Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
СОДЕРЖАНИЕ
Введение…….…………………………..………..…..…………………………..…..3
1 Сведения о месторождении (площади) …..………………………………...……4
2 Строение эксплуатационного объекта………………………..…………..….…..5
3 Литолого-физическая характеристика коллекторов…………….………….…...7
4 Физико-химические свойства жидкостей и газов………………..………...……9
5 Эксплуатация скважин насосными установками……………...……………….11
6 Классификация и характеристика видов подземного ремонта скважин.........18
7 Классификация и характеристика видов капитального ремонта скважин…………………………………………………………………………..….25
8 Причины снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации.
Методы воздействия на прискважинную часть пласта………….……………....28
9 Характеристика исследований на фонде механизированных скважин…...….33
10 Технологические процессы сбора и подготовки нефти на промыслах…..….36
11 Система ППД. Требования к качеству воды. Способы подготовки вод,
используемых для закачки в пласт………………………......................................45
12 Меры безопасности при обслуживании и ремонте механизированных
скважин................................................................................................................49
Список литературы…………………..…………………………..…………..…….51
ВВЕДЕНИЕ
Вторая учебная практика, проводившаяся для студентов 3-го курса, является продолжением ознакомительной части обучения нефтегазовому делу и способствует ознакомлению со своей профессией. В связи с этим, студенты уже знакомы с основными процессами производства связанных с предметом их изучения, но нельзя не отметить, что в данной учебной практике нас ознакомили с ещё более интересными и не менее важными объектами и процессами.
В ходе учебной практики мы посетили и ознакомились с работой цеха по переработке высокосернистой нефти, с работой цеха добычи нефти и газа, побывали на объектах ГЗУ и ДНС. Изучили принцип работы горизонтальных пар скважин, установок по их бурению, а также их капитального ремонта.
Главной целью данной практики, является закрепление знаний полученных в процессе обучения в институте, и приобретения навыков практической работы на производстве по выбранной специальности, а также наглядное представление нефтегазового оборудования, технических процессов, технических агрегатов и машин. Последняя цель является особенно важной задачей, так как это необходимо для правильного освоения основной части теоретического материала по предметам нашей специальности в дальнейшем обучении. Ознакомились с нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью. Получили определенные практические знания и опыт, способствующие хорошему усвоению теоретического материала при дальнейшем обучении по своей специальности в ВУЗЕ.
В связи с небольшой продолжительностью вторая учебная практика проводилась экскурсионным порядком. Руководил практикой преподаватель кафедры. В помощь преподавателю предприятие выделяет инженерно-технического работника.
1 СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ (ПЛОЩАДИ)
Ромашкинское нефтяное месторождение входит в десятку супергигантских месторождений мира. Расположено на южной вершине Татарского свода, в пределах крупного полого куполовидного поднятия. Его высота по отложениям девона составляет 60м. Общая мощность осадочного чехла около 2 км. Первый фонтан нефти на местоскоплении был получен в 1948 году в (скважине №3) из отложений франского яруса верхнего девона. Залежи выявлены в терригенной толще девона и нижнего карбона. Промышленная нефтеносность установлена также в карбонатных отложениях девона и карбона.
В строении площади принимают участие два структурно-геологических яруса: докемрийский кристаллический фундамент и осадочный чехол палеозоя. Структурный план по кристаллическому фундаменту и терригенным отложениям девона не имеют принципиальных отличий.[10].
Основным объектом разработки площади являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта (Д1), которые представлены двумя группами: высоко продуктивные и малопродуктивные. Объект разработки Д1 представляется совокупностью трех типов пород-коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами. Фациальный состав коллекторов изменяется от тонкодисперсных алевролитов до песчаных фракций.
2 СТРОЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА
Ромашкинское месторождение в целом является типичным месторождением платформенного типа. Его геологический разрез сложен девонскими, каменноугольными и пермскими отложениями общей мощностью около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы. Залежи нефти Ромаш кинского месторождения контролируются крупным тектоническим элементом территории - Южным куполом Татарского свода. Он представляет собой ассиметричное сводовое поднятие с неравномерным погружением склонов в прилегающие впадины.
Современный структурный план территории Ромашкинского месторождения является результатами неравномерных и неоднородных тектонических движений, происходивших на протяжении всего палеозоя, но окончательное его формирование обусловлено интенсивными инверсионными движениями в последнее время.[3].
В строении площади принимают участие два структурно-геологических яруса: докемрийский кристаллический фундамент и осадочный чехол палеозоя. Структурный план по кристаллическому фундаменту и терригенным отложениям девона не имеют принципиальных отличий.
Ромашкинское месторождение многопластовое, здесь выявлены залежи нефти по 18 промышленно-нефтеносным горизонтам палеозоя (в терригенных отложениях -горизонты ДIV, ДIII, ДII живетского яруса, ДI - пашийского, ДО – кыновского горизонтов франского яруса, тульско-бобриковские отложения визейского яруса; в карбонатных отложениях). В горизонтах ДII, ДIII, ДIV терригенного девона залежи в основном, пластовые сводовые (ДII, ДIV) и литологически экранированные (ДIII), содержат в подошве воду.
Нефть нижнего карбона значительно тяжелее нефти терригенного девона. В ней в два раза больше серы (2,6%) и кокса (7,5%). Вязкость в пластовых условиях на порядок выше (до 30-40 сПз), газовый фактор значительно ниже (10-27 м3 /т). В газе содержится свободный сероводород (3,9-10,8%).
В пермских отложениях нефтепроявления отмечены в обнажениях пород и по керну в ассельских, сакмарских, уфимских и казанских отложениях. В уфимских отложениях коллекторами являются высокопористые песчаники, в остальных горизонтах - пористые, кавернозные и трещиноватые доломиты и известняки. В данное время в промышленную разработку не вовлечены.[3].
3 ЛИТОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРОВ
Ромашкинское нефтяное месторождение является одним из крупнейших полигонов совершенствования систем разработки, активного освоения новых технологий и использования методов увеличения нефтеотдачи различной специфики. Основным объектом разработки на месторождении являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона – горизонты Д0 и Д1 по промысловой индексации.
Месторождение многопластовое, сводовое, литологически осложненное, разделенное на 12 блоков. Отложения представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой, выклинивающимися или переходящими друг в друга. В настоящее время они в основном уже выработаны, в разработку вовлекаются участки с осложнёнными геолого-физическими условиями, которые характеризуются повышенной зональной и слоистой неоднородностью, ухудшенными коллекторскими свойствами; запасы нефти в них относятся к трудноизвлекаемым. К ним добавляются и участки на границах блоков, участки вблизи контуров нефтеносности.
Минеральный состав – кварцевый, в небольшом количестве присутствуют пелитизированные серпицитизированные полевые паты. По гранулометрии – в составе преобладают две фракции: мелкозернистая псаммитовая и крупнозернистая алевролитовая, находящиеся на границе песчаников и алевролитов.
Гранулометрический состав песчаников и алевролитов по территории месторождения и разрезу продуктивных отложений одинаков, т.е. по литологии пласты объекта неотличимы.
Обоснование кондиций коллекторов и их классификация проведена по методике с применением взаимной парной корреляции по следующим параметрам: пористость, проницаемость, глинистость, остаточная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность, удельный дебит по нефти, коэффициент вытеснения нефти водой. [2].
Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность, которая на месторождении достаточно высока.
Детальная корреляция разрезов скважин с использованием номограмм показала, что в разрезе четко выделяется 7 зональных интервалов, к которым приурочены пласты объекта. Индексация их принята такой же, как и на всем юго-востоке Татарстана: сверху вниз – Д0 (кыновский горизонт), а, б1,б2+3 (верхнепашийский подгоризонт), в, г, д (нижнепашийский подгоризонт). Отмечено закономерное сокращение толщины отложений горизонтов с юга на север месторождения.
4 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ
Пористость песчаников колеблется от 15 до 26 %, проницаемость составляет от 40 до 2000 мД. Дебиты отдельных скважин из пласта Д(1) составляли до 400 т/сут. Режим залежей водонапорный и упруговодонапорный. Основные залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления (внутриконтурное и законтурное заводнение), механизированным способом. Центр добычи — Альметьевск. В настоящее время на Ромашкинском местоскоплении пробурено более 8 тысяч скважин. Геологические запасы нефти, оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд. тонн. Нефтесодержащие песчаники девона и карбона . Залежи на глубине 1,6—1,8 км. Начальный дебит скважин — до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80—0,82 г/см³, содержание серы 1,5—2,1 %.
Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов.
Подземные воды горизонтов Д0 и Д1 по своим физико-химическим свойствам на территории Ромашкинского месторождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное. [14].
Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д0 и Д1, свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод, о наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.
Подземные воды терригенного девона существенно отличаются от пластовых вод верхних водоносных горизонтов. Подземные воды каменноугольной системы меньше минерализованы, в них меньше содержание кальция, больше содержание сульфатов и гидрокарбонатов. В газовом составе преобладает азот (до 75% об.), метана до 8,7%, углекислого газа до 1,6%.
Для закачки в пласты используется вода реки Камы. Вода пресная, гидрокарбонатно-сульфатно-кальциевая, плотностью 1000-1001,8 кг/м3.
В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север и, как следствие этого, увеличение объёмного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти. Различия в свойствах нефти между горизонтами Д0 и Д1 хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, то есть несущественны (таблица 1).
Таблица 1- Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти.
|
Параметры |
Средние значения по площадям |
||
|
Акташская |
Ново-Елховская |
Федотовская |
|
|
Давление насыщения, МПа |
8,26 |
8,24 |
7,84 |
|
Газосодержание, м3/т |
57,3 |
53,5 |
51,9 |
|
Пересчётный коэффициент |
0,8787 |
0,8795 |
0,8849 |
|
Вязкость пластовой нефти, мПа·с |
3,95 |
3,97 |
4,5 |
|
Плотность поверхностной нефти, кг/м3Д 0 |
862 |
862 |
862 |
|
Д 1 |
861 |
863 |
863 |
|
Содержание серы, % вес |
1,6 |
1,6 |
1,6 |
|
Содержание гелия в попутном газе |
0,042% |
Нефть терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения по основным характеристикам аналогична Ново-Елховского и Туймазинской: сернистая (0,5-2%), средне-парафинистая (1,5-6%), содержание фракций до 3500С (30-45%), маловязкая (до 4 мПа·с).
Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м3/сут при понижении уровня воды в скважинах на 370 - 400 метров от устья. [11].
5 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ
Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 % , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0.5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0.1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130ºС.
ШСНУ включает:
- наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья;
-подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ); насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.
Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или не вставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин.[10].
Рисунок 1 - Схема установки штангового скважинного насоса
По способу крепления насосов к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы (рисунок 2 и рисунок 3).
У не вставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана.
Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.
1 — впускной клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 — плунжер; 5 — штанга; 6 — замок.
Рисунок 2 - Насосы скважинные вставные
В НСН для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом главное отличие между НСН и НСВ.
При использовании вставных насосов в 2-2.5 раза ускоряются спускоподъемные операции при ремонте скважин, и существенно облегчается труд рабочих. Однако производительность вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше производительности не вставного.
Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.[7].
Не вставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразно применять в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.
1 — всасывающий клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан;
4 — плунжер; 5 — захватный шток; 6 — ловитель
Рисунок 3 – Не вставные скважинные насосы
Установка УЭЦН (рисунок 4) состоит из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6; наземного электрооборудования – трансформаторной комплектной подстанции. Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне НКТ 4. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает её на поверхность по колонне НКТ. Кабель обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и НКТ металлическими поясами (клямсами) 3, входящие в состав насоса.
Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана. Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.
Рисунок 4 - Установка УЭЦН
К бесштанговым также относятся винтовые, гидропоршневые, вибрационные, диафрагментные и струйные насосные установки.
Недостатками ШСНУ и УЭЦН являются сложность в обслуживании, неустойчивость в работе при добыче жидкости с высоким содержанием механических примесей и газа, а также низкая степень надежности при работе в кустовых скважинах.
С целью устранения отмеченных недостатков, а также для решения проблемы откачки жидкости повышенной вязкости были предложены установки винтовых насосов, обладающие целым рядом преимуществ перед насосами других типов. По сравнению с УЭЦН при эксплуатации УВН имеет место весьма малое перемешивание перекачиваемой жидкости, что предотвращает образование стойких эмульсий из нефти и воды. Отсутствие клапанов и сложных проходов определяет простоту конструкции и снижает гидравлические потери. Насосы обладают повышенной надежностью (особенно при откачке жидкостей с механическими примесями) вследствие того, что имеют минимальное число движущихся деталей, просты в изготовлении и эксплуатации, более экономичны. При перекачке жидкости повышенной вязкости снижаются перетоки через уплотняющую контактную линию между винтом и обоймой, что улучшает характеристику насоса.[5].
Благодаря нечувствительности к свободному газу винтовые насосы идеальны для перекачки высокогазированных нефтей. Они являются более износоустойчивыми при добыче нефти, содержащей механические примеси, так как твердые частицы, проходя через насос, вдавливаются в эластомер обоймы (статора), который деформируется, но не истирается.
Основной рабочий орган винтового насоса (рисунок 5) состоит из двух стальных полированных и хромированных однозаходных винтов 2 и 4 с плавной нарезкой, вращающихся в резинометаллических обоймах 1 и 5, изготовленных из нефтестойкой резины особого состава.
Внутренняя полость обойм представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза больше, чем шаг винта. Винты соединены с ПЭДом и между собой валом с промежуточной эксцентриковой муфтой 3. Оба винта имеют одинаковое направление вращения, но один винт имеет правое направление спирали, а другой - левое. Поэтому верхний винт подает жидкость сверху вниз, а нижний - снизу вверх. Это позволяет уравновесить винты, так как силы, действующие на них от перепада давления со стороны выкида и приема, будут взаимно противоположны.[6].
1, 5 – резинометаллические обоймы; 2, 4 – однозаходные винты; 3 – муфта
Рисунок 5 – Винтовой насос
6 КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА ВИДОВ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
Для подземного ремонта скважин необходимы подъемные сооружения и механизмы, а также специальный инструмент. Применяют подъемные сооружения двух видов: стационарные и передвижные. Стационарные подъемные сооружения - это специальные эксплуатационные вышки и стационарные мачты.
Вышки (ВЭТ22 x 50 - вышка эксплуатационная трубчатая, высотой 22 м, грузоподъемной силой 500 кН) изготавливаются из труб и устанавливаются на скважине вместо буровой вышки. Мачты - двуногие, также изготавливаемые из отработанных НКТ, высотой 15 и 22 м, грузоподъемной силой 150 и 250 кН. (МЭСН15 - 15 и МЭСН22 - 25) имеют опоры в виде трубчатых ферм, соединяемые вместе кронблоком в верхней части. Мачты оборудуются маршевыми лестницами, иногда устройствами для подвески штанг и площадкой для верхового рабочего. При установке на скважине мачты укрепляются растяжками. Стационарные вышки и мачты используются лишь 2 - 3 % календарного времени, поэтому их установка может быть оправдана только тогда, когда скважина слишком часто ремонтируется. В противном случае это приводит к неоправданным расходам металла и денежных ресурсов. Поэтому на промыслах используются передвижные мачты, передвижные агрегаты с телескопическими мачтами или складными вышками.
Передвижная мачта на колесном или гусеничном ходу (например, телескопическая мачта ПТМТ-40), широко применяемая на промыслах Башкирии и Татарии, монтируется над центром скважины и для устойчивости расчаливается в два яруса канатными оттяжками (рисунок 6). Секции мачты раздвигаются с помощью лебедки трактора. Высота мачты при выдвижении первой секции - 15 м, грузоподъемная сила 400 кН, при выдвижении двух секций - 20 м и грузоподъемная сила 250 кН. При этих грузоподъемностях можно выполнять подавляющую часть работ по ремонту скважин.
Рисунок 6 - Передвижная мачта для ПРС в рабочем положении
Агрегат А - 50У (рисунок 7) состоит из двух барабанной лебедки с приводом от трансмиссии, раздвижной вышки рамной конструкции с талевой системой, ротора с гидроприводом, насосного блока и системы управления. Тяговый четырехтактный восьмицилиндровый дизель ЯМЗ-238 автомобиля мощностью 177 кВт при частоте вращения вала 2100 мин-1 используется для привода подъемной лебедки, насосного агрегата, компрессора и других элементов установки. Грузоподъемная сила агрегата на крюке при оснастке талевой системы 4x3 при работе на первой скорости составляет 500 кН, на второй - 345 кН, на третьей - 126 кН и на четвертой - 75 кН. Высота вышки от уровня земли до оси кранблока составляет 22,4 м. На двухосном колесном прицепе установлен промывочный насос 9МГР-61, развивающий наибольшее давление 16 МПа при подаче 6,1 л/с и давление 6 МПа при наибольшей подаче 10 л/с. Насос приводится в действие с помощью карданного вала от двигателя автомобиля. Масса насосного блока с прицепом 4,1 т. Масса всего агрегата 31 т.
Агрегат устанавливается у скважины на специальную бетонированную площадку, как и все передвижные агрегаты, предназначенные для ремонта скважин.[7].
Рисунок 7 - Агрегат А-50У для ремонта скважины
Другим типичным представителем самоходных агрегатов для подземного ремонта скважин может служить агрегат «Бакинец» (рисунок 8), предназначенный для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки. Агрегат смонтирован на гусеничном тракторе Т-100МЗ. Он имеет коробку передач, однобарабаннную лебедку, телескопическую вышку с талевой системой, кулисный механизм подъема вышки, систему управления агрегатом и другие вспомогательные механизмы.
1 - опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки; 4 - кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении; 6 - талевый блок и кронблок; 7 - верхнее звено раздвижной мачты
Рисунок 8 - Агрегат "Бакинец"
Агрегат имеет собственную систему освещения для работы в ночное время с питанием от электрооборудования трактора. Вышка высотой 17,4 м поднимается в рабочее положение кулисным механизмом с винтовым приводом. Верхняя секция выдвигается с помощью талевой системы. В рабочем положении вышка расчаливается шестью оттяжками к якорным петлям, врытым в землю. Всеми механизмами агрегата управляет машинист из кабины трактора. Агрегат «Бакинец-ЗМ» имеет максимальную грузоподъемную силу 370 кН при семиструнной оснастке талевой системы и 320 кН при шестиструнной оснастке на первой скорости подъема крюка, равной соответственно 0,17 и 0,15 м/с. На высшей (четвертой) скорости подъема крюка, равной 0,7 и 0,6 м/с, грузоподъемная сила снижается до 76 и 89 кН при шестиструнной и семиструнной оснастке талевой системы, соответственно. Тяговый двигатель - четырехцилиндровый дизель Д-108 мощностью 66 кВт при частоте вращения вала 1070 мин-1. Масса агрегата 20 т.
В комплект механизмов для ремонта входят:
- промывочные вертлюги грузоподъемной силой до 600 кН для промывки скважины через подвешенные на крюке трубы при одновременном их вращении с помощью ротора;
- облегченные талевые блоки грузоподъемной силой от 150 до 500 кН с количеством шкивов до четырех;
- эксплуатационные облегченные крюки КрЭ грузоподъемной силой от 125 до 500 кН,
- допускающие свободное вращение рога крюка относительно его серьги и снабженные амортизационной пружиной.[8].
Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и вос становительный. Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологи ческих режимов эксплуатации скважин, вызванных возможны ми неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планиру ется заблаговременно и проводится в соответствии с графика ми ремонта. Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызван ный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п. Межремонтный период работы скважин -это продолжи тельность фактической эксплуатации скважины от предыдуще го ремонта до последующего. Эта продолжительность опреде ляется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине. Основными путями повышения Kэ (что равнозначно добыче нефти) являются : сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин. Вот я бы хотел рассмотреть более подробно виды подземных ремонтов. Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы. Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации) Ввод фонтанных скважин. Ввод газлифтных скважин. Ввод скважин, оборудованных ШГН. Ввод скважин, оборудованных ЭЦН. Перевод скважин на другой вид эксплуатации . Фонтанный - газлифт . Фонтанный – ШГН. Фонтанный – ЭЦ. Газлифт - ШГН Газлифт - ЭЦН ШГН - ЭЦН ЭЦН - ШГН ШГН - ОРЭ ЭЦН – ОРЭ. Оптимизация режима эксплуатации Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН. Ремонт скважин оборудованных ШГН . Ревизия и смена насоса Устранение обрыва штанг Замена полированного штока Замена, опрессовка и устранение не герметичности Очистка и пропарка НКТ. Ревизия, смена устьевого оборудования. Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН. Ревизия и смена насоса Смена электродвигателя Устранение повреждения кабеля. Ревизия, смена, устранение не герметичности НКТ. Очистка и пропарка НКТ Ревизия, смена устьевого оборудования. Ремонт фонтанных скважин . Ревизия, смена, опрессовка и устранение не герметичности НКТ. Очистка и пропарка НКТ Ревизия, замена, устьевого оборудования. Ремонт газлифтных скважин . Ревизия, смена, опрессовка и устранение не герметичности НКТ. Очистка, промывка забоя . Промывка горячей нефтью (водой) с добавление ПАВ Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО,ГКО и т.д.). Выше приведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени.
7 КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА ВИДОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
Скважины, в которых нельзя провести ремонтные работы силами бригад текущего ремонта и выполнение которых требует специального оборудования и инструмента, передаются в капитальный ремонт. Обычно капитальный ремонт проводится специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов. Поэтому оно называется Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и КРС). В нем сосредоточены все технические средства, оборудование, материалы, транспортные средства, квалифицированная инженерно-техническая служба и бригады.
В некоторых случаях, когда на данном месторождении отдельные виды работ носят массовый характер, как, например, кислотные обработки, то их передают специализированному цеху, выполняющему только эти работы.
Такая специализация повышает качество работ, их эффективность и способствует сокращению производственного травматизма.
Особое место в работах по капитальному ремонту скважин занимают ловильные работы, необходимость в которых возникает при обрыве или отвороте подземного оборудования, НКТ, штанг, кабеля и при других осложнениях. При обрыве и ударе о забой оторвавшаяся часть оборудования сминается, расклинивается в обсадной колонне и зачастую выводит скважину из строя. Для ликвидации таких аварий после надежного глушения скважины в нее сначала опускают так называемую печать для обследования места обрыва. На свинцовом или алюминиевом диске печати, спускаемой в скважину и прижимаемой к месту обрыва, отпечатываются следы оторванной части, по которым удается распознать характер обрыва, его положение в обсадной колонне и, таким образом, решить вопрос о выборе ловильного инструмента (овершота, пауков, труболовок, отводных крючков, ловильных колоколов). Захват ловильным инструментом оборванного конца, даже если он удается, не всегда заканчивается полным извлечением оборвавшейся части оборудования и очисткой скважины. Иногда приходится прибегать к помощи гидравлических домкратов (когда натяжение талевой системы превышает грузоподъемность подъемных сооружений) и с их помощью по частям извлекать оборванное оборудование. Если такая попытка очистки скважины снова кончается повторным обрывом спущенного инструмента (бурильных труб), то для восстановления работоспособности скважины забуривают второй ствол и эксплуатируют его как новую скважину. Эта работа выполняется бригадой капитального ремонта с использованием специальной фрезы и легкого бурового оборудования. Не менее сложны работы по изоляции обсадных колонн, в которых обнаружены дефекты в результате коррозии или смятия, по отвороту и извлечению труб, прихваченных цементом; когда приходится обуривать эти трубы специальными коронковыми долотами или трубными фрезами.
При интенсивном обводнении скважины возникает проблема изоляции того пропластка или того места, через которое произошел прорыв воды в скважину. Такой прорыв может произойти по затрубному пространству в результате нарушения целостности цементного камня. В этом случае вода водоносных горизонтов попадает на забой и препятствует притоку нефти из продуктивного пласта. Источником обводнения может быть хорошо проницаемый пропласток, залегающий в пределах вскрытой толщины пласта, по которому вода от нагнетательной скважины проникает на забой добывающей скважины и снижает ее продуктивность. Обводнение может произойти и по нижней части продуктивного горизонта с образованием в призабойной зоне водяного конуса.
Конкретное выполнение работ по капитальному ремонту скважин регламентируется проектом и различными инструктивными картами, в которых указываются последовательность операций, используемые технические средства и оборудование. Эффективность выполненных работ определяется сравнением результатов исследования скважины до и после капитального ремонта, сравнения ее обводненности, коэффициента продуктивности и других показателей. По мере старения фонда скважин, роста обводненности их продукции и увеличения доли механизированной добычи необходимость в ремонте возрастает и выполнение этих работ традиционными методами становится трудно осуществимой задачей. В связи с этим разработаны новые технологические приемы, сокращающие трудовые и материально-технические средства на ремонт скважин.[4].
8 ПРИЧИНЫ СНИЖЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИСКВАЖИННУЮ ЧАСТЬ ПЛАСТА
В процессе эксплуатации нефтяных скважин приток нефти из пласта может снизиться по следующим причинам: — вода или фильтрат глинистого раствора, проникая в ПЗП, оттес няют нефть от забоя скважины и изменяют поверхностное натяжение на границе "порода-нефть-вода" и связанные с ними величины капилляр ных сил; — вода или раствор, попадая в нефтяной пласт, образуют на грани це "вода-нефть" твердые асфальтосмолистые пленки, которые ведут к образованию в поровом пространстве призабойной зоны стойких эмуль сий типа "вода в нефти", закупоривающих поровое пространство пород. В плотных слабопроницаемых коллекторах приток жидкости и газа к скважинам часто очень мал, несмотря на большую депрессию давления. Нагнетательные скважины в таких коллекторах слабо поглощают воду даже при повышенных давлениях, что существенно затрудняет процесс их освоения и эксплуатации. В таких скважинах для облегчения притока или поглощения жидкости прибегают к искусственному воздействию на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Проницаемость пород призабойной зоны улучшают искусственным увеличением числа и размера дре нажных каналов, повышением трещиноватости пород, а также удалением смоли парафина, осевших на стенках поровых каналов. Проницаемость призабойной зоны практически можно увеличить: 1) путем создания искусственных каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте соляно кислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой норового пространства от илистых и смолистых материалов; 2) путем создания искусственных или расширения естественных трещин в породах гидравлическим разрывом пласта или взрывами торпед на забое. Удалить парафин и смолы, осевшие на стенках поровых каналов, а также снизить вязкость нефти можно методами термохимической обработки скважин и теплового воздействия на призабойную зону. Для улучшения притока нефти и газа применяют также комбинации упомянутых методов (например, торпедирование с соляно-кислотной и термокислотной обработкой, разрыв пласта соляной кислотой и т. д.). Хороший результат получен при взрывной очистке засорившихся фильтров забоев нефтяных скважин при помощи специальных шнурковых торпед (ТДШ-50). Ударные волны, возникающие при взрыве торпеды, разрушают осадки, закрывшие отверстия фильтра (глинистые частицы, парафин, продукты коррозии и т. д.). Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями и причинами, вызвавшими уменьшение притока. Соляно кислотные обработки дают хороший результат в слабопроницаемых карбонатных породах. их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. В песчаниках наилучшие результаты дает обработка их смесью соляной и плавиковой кислот (так называемой грязевой кислотой). Торпедирование скважин и гидравлический разрыв применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами и имеющих малую проницаемость и достаточно высокое пластовое давление.
При закачивании скважин бурением призабойная зона последних часто загрязняется отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.
В процессе эксплуатации скважин призабойные зоны их могут закупориваться отложениями парафина и смол, что также снижает приток нефти и газа в скважины.
Проницаемость призабойных зон, а, следовательно, и условия притока нефти и газа к скважинам улучшают за счет искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления смол, парафина и грязи, осевших на стенках поровых каналов.
По характеру воздействия на призабойную зону методы улучшения ее проницаемости можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые. Иногда наилучшие результаты дает комбинированное или последовательное применение этих методов.
Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.
Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий. Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованой кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.
Рисунок 9 - Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30А
Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий. Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованой кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.
Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП.
Гидроразрыв пласта всегда предпочтительно делать через обсадную колонну, если ее состояние, герметичность и прочность позволяют создать на забое скважины необходимые давления.
Потери давления на трение при закачке жидкостей через обсадную колонну малы, по сравнению с потерями при закачке через НКТ, поэтому при данном давлении на устье скважины можно получить более высокое давление на забое.
1 - обсадная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - скважинные манометры; 4 - якорь; 5 - пакер; 6 - продуктивный пласт; 7 - хвостовик для опоры на забой
Рисунок 10 - Схема оборудования забоя скважины для ГРП
Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.[13].
Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в карбонатных породах, в песчаниках, скрепленных карбонатными цементирующими веществами.
9 ХАРАКТЕРИСТИКА ИССЛЕДОВАНИЙ НА ФОНДЕ МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН
Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) - совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.
Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта.
Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).
Испытатель пластов на трубах (ИПТ). Испытание пласта - это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.
Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительность периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).
Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.
Кривая восстановления давления (КВД). Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.
Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).
Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.
Кривая восстановления уровня (КВУ). Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.
КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.
Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.
Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР - обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.
Индикаторные диаграммы (ИД). Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.
Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине.
Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п.
Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.[9].
10 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ
Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов.
- элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.
- элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации).
- элемент 3. ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.
- элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».
- элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.
- элемент 6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.
- элемент 7. УКПН – установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.
- элемент 8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.
- элемент 9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.
1-продуктивный пласт; 2-насос; 3-НКТ; 4-обсадная колонна; 5- устье добывающей скважины; 6-ГЗУ; 7-КНС; 8-УПСВ; 9-ДНС; 10-газосборная сеть; 11-нефтесборный коллектор; 12-УКПН; 13-узел подготовки воды; 14-нагнетательный трубопровод; 15-обсадная колонна нагнетательной скважины; 16-НКТ; 17-пакер; 18-пласт
Рисунок 11 – Схема сбора и подготовки продукции на промысле
Дегазация
Сепарация газа от нефти начинается, как только давление снизится до давления насыщения. Это может произойти в пласте, в стволе скважины или в трубопроводах. Выделение газа из нефти будет увеличиваться с уменьшением давления. Выделившийся газ стремится в сторону пониженного давления: в пласте - к забою скважины, в скважине - к ее устью и далее в нефтегазовый сепаратор.
Отделение нефти от газа и воды в сепараторах производится с целью:
Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории:
1) по назначению: замерные и сепарирующие;
2) по геометрической форме: цилиндрические, сферические;
3) по положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и наклонные;
4) по характеру основных действующих сил: гравитационные, инерционные, центробежные, ультразвуковые и т.д.
5) по технологическому назначению нефтегазовые сепараторы делятся на:
- двухфазные;
- трехфазные;
- сепараторы первой ступени сепарации;
- концевые сепараторы;
- сепараторы-делители потока;
- сепараторы с предварительным отбором газа;
6) по рабочему давлению:
- высокого давления 6 МПа;
- среднего давления 2,5 – 4 МПа;
- низкого давления до 0,6 МПа;
- вакуумные (давление ниже атмосферного).
Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рисунок 12).
А — основная сепарационная секция; К — осадительная секция; В — секция сбора нефти; Г— секция каплеудаления; 1 — патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 — раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 — регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 — жалюзийный каплеуловитель; 5 — предохранительный клапан; 6 — наклонные полки; 7 — поплавок; 8 — регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 — линия сброса шлама; 10 — перегородки; 11 — уровнемерное стекло; 12 — дренажная труба
Рисунок 12 - Вертикальный сепаратор
Обезвоживание
Для уменьшения коррозии трубопроводов и повышения производительности установок подготовки нефти применяется предварительный сброс пластовой воды (предварительное обезвоживание), т.к. действующие типовые установки неспособны справиться с возрастающим объемом поступающей жидкости, в частности, из-за использования малообъемной отстойной аппаратуры.
В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи сбора и подготовки нефти можно выделить:
В настоящее время имеются 2 типа аппаратов, применяемых для предварительного сброса воды: вертикальные стальные резервуары (РВС) емкостью от 1000 до 5000 м³ и горизонтальные цилиндрические емкости объемом 100 и 200 м³ (булиты) (рисунок 13).
1 – патрубок ввода эмульсии; 2 – распределитель эмульсии: труба 700мм, 64 ряда отверстий, в ряду – 285 отверстий, продольный вырез: ширина – 6мм, длина – 60мм; 3 – трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 – вывод газа
Рисунок 13 - Технологическая схема аппарата ОГ-200П
Обессоливание
Также на нефтяных месторождениях эксплуатируются установки обессоливания нефти – электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).
Рисунок 14 - Технологическая схема электрообессоливающей установки
Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообессоливающей установке. 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.
Стабилизация
Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии.
Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.[12].
При горячей или вакуумной сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество.
Рисунок 15 - Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией
При технологической схеме стабилизации нефти ректификацией сырая нефть I насосом 1 прокачивается через теплообменник 3, после чего проходит блок обезвоживания и обессоливания 4 и поступает на стабилизацию. Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменнике 5 до температуры 150—200°С за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, при этом частично испаряется и в двухфазном парожидком состоянии поступает в питательную секцию ректификационной колонны 6.
Для этого нефтяные пары, выходящие сверху ректификационной колонны 6, охлаждаются в холодильнике 7, и в сепараторе 8, от них отделяется углеводородный конденсат III, который собирается в сборнике конденсата 9, а затем насосом II подается наверх ректификационной колонны 6. Паровой поток снизу вверх создается так называемым паровым орошением IV, вводимым в низ ректификационной колонны под нижнюю тарелку и являющимся равновесным по составу с нижним продуктом. В качестве парового орошения используют часть превращенного в парообразное состояние нижнего продукта. Для этого часть стабильной нефти, выходящей снизу ректификационной колонны 6, насосом 13 прокачивают через трубчатую печь 12, в которой нагревают до такой температуры, чтобы произошло превращение нефти в парообразное состояние, и эти пары подаются под нижнюю тарелку. В результате того, что на верх колонны подается холодное орошение, а в низ — паровое орошение, по высоте ректификационной колонны устанавливается необходимая разность температур: внизу колонны 230—280°С, а вверху колонны 65—96ºС. На каждой тарелке поднимающиеся снизу пары встречаются со стекающей с верхней тарелки более холодной жидкостью. Конструкция тарелки обеспечивает необходимый контакт встречающихся потоков пара и жидкости, так что между ними происходит тепло - и массообмен. Пары охлаждаются, при этом часть высокомолекулярных углеводородов из паров конденсируется и переходит в жидкость.
Жидкость, наоборот, нагревается, при этом часть низкомолекулярных углеводородов испаряется и переходит в пар. Этот процесс повторяется многократно, так как ректификационная колонна имеет достаточно много тарелок. В результате поднимающиеся пары при переходе от одной тарелки к другой обогащаются низкомолекулярными углеводородами, а жидкость — высокомолекулярными углеводородами. Тем самым достигается требуемая четкость разделения с заданной глубиной извлечения того или иного компонента (пропана, бутана или метана). Отделившиеся легкие углеводороды в газообразном V и жидком VI состоянии насосом 10 направляются на химический комбинат. Стабильная нефть II, с высокой температурой выходящая снизу ректификационной колонны, проходит теплообменники 5 и 3, где отдает свое тепло поступающей нефти, охлаждаясь при этом до температуры 40—45°С, и направляется в резервуар стабильной нефти 2.[1].
11 СИСТЕМА ППД. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ВОДЫ. СПОСОБЫ ПОДГОТОВКИ ВОД, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ
Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты. При разработке нефтяных и газовых месторождений значительные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5-2 м - при площадном заводнении и 2-2,5 м - при законтурном заводнении.
Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать, как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном, из пластовых (85 %), пресных (~ 10 %) и ливневых (~ 5 %) вод.
Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает:
1) осветление мутных вод коагулированием;
2) декарбонизацию;
3) обезжелезивание;
4) ингибирование.
Осветление мутных вод коагулированием осуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести. Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды бикарбонатов кальция и магния. Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Ингибированием называется обработка воды ингибиторами - веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.[9].
Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде, сформулированы следующим образом:
- невысокое содержание механических примесей;
- незначительное содержание эмульгированной нефти;
- коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;
- отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.
Подрусловый способ подготовки осуществляется по двум схемам – с вакуумным и с насосным отбором. При вакуумном или сифонном водоотборе (рисунок 16) в непосредственной близости от водоема сооружается подрусловая скважина, в которую через грунтовую подушку фильтруется вода наземного источника. В состав установки по подготовке и транспортировке входять следующие элементы: вакуумный коллектор; вакуумный резервуар; насосная станция первого подъема; нагнетательные трубопроводы и магистральный водовод. Подрусловые скважины глубиной до 20 м сооружаются на удалении 70 – 90 м от берега водоема в 150 – 200 м друг от друга. [6].
Насосная станция первого подъема оснащается вакуум-насосами для обеспечения сифонного водоотбора из подрусловых скважин и насосами - для подачи воды в систему ППД и магистральный водовод. На насосных станциях первого подъема, как правило, используют центробежные насосы, которые подбираются в зависимости от объема закачки. Очистка воды при этой схеме осуществляется в основном при фильтрации через подрусловую песчаную подушку. Доочистка может осуществляться на площадке кустовых насосных станций, перед подачей на прием насосов высокого давления. Схема достаточно эффективна при высоком уровне подрусловых вод.
1 – песчаная подушка; 2 – подрусловая скважина; 3 – групповой сифонный коллектор; 4 – вакуум-котел; 5, 12 – насосы; 6, 14 – насосные станции; 7, 8, 9, 13 – водоводы; 10 – резервуар; 11 – приемный трубопровод
Рисунок 16 - Схема сифонного водозабора.
К поддержанию пластового давления закачкой в пласт воды относятся:
1) законтурное заводнение;
2) приконтурное заводнение;
3) внутриконтурное заводнение;
Метод законтурного заводнения применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру. В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается, и давление и нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.
Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем.
Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь. Сущность этого метода заключается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению. Нетрудно видеть, что методами заводнения искусственно создается жестководонапорный режим работы залежи.[11].
12 МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ И РЕМОНТЕ МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН
Дополнительные требования распространяются на организации, деятельность которых связана с проектированием, разведкой, обустройством и разработкой нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих в продукции свыше 6% (объемных) сероводорода.
Все производственные объекты, связанные с освоением таких месторождений и содержащие источники возможных выбросов и утечек в атмосферу вредных веществ и смесей, должны быть отнесены к третьему или более высоким классам опасности. Для таких объектов должна быть установлена буферная зона.
На каждом объекте должен быть план ликвидации возможных аварий, а в организациях, ведущих работы на месторождении, должен быть план совместных действий при возникновении аварийных ситуаций.
Организация охраны производственных объектов и контрольно-пропускного режима на их территорию определяются проектом на основании действующих нормативных требований.
Устройство периметральной охраны и расположение контрольно-пропускных пунктов, а также их планировка должны обеспечить возможность аварийной оперативной эвакуации персонала при различных направлениях ветра.
Все транспортные средства могут быть допущены на территорию взрывопожароопасных объектов при наличии искрогасителя, а спецтехника, перевозящая легковоспламеняющиеся жидкости, дополнительно устройствами для снятия статического электричества.
Запрещается ввоз на территорию объектов токсичных, пожароопасных веществ, не используемых на данном объекте, а также применяемых опасных веществ в количестве, превышающем установленные нормативы единовременного хранения.
Взрывопожароопасные объекты без постоянного обслуживающего персонала (площадки скважин и т. д.) должны быть ограждены и оснащены соответствующими знаками безопасности и предупредительными надписями. Такие объекты, а также отдаленные зоны производственных объектов с постоянным персоналом. Трассы коммуникаций должны контролироваться путем регламентных обследований и осмотров.
Работники подрядных, обслуживающих и других организаций, допущенные на территорию объекта, должны быть обеспечены индивидуальными средствами защиты и под роспись проинструктированы о правилах безопасного ведения работ и нахождения в рабочей зоне.
Работы по вскрытию продуктивного пласта, перфорации, вызову притока, гидродинамические исследования и другие опасные операции должны проводиться по плану под руководством ответственного специалиста, назначенного руководителем организации.[15].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1979 г.
2 Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. – 2-ое изд., стереотипное. Перепечатка с издания 1983г. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 510 с.
3 Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. Том 1. М.: ВНИИОЭНГ,- 1995.
4 Яшин А.С., Авилов С.В., Гамазов О.А. Справочная книга по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1973г.
5 Вакула Я. В. Нефтегазовые технологии. Учебное пособие. Альметьевск, 2006г.
6 Веб-сайт ОАО «Татнефть» http://www.tatneft.ru, раздел «НОУ ЦПК ОАО “Татнефть”».
7 Валиханов А. В., Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г. 3. Подземный ремонт насосных скважин. М., Недра, 1978.
8 Казак А. С., Рост Н. И., Чичеров Л. Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М., Недра, 1973.
9 Тронов В.П., Тронов А.В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. Казань: «Фэн». 2001-560 с.
10 Веб-сайт «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» http://judywhiterealestate.com/
11 Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965.
12 Абдуллин Ф. С. Добыча нефти и газа. М., 1999г.
13 Галлеев Р. Г. «Повышение нефтеизвлечениятрудноизвлекаемых запасов». Хельсинки. 2005 г.
14 Хайретдинов Р.Ш. Геология нефти и газа. Учебное пособие - Альметьевск: типография АГНИ 2009 г.
15 Шашин В. Д. Нефтяники страны. М., Недра, 1976.
EMBED CorelDraw.Graphic.8