техники (оборудования, механизмов и инструмента);

-совершенствование технологических процессов, комплексная механизация и автоматизация производственных процессов, применение предохранительных и защитных средств;

-разработка правил и инструкций по безопасному ведению работ и отдельных операций, а также специальных нормативов по охране труда;

-дальнейшее повышение культурно-технического уровня рабочих, организация контроля за безопасным ведением работ.

Охрана недр и окружающей среды при разработке нефтяных месторождений

1. Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется в народном хозяйстве или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты. При этом также должен быть обеспечен сбор конденсата и сопутствующих ценных компонентов и воды.

2. На разрабатываемых месторождениях должен проводиться обязательный комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, в том числе исследования по своевременному выявлению скважин - источников подземных утечек и межпластовых перетоков.

3. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должны производиться при соответствующем оборудовании устья скважин, которое должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

4. Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т.д.) не допускается.

5. При проведении мероприятий по повышению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны, обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта.

В скважинах, где раздел между нефтеносными и газоносными, нефтеносными и водоносными пластами невелик, мероприятия по интенсификации добычи нефти должны производиться при условии создания допустимого перепада давления на перемычке,

6. Если до обработки призабойной зоны вынос породы и разрушение пласта не наблюдались, а после обработки началось интенсивное поступление породы пласта в скважину, необходимо прекратить или ограничить отбор нефти из скважины и осуществить технические мероприятия по ограничению доступа породы пласта в ствол скважины.

7. Мероприятия по охране окружающей среды при разработке нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами(жидкими и газообразными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:

- полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные или поглощающие пласты;

- при необходимости, обработку закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками, с целью предотвращения ее заражения сульфатвосстанавливающими бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и в воде;

использование герметизированной системы сбора, промыслового транспорта и подготовки продукции скважин;

- полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин; быструю ликвидацию розливов нефти, строительство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;

создание сети контрольных пунктов для наблюдения за составами поверхностных и подземных вод;

- исключение при нормальном ведении технологического процесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевою водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов и других химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей:

применение антикоррозионных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового оборудования:

- организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования.

Основные направления охраны недр нефтяных месторождений

Охрана недр (или геологической среды) нефтяных месторождений составляет одну из важнейших сторон деятельности геологической службы нефтеразведочных и нефтедобывающих предприятий.

Соответствующими нормативными документами и регламентами предусматривается составление специальных разделов (глав) по охране недр и окружающей природной среды в отчетах по подсчету запасов и проектированию разработки нефтяных месторождений. Внимание к этим проблемам постоянно возрастает, настойчиво ищутся пути и средства достижения наибольшего природоохранного эффекта.

Охрану геологической среды, конечно, нельзя понимать как ее абсолютную неприкосновенность, это несовместимо с потребностями развития современного общества. Всегда приходится идти на некоторый компромисс, находить оптимальное соотношение положительных (желаемых) и отрицательных (нежалаемых) последствий техногенного воздействия на недра при поисково-разведочных работах и добыче полезных ископаемых. Следовательно, требуется увеличивать положительные и сокращать отрицательные последствия техногенеза. С этих позиций охрана недр выступает как комплексная проблема достижения максимального народнохозяйственного эффекта при минимизации отрицательных последствий (ущерба) техногенного воздействия. При этом должен учитываться как прямой ущерб, наносимый природе конкретным техногенным воздействием, так и затраты, необходимые на сокращение или предотвращение этого ущерба. Для выработки оптимальной стратегии работ по предотвращению, сокращению или ликвидации негативных последствий техногенеза недр необходимо знать источники, пути и характер воздействия всех объектов нефтяной промышленности на геологическую среду, организовать поступление достоверной информации о состоянии недр, уметь прогнозировать возможное развитие процессов.

Исходя из изложенного подхода к охране недр как к комплексной проблеме достижения максимального народнохозяйственного эффекта при минимизации ущерба, работы по охране недр в нефтяной промышленности следует проводить по нескольким направлениям, основными из которых представляются следующие: 1) достижение максимальной нефтеотдачи эксплуатируемых залежей; 2) получение максимальной информации о недрах, вскрываемых буровыми скважинами; 3) охрана пресных вод от загрязнения и истощения; 4) сохранение природных гидродинамических условий разреза отложений; 5) предохранение от разрушения и переформирования неразрабатываемых (в том числе, еще не открытых) залежей нефти и газа.

Рассмотрим эти направления более детально.

Обеспечение максимальной нефтеотдачи, в рамках принятых проектных решений по разработке месторождения, является повседневной заботой промысловых геологов. Основные усилия направляются на повышение коэффициента охвата нефтеносных пластов процессом вытеснения, на сокращение потерь нефти в недрах. Источником таких потерь служат: 1) замкнутые линзовидные пропластки, не вовлеченные в разработку; 2) различного рода полузамкнутые тупиковые зоны, откуда нефть не может быть вытеснена при существующем направлении потоков; 3) целики нефти между скважинами, особенно при редком расположении последних в условиях неоднородных пластов; 4) нефть, оттеняющаяся в некоторых случаях за контур нефтеносности из краевой части залежи при приконтурном и внутриконтурном заводнении; 5) нефть, перетекающая в другие горизонты разреза отложений по заколонному пространству аварийных скважин.

Выявление всех мест возможных потерь нефти в недрах и организация геолого-технических мероприятий по ликвидации или существенному уменьшению этих потерь (включая такие дорогие операции, как бурение дополнительных скважин, организацию перемены направлений потоков в пласте, создание новых очагов или линий заводнения, дополнительное вскрытие пластов и обработку призабойных зон, ликвидацию затрубной циркуляции жидкости и т.д.) обеспечивают достижение необходимой полноты выработки нефти и являются необходимым звеном рационального использования и охраны недр.

Забота о сохранении пресных вод- очень важная сторона охраны недр. Как правило, пресные подземные воды насыщают верхние горизонты литосферы и тесно связаны с наземной гидросферой - реками, ручьями, родниками, озерами. Пресная вода питьевого качества во многих районах становится ценнейшим полезным ископаемым в связи с нехваткой воды поверхностных водостоков. Особенно остра эта проблема в засушливых областях и на Крайнем Севере,

Пресные подземные воды загрязняются главным образом в результате инфильтрации с поверхности. Основными эагрязняющими агентами служат: а) при бурении скважин - буровые и тампонажные растворы, шлам, буровыесточные воды, продукты испытания скважин, циркулирующие и накапливающиеся в поверхностных сооружениях (земляных амбарах); б) в процессе эксплуатация нефтяного промысла - нефть, попутная пластовая вода, различного рода водорастворимые химреагенты.

2. Технологические процессы при добычи нефти и газа

2.1 Схема системы ППД

В комплекс сооружений системы поддержания пластового давления (ППД) методом заводнения (рис. 1) входят: водозабор 1, насосная станция первого подъема 2, водоочистная станция 3, резервуары чистой воды 4, насосная станция второго подъема 5, магистральные водоводы 6, подводящие водоводы 7, подземные резервуары чистой воды 8, блочные кустовые насосные станции (БКНС) 9, водоводы высокого давления 10 и нагнетательные скважины 11.

Для ППД возможно также использование вод глубинных водоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного пласта, газа (в случае разбухания глин призабойной зоны пласта при закачке воды), горячего теплоносителя (горячая вода, пар) или полимеров.

Рисунок 1 Принципиальная схема системы ППД методом заводнения

2.2 Схема БКНС

Блочные кустовые насосные станции предназначены для нагнетания очищенных вод (как поверхностных, так и пластовых) в продуктивные горизонты.

Во избежание больших гидравлических потерь БКНС обычно располагают вблизи скважин. Современные БКНС полностью автоматизированы. Все операции по отключению рабочих агрегатов (элетродвигатель-насос) и включению резервного агрегата в аварийных случаях осуществляется аппаратурой блока местной автоматики с передачей в ЦДНГ или ЦИТС сигнала об аварии.

Блочные типовые кустовые насосные станции в зависимости от числа установленных насосов имеют производительность 3600, 7200 и 10800 м3/сут воды.

1 - магистральный водовод; 2 - приемный коллектор; 3 - дистанционно управляемые задвижки; 4 - центробежные насосы; 5 - электродвигатели; 6 - расходомеры; 7 - высоконапорный коллектор; 8, 9 - задвижки; 10 - сборный коллектор для сброса грязной воды при промывке и дренаже нагнетательных скважин.

Рисунок 2 Схема БКНС

2.3 Технологический режим работы фонтанных скважин

нефтяной газовый скважина пласт

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 р1>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.

2.4 Технологический режим работы газлифтных скважин

Газлифтная эксплуатация применяется в тех случаях, когда подъем заданного количества жидкости не обеспечивается газом (свободным и растворенным), поступающим из пласта к забою скважины. В связи с этим возникает необходимость в скважину подавать некоторое дополнительное количество газа (к башмаку НКТ или на какую-то глубину). В газлифтных скважинах, как и фонтанных, забойное давление может быть больше или меньше давления насыщения.

Первоначально рассчитывается распределение давления от забоя к устью. В основу исходных данных положены забойное давление, дебит жидкости и газа, объем выделившегося газа (в зависимости от давления и температуры), заданное устьевое давление, длина труб и т. Д. Диаметры труб в зависимости от дебита жидкости задаются. Строго говоря, температура, как и давление, по мере подъема жидкости уменьшается. Однако часто в расчетах принимают температуру постоянной и равной средней по всей длине газожидкостного подъемника. Нередко отсутствуют полные экспериментальные данные по свойствам смеси и приходитсяиспользовать графики или эмпирические зависимости, приводимые в соответствующей литературе.

После расчета распределения давления (приестественном газовом факторе) строится кривая давление-глубина. Расчетное устьевое давление при этом будет меньше минимально допустимого, а в большинстве случаев оно даже принимает отрицательное значение. Это указывает на то, что подъем жидкости за счет естественного газового фактора не обеспечивается. Чтобы определить потребное количество закачиваемого газа, необходимо произвести расчет распределения давления по глубине (от устья) при нескольких значениях газового фактора R (они должны быть больше природного газового фактора R0) и одинаковом устьевом давлении

где Vgi-- объемный расход дополнительно вводимого в трубы газа. Результаты этих расчетов наносятся на тот же график (см. кривые 2, 3, 4 на рис. 3). В точке пересечения пары кривых (например, в точках а, в) можноопределить давление внутри НКТ на данной глубине, когда обеспечивается подъем смеси до устья при заданном газовом факторе. Как видно из этого рисунка, подъем смеси (при заданном количестве жидкости) можно обеспечить множеством объемных расходов газа. Окончательный выбор потребного расхода газа надо производить, исходя из энергетических затрат. Если принять, что расширение газа происходит при изотермическом процессе, то работа, производимая газом, определится выражением

где р1-- давление в трубах на глубине ввода газа (например, L1 на рис.3); р0и ру-- соответственно нормальное (атмосферное) и устьевое давления.

Отсюда следует, что при каком-то соотношении давления р1и объемного расхода газа Vgiработа, совершаемая газом при расширении (от р1до ру), будет наименьшей.

Ввод газа в НКТ осуществляется через специальное приспособление (рабочий клапан). При истечении газа из кольцевого пространства в НКТ за счет сопротивлений в клапане происходит снижение давления на ркл. Поэтому давление ркподаваемогогаза у устья скважины в кольцевом пространстве определяется суммой

pк= p1 + pкл+ pг + ртр,

где pг -- приращение давления за счет массы столба газа в кольцевом пространстве; pтр -- потери давления, вызванные сопротивлениями на трение, возникающими при движении подаваемого газа от устья до места его ввода в трубы.

Для высокодебитных газлифтных скважин целесообразно произвести расчет, исходя из условия, что газ подается в центральные трубы, а смесь поднимается по кольцевому пространству. Порядок расчета остается таким же, но при использовании уравнения движения смеси, когда рассчитывается плотность смеси, за диаметр трубы принимается сумма D+d0 (D-- внутренний диаметр обсадной колонны, d0-- внешний диаметр НКТ). При расчете сопротивлений на трение за эквивалентный диаметр принимается разность D -- d0.

Расчеты могут показать, что можно обеспечить потребное количество подаваемого газа, но не давление рк. В этом случае ограничивается максимально возможное давление у устья в кольцевом пространстве.

Выбор режима эксплуатации газлифтной скважины должен производиться в зависимости от условий (ограничений) задачи. Такими ограничениями провеются:

1) количество нагнетаемого газа (независимо от давления нагнетания),

2) давление нагнетания (независимо от расхода газа);

3) давление и максимальное допустимое количество нагнетаемого газа;

4) минимальное допустимое (или заданное) противодавление на устье скважины.

В заключение следует отметить, что высота подъема смеси в ряде случаев может быть увеличена за счет роста истинной газонасыщенности, если применять трубы меньшего диаметра. Однако при этом несколько возрастут сопротивления на трение. В связи с этим для окончательного выбора режима работы газлифтной скважины необходимо расчеты производить для нескольких диаметров труб.

2.5 Устройства для борьбы с отложениями парафина

Агрегат депарафинизации (АДП). На шасси автомобиля монтируется прямоточный котел, емкость для набора нефти и насос для закачки горячей нефти в скважину. Максимальная температура нагрева нефти при подаче насоса 4 л/с составляет 150°С, максимальное давление 20 Мпа. Нагретая до 100-150°С нефть закачивается в затрубное пространство работающей скважины. Парафин в НКТ плавится и потоком нефти выносится на поверхность.

Паро-передвижная установка (ППУ). Вместо горячей нефти в затрубное пространство закачивается острый пар (~300°С).

Установка дозатора электронасосная (УДЭ). Применяется для дозированного ввода ингибитора парафиноотложения в затрубное пространство.

Цементировочные агрегаты (АЦ) для промывки НКТ растворителями парафина (керосин, солярка, нестабильный бензин).

Скребки, очистные устройства: «торпеды», «пули»и т.д. - механическое удаление парафина со стенок труб.

НКТ со специальным покрытием: остеклованные, эмалированные, с эпоксидным покрытием.

2.6 Схема промывки песчаной пробки

Песчаные пробки накапливаются на забое по разным причинам: недоосвоение скважины при высокой подвеске НКТ, вынос твердой фазы промывочной жидкости и мелких фракций горной породы, вынос продуктов коррозии, внесенных в пласт при закачке газа.

Для удаления песчаных пробок промывкой в скважину опускают колонну промывочных труб, а на устье скважины размещают насосы, резервуары с промывочной жидкостью и другое оборудование.

Прямую промывку осуществляют подачей промывочной жидкости к пробке через спущенную в скважину колонну промывочных труб. При этом мартериалы, составляющие размываемую пробку, выносятся на поверхность по затрубному пространству. Прямая промывка наиболее эффективна при удалении крепких пробок, но требует значительный расход жидкости, т.к. подъем жидкости происходит по затрубному пространству, площадь поперечного сечения которого больше площади поперечного сечения промывочных труб, и, соответственно, скорость потока меньше.

Обратная промывка подразумевает закачку промывочной жидкости в затрубное пространство и прием ее через промывочные трубы. Это позволяет достигнуть более высоких скоростей восходящего потока жидкости и ускорить разрушение пробки, что означает более эффективный вынос песка, но снижение интенсивности разрушения пробки.

1 - колонна; 2 - НКТ; 3 - устьевой тройник; 4 - промывочный вертлюг; 5 - промывочный насосный агрегат; 6 - устьевой сальник; 7 - переводник со шлангом

Рисунок 4 Схема прямой (слева) и обратной (справа) промывок скважин

2.7 Технические средства для исследования скважин перед капитальным ремонтом

Для гидроиспытания колонны используются пакеры, манометры для контроля давления, насосные агрегаты.

Для выявления источников обводнения используют высокочувствительные термометры, гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, влагомеры, плотномеры, резистивиметры, импульсные генераторы нейтронов. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и гамма-каротажа. В качестве дополнительных работ могут использоваться импульсные нейтронные методы, которые также используются для оценки состояния выработки запасов, состояния насыщения коллекторов.

При переводе добывающей скважины под нагнетание обязательными являются исследования гидродинамическим расходомером и высокочувствительным термометром, которые позволяют выделить отдающие или принимающие интервалы и оценить степень герметичности заколонного пространства.

При контроле технического состояния добывающих скважин обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны) и толщиномер (с целью уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии).

Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.

Для контроля глубины спуска в скважину оборудования, интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкости в колонне, состояния искусственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НГК, ННК) или методом рассеянного гамма-излучения (ГГК).

Для определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор САТ, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер.

При обследовании технического состояния эксплуатационной колонны используют также свинцовые конусные печати, спускаемые до забоя с целью определения наличия на забое постороннего предмета. Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используют боковые гидравлические печати.

2.8 Схема установки обезвоживания нефти

Обводненная нефть (сырая) поступает в сырьевой резервуар 1, откуда насосом 3 перекачивается в теплообменники 4. Здесь она подогревается до 40-60°С и далее поступает в паровой подогреватель 5, где подогревается паром до 70-100°С. Дозировочный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор через смеситель 2 в эмульсию. Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник 9, где вода отделяется от нефти и отводится в виде сточных вод. Из отстойника 9 обезвоженная и нагретая нефть через теплообменники 4 и холодильники 8 поступает в товарные резервуары 10, а затем направляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменниках 4 нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего дополнительно охлаждается в холодильниках 8.

Рисунок 5 Схема установки обезвоживания нефти

2.9 Автоматизированные групповые замерные установки

Автоматизированная сепарационно-замерная установка «Спутник-А» предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 Мпа.

Установка состоит из следующих узлов:

многоходового переключателя скважин;

установки измерения дебита;

гидропривода;

отсекателей;

блока местной автоматизации (БМА).

Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную, так и автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.

Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает внижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР). Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.

Установка «Спутник-А» работает по определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.

Кроме установки «Спутник-А», применяются установки «Спутник-Б» и «Спутник-В», в некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа.

1 - выкидные линии; 2 - специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин; 4 - роторная каретка переключателя; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка на газовой линии; 8 - турбинный расходомер; 9 - уровнемер (поплавковый); 10 - гидропривод; 11 - электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 - сборный коллектор; 14 - силовой цилиндр.

Рисунок 6 Схема установки «Спутник-А»

2.10 Нефтепромысловые резервуары и их элементы

Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис.7) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4…25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 18). Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам: дисковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны, т. К. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее - к ее потоплению. Двуслойные крыши, наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, т. К. пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном. Подобно плавающей крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам, снабжены опорными стойками и уплотняющими затворами, тщательно заземлены.

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 м3. На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости дли сбора утечек.

Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные. Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные же резервуары более просты в изготовлении.

Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем стальные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвращают проникновение паров нефти (нефтепродукта) из резервуара в атмосферу. Другая проблема - борьба со всплыванием резервуаров при высоком уровне грунтовых вод. Существуют трудности с ремонтом внутреннего оборудования железобетонных резервуаров.

В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.

1 - корпус; 2 - щитовая кровля; 3 - центральная стойка; 4 - шахтная лестница; 5 - днище

Рисунок 7 Вертикальный цилиндрический резервуар



1 - уплотняющий затвор; 2 - крыша; 3 - шарнирная лестница; 4 - предохранительный клапан; 5 - дренажная система; 6 - труба; 7 - стойки; 8 - люк

Рисунок 8 Резервуар с плавающей крышей

2.11 Коллекторские свойства продуктивных пластов

Благоприятными условиями для накопления и сохранения нефти и газа в горных породах являются наличие пустот в породе, которые могут занимать нефть и газ, и залегание пород в виде геологических структур, препятствующих рассеиванию нефти и газа.

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Наибольшая проницаемость по плату АВ 4-5 наименьшая по пласту АВ 1-3.

Содержание в пустотах горных пород нефти, газа и воды называют насыщенностью. Коэффициент нефтенасыщенности - это доля объема пустот в горной породе, заполненных нефтью. Наибольшая нефтенасыщенность по пласту АВ 1 составляет 0,64.

Горизонт AB1 отличается от других горизонтов продуктивной толщи Черновского месторождения сложным взаимоотношением песчаников, алевролитов и глин и разделяется на два пласта: верхний AB1 и нижний AB1

Верхний пласт разделяется на глинистую и песчаную части, а в нижней части выделяются монолитные песчаники, тонкое чередование песчано-глинистых пород и глинистые песчаники.

Горизонт АВ2-3 отличается высокой степенью литологической неоднородности, обусловленной частым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев.

Горизонт АВ4-5 отличается сравнительно однородным строением. В этом горизонте преобладает песчаный тип разреза (монолиты), на долю которых приходится около 95%.

Горизонт БВ3 является основным объектом разработки на большей части Черновского месторождения.

Пласт ЮB1 Черновского месторождения представлено алевролитами и песчаниками.

В целом по коллекторским свойствам пород продуктивных пластов Черновского месторождения можно сделать выводы:

Существенное различие коллекторских свойств изученных горизонтов обусловлено литологическими особенностями пород этих объектов.

На нефтенасыщенность пород в стабилизированных зонах залежи основное влияние оказывают литолого-коллекторскне свойства, а в недонасыщенных - значительное влияние приобретает расстояние исследуемого прослоя от ВНК.

2.12 Физические свойства пластовой жидкости нефти газа воды

Газосодержание (газонасыщенность)пластовой нефти - это объем газа, растворенного в 1 м3 пластовой нефти. Газосодержание обычно выражают в м3/ м3 или м3/т. Оно может достигать 300…500 м3/ м3, но обычно его значение колеблется в пределах 30…100.

Растворимость газа - это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равно растворимости или меньше ее.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Промысловым газовым фактором называют количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени.

Давлением насыщенияпластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от пластовой температуры.

Сжимаемость пластовой нефти обуславливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости, характеризующим относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1°С.

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти. Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти, а также ее плохой сжимаемостью.

Плотность пластовой нефти - масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2…1,8 раз меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа.

Вязкость пластовой нефти определяет степень ее подвижности в пластовых условиях и также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.

2.13 Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. К ним можно отнести следующие:

Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки. Процесс разработки можно условно разделить на четыре стадии:

1) рост добычи на начальном этапе разработки, обусловленный обустройством месторождения, вводом новых скважин;

2) максимальная добыча нефти в течение некоторого периода времени;

3) резкое падение добычи и значительный рост обводненности продукции скважин;

4) сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти и неуклонное нарастание обводненности; завершающая стадия добычи нефти.

Темп разработки месторождения, равный отношению текущей добычи нефти к извлекаемым запасам месторождения. Если извлекаемые запасы нефти остаются неизменными в процессе разработки месторождения, то изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии.

Добыча жидкости из месторождения - суммарная добыча нефти и воды. Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти и может отличаться от нее в несколько раз на третьей и четвертой стадиях.

Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее первоначальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти к первоначальным запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе, т.е. отношении объема добываемого из скважины газа, роцессого к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения.

Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным: вблизи нагнетательных скважин оно повышается, вблизи добывающих - понижается.

Давление на устье у добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.

Пластовая температура. В процессе разработки месторождения пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения.

2.14 Эффективность методов повышения нефтеотдачи пластов таблица

2.15 Результаты гидродинамических исследований пластов

Для изучения свойств пластов и продуктивности скважин применяют различные виды гидродинамических исследований, которые можно разделить на две группы:

1. Метод установившихся отборов.

2. Метод неустановившихся отборов.

Сущность метода (1) заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся установившихся режимах определяют зависимость дебита нефти (газа), газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины.

Режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяется.

После регистрации установившихся дебита и забойного давления скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления ее работы на новом режиме, определяют новые значения этих параметров. Наблюдения проводят при 3-4 режимах работы скважин и заканчивают регистрацией динамического пластового давления в зоне исследуемой скважины.

Определяется как полностью восстановившиеся забойное давление в остановленной скважине и соответствует текущему пластовому давлению в пласте между работающими скважинами. Результаты исследований представляют как зависимость - дебит скважины от депрессии пластового давления (Рпл - Рзаб).

Сущность метода (2) исследований заключается в том, что изменяют режим их и проводят наблюдения за соответствующим нарастанием (или снижением) забойного давления со временем.

В большинстве случаев скважину после длительной эксплуатации с постоянным дебитом останавливают и регистрируют кривую восстановления забойного давления (КВД) или уровня жидкости в межтрубном пространстве. По такому методу исследуют все скважины.

КВД обрабатывают и получают коэффициент удельной продуктивности, проницаемость, гидропроводность (способ породы проводить жидкость).

2.16 Технологический режим работы УСШН

Условия эксплуатации скважин штанговыми насосными установками чрезвычайно разнообразны. Для каждой из них должны быть обоснованно подобраны оборудование и режим его работы, соответствующие возможностям скважины, условиям ее эксплуатации. Будем полагать, что скважина, для которой подбирается оборудование, ранее эксплуатировалась фонтанным или газлифтным способом и уравнение притока известно

где К -- коэффициент продуктивности; pпл и pзаб -- пластовое и забойное давления.

Пусть допустимый дебит скважины задан и равен Qдоg. Найдем высоту динамического столба жидкости hдин в скважине в процессе ее эксплуатации

где с-- плотность жидкости в скважине; g -- ускорение свободного падения.

С увеличением глубины погружения насоса уменьшается вредное влияние газа, но возрастают деформации труб и штанг. Поэтому рациональную глубину погружения насоса под динамический уровень целесообразно устанавливать экспериментально путем изучения промысловой зависимости коэффициента подачи насоса от давления рпр на его приеме. Необходимо выбирать такую глубину погружения насоса, при которой обеспечиваются приемлемые коэффициенты подачи насоса (a = 0,65--0,7).

При значительном газовом факторе наиболее существенное влияние на работу насоса оказывает газ. С вредным влиянием газа можно бороться путем спуска насоса под динамический уровень или же путем установки под насосом газового якоря. На промыслах восточных районов России более распространен первый способ борьбы с газом. Установлено, например, что при газовом факторе 55--60 м3/м3 и давлении насыщения 8,5--9,0 МПа коэффициент подачи насосов достигает 0,65--0,7 при давлении на приеме насоса рпр = 1,5--2 МПа, В этом случае глубина погружения насоса под динамический уровень

При использовании газовых якорей глубина погружения насосов под динамический уровень может быть значительно снижена (до 40--50 м).

Выбор оборудования и режима его работы наиболее просто могут быть произведены по диаграммам А. Н. Адонина. На диаграмме нанесены области применения насосов различных диаметров DH и станков-качалок в зависимости от производительности скважины Q и глубины спуска насоса L. Рассмотрим пример пользования диаграммой А. Н. Адонина.

Пример. Подобрать оборудование и режим откачки для эксплуатации скважины штанговой насосной установкой с дебитом жидкости 25 м3/сутки при глубине подвески насоса L -- 1500 м. Давления на устье и у приема насоса незначительные.

Решение. Точка с координатами L = 1500 м и Q = 25м3/сутки находится па диаграмме А. Н. Адонина в области станка-качалки типа СК 1О-2115 на поле насоса диаметром 32 мм. При пользовании диаграммой следует учитывать, что верхняя граница поля области применения каждого насоса (пунктирные линии) представляет собой кривую подачи при максимальной длине хода и числе качаний, указанных в шифре станка-качалки. Иначе говоря, если бы точка с координатами Q -- 25 м3/сутки и L =1500 м совпала с верхней границей области 32-мм насоса, то необходимо было бы принять S = 2,1 м и п = 15. В нашем случае точка не доходит до верхней границы области. Поэтому, оставляя S= 2,1, для получения Q = 25 м3/сутки частоту качаний п можно найти из соотношения



где Qmах -- максимальная добыча, соответствующая верхней границе поля данного насоса, м3/сутки; nmax -- максимальное число качаний, установленное для данного станка-качалки. Для нашего случая откуда n = 12,5 мин-1.

Коэффициент наполнения насоса на диаграмме принят везде равным 0,85. Поэтому производительность, указанная на диаграммах, является средней за межремонтный период.

1 - СК2-615; 2 - СК3-915; 3 - СК5-1812; 4 - СКЮ-2115; 5 - СК10-3012.

Рисунок 10. Диаграмма А.Н. Адонина для выбора типа станка-качалки и определения режима откачки жидкости

2.17 Технологический режим работы УПЦЭН

Насос для каждой конкретной скважины выбирают таким образом, чтобы производительность скважины и необходимый напор соответствовали паспортным характеристикам насоса в области максимальных значений кпд и чтобы сечение типоразмера насоса, электрооборудования, диаметр труб, глубины спуска насоса в скважину обеспечивали на установившемся режиме эксплуатации скважины установленную норму отбора жидкости при наименьших затратах.

На практике не всегда удается подобрать насос с характеристикой, точно отвечающей характеристике скважины. Часто насос развивает напор и подачу, большие, чем это необходимо для создания оптимальных условий работы системы скважина -- насос. Приходится прибегать к искусственному регулированию работы насоса, например, к ограничению его подачи.

В промысловых условиях подачу насоса можно ограничить при помощи штуцера или путем изменения числа ступеней насоса. Регулировать подачу насоса с помощью штуцера проще и удобнее, но способ этот имеет существенные недостатки, ограничивающие возможности широкого применения его на промыслах. Недостатки эти следующие.

1. Резко снижается кпд насоса, причем тем больше, чем больший перепад давлений на штуцере.

2. Устье скважины необходимо оборудовать арматурой повышенного давления.

3. Увеличивается осевая нагрузка на вал и рабочие колеса, в результате чего ускоряется износ деталей насоса и сокращается срок его службы.

Способ регулирования подачи насоса изменением числа ступеней насоса свободен от этих недостатков.

Эффективность погружных центробежных электронасосов значительно снижается, если в откачиваемой жидкости содержится свободный газ. Практика показывает, что при содержании газа в жидкости больше 1--2 об. % характеристика насоса резко ухудшается: снижаются напор, подача, кпд, режим работы насоса становится крайне неустойчивым. При дальнейшем увеличении содержания газа насос может выйти из строя.

Для устранения вредного влияния газа на работу погружных электронасосов (как и штанговых) их погружают ниже динамического уровня и на приеме устанавливают газосепаратор.

В зависимости от количества газа насос погружают ниже уровня на 250--350 м, а иногда и до 600 м. Недостаточная глубина погружения приводит к неустойчивой работе, снижению кпд и срыву подачи насоса.

Другой способ борьбы с вредным влиянием газа -- применение газосепараторов.

Для установления и поддержания оптимальных режимов эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, необходимо исследовать их на приток, чтобы получить индикаторные кривые. Некоторое представление о продуктивности пласта можно получить при исследовании скважины по следующей методике. Центробежный насос при данном его состоянии и при неизменном качестве подаваемой жидкости развивает на режиме нулевой подачи один и тот же напор. Исходя из этого, насос после спуска его в скважину и заполнения насосных труб жидкостью до устья при закрытии задвижки на выкиде разовьет напор

...