ФНГ / РЭНГМ / ОТЧЕТ По ознакомительной практике, проходившей на объектах НГДУ «Альметьевнефть», на учебном полигоне ЦПК ОАО «Татнефть», расположенном г.Альметьевск.
(автор - student, добавлено - 24-11-2012, 13:00)
СКАЧАТЬ:
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ОТЧЕТ Студента По ознакомительной практике, проходившей на объектах НГДУ «Альметьевнефть», на учебном полигоне ЦПК ОАО «Татнефть», расположенном г.Альметьевск. Руководитель практики Альметьевск 2009 СОДЕРЖАНИЕ Введение………………………………………………………..........3 Разработка нефтяных месторождений. 1.1. Геология района и разработка месторождения……………………4 1.2 Организация производственных процессов в НГДУ………………8 Техника и технология добычи нефти. 2.1. Фонтанная эксплуатация скважин……………………………….9 2.2. Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами…….11 2.3 Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насосами.…14 2.4 Основные операции, выполняемые при обслуживании скважин... 17 2.5 Подземный и капитальный ремонт нефтяных скважин…………..18 2.6. Методы воздействия на прискважинную часть пласта…………..21 Сбор и подготовка нефти на промысле. 3.1. Сбор и подготовка добываемой продукции……………………..26 3.2. Система ППД. Организация ППД на промыслах объектах……….29 3.3. Ознакомление с работами по обслуживанию и ремонту трубопро- водов………………………………………………………...…36 Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и подземного оборудования. 4.1. Основные требования к безопасности труда в нефтяной промыш- ленности……………………………………………………....37 4.2. Охрана труда и окружающей среды на предприятии…….………38 Заключение………………………………………………………….40 Список используемой литературы...………………...……………41 Введение После окончания второго курса студенты специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» проходят ознакомительную практику на нефтегазодобывающих предприятиях. Ознакомительная практика является начальным этапом практического обучения студентов. Поскольку к началу прохождения ознакомительной практики не предусматривается изучения специальных дисциплин, входящих в комплекс профессиональных знаний, то основные её задачи можно сформулировать следующим образом. 1. Ознакомление студентов с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения. 2. Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. 3. Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности – нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью. 4. Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности. 5. Приобретение первого опыта работы общения в производственном коллективе. 1. Разработка нефтяных месторождений 1.1. Геология района и разработка месторождения Под разработкой нефтяной или газовой залежи понимается управление процессом движением жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи определенной схемы размещения расчетного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии. Совокупность указанных данных с учетом охраны недр и окружающей среды, определяет систему разработки залежи или месторождения. На основе полученных сведений в процессе бурения поисковых и разведочных скважин составляется проект разработки, в котором определяются методы и системы разработки, способы извлечения продукции и уровень добычи с точки зрения имеющихся технологий и экономики, срок разработки, объем капиталовложений. Норма отбора нефти и газа из добывающих скважин предусматривает, чтобы дебит соответствовал допускаемым условиям разработки и продуктивной характеристики пластов. Рациональная система разработки – это такая система, при которой месторождение эксплуатируется минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи, высокую конечную нефтеотдачу (газоотдачу), при возможно низкой себестоимости нефти. С развитием техники и технологии в нефтяной отрасли системы разработки месторождений непрерывно совершенствуются. Составной частью разработки месторождений является выделение объектов разработки (эксплуатационных объектов). Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив) содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Объекты выделяют с учетом геолого-физических свойств пород-коллекторов, физико-химических свойств нефти, воды и газа, фазового состояния углеводородов, близкими значениями приведенных пластовых давлений. Объекты разработки разделяют как самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты предполагается разрабатывать скважинами, которыми эксплуатировали первоочередной объект до его истощения. Технология и техника извлечения нефти из недр на дневную поверхность определяется режимом работы залежи. Системы разработки классифицируют по геометрии расположения скважин на площади и по методу воздействия на продуктивный пласт. По геометрии расположения скважин выделяют системы с равномерной и неравномерной расстановкой скважин. Для систем с равномерной расстановкой характерно расположение скважин по правильным геометрическим сеткам: квадратной или треугольной. Обычно используется в залежах с неподвижным контуром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные водоплавающие залежи с напором подошвенных вод). Для систем с неравномерным расположением (с перемещающимся контуром нефтеносности) характерно расположение скважин рядами, параллельными перемещающимся контурам или рядам нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами в рядах и между рядами для каждой конкретной залежи определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении залежи, свойствах пластовых флюидов, режимах работы пласта. По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы в зависимости от сроков строительства скважин. По порядку разбуривания залежи различают системы сгущающуюся и ползучую. При сгущающейся системе залежь разбуривается вначале разреженной сеткой скважин расположенных равномерно на площади с последующим бурением в промежутках между первыми скважинами. При ползучей системе бурение на залежи начинается в какой либо ее части с заданной степенью уплотнения с распространением в определенном направлении до полного разбуривания всей площади. Режимы работы отдельных скважин и залежи в целом не постоянны на весь период разработки и могут меняться во времени в зависимости от изменения условий и энергетических факторов. Орогидрография. Зай-Каратайская площадь расположена в юго-западной части Ромашкинского месторождения. В административном отношении площадь находится на территории Альметьевского и Лениногорского районов Татарстана. В орогидраграфическом отношении изучаемая территория представляет собой равнину, подверженную процессам денудации. Рельеф поверхности в значительной мере определяется наличием многочисленных оврагов, балок и долин, образованных действием рек. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от 140 до 340 метров. На территории довольно широко развита гидрографическая сеть. Все реки небольшие. Среди них можно отметить Зай-Каратай, Моншару, Вязовку и Кувак. Первая течет в юго-восточном направлении, вторая – в восточном, третья – в южном, а последняя – в западном. Склоны берегов Зай-Каратай и Мошкары ассимметричны: левый – крутой, правый – пологий. Характерной чертой климата является резко выраженная континентальность: суровая холодная зима с сильными ветрами и буранами и жаркое лето, неравномерное выпадение осадков. Средняя январская температура колеблется от –19,5˚С до –14,5˚С. Максимальная температура достигает +38˚С. Наибольшее количество осадков выпадает в июле ( до 44 мм), наименьшее – в феврале ( до 14 мм). По растительному покрову данная территория относится к лесостепной зоне. В пределах Зай-Каратайской площади основным полезным ископаемым является нефть. Кроме нефти здесь имеются строительные материалы: известняки, глины, гипс и песок. Тектоника. Зай-Каратайская площадь в тектоническом отношении приурочена к юго-западному склону Южного Купола Татарского свода. По пашийским отложениям ( горизонта Д1) Зай-Каратайская площадь представляет собой широкий, почти выположенный юго-западный склон Южного Купола татарского свода, постепенно погружающийся в юго-западном направлении. С севера площадь соседствует с Минибаевским, с востока – Абдрахмановско-Южно-Ромашкинским поднятиями. На фоне пологого склона в районе скважин 3548, 3549 и в районе скважины 3551 выделяются сравнительно крутые по размерам поднятия, оконтуренные изогипсами с абсолютными отметками минус 1460м и 1465м. В районе скважин 595, 3552, 3553, 62 вырисовывается неглубокий локальный прогиб меридиального простирания с амплитудой падения слоев не более 5м. К западу от скважин 99, 3551, 406 пологое погружение постепенно переходит в восточный борт Антупино – Шуйского прогиба с углами падения слоев до 2˚. Структурный план Зай-Каратайской площади по кровле бобриковского горизонта существенно отличается от вышеописанного, отмечается значительное усложнение. От центральной части площади наблюдается погружение бобриковских слоев в северо северо-западном направлении на юго—юго-запад. Отличаются многочисленные локальные поднятия различных размеров и форм, ориентированиях в меридиальном и широтном направлениях, разделенные сравнительно неглубокими локальными прогибами. Наиболее крупные локальные поднятия зафиксированы в районе скважин 3987 и 63, 3953 и 3656, 409 и 3935. Стратиграфия. Геологический разрез Зай-Каратайской площади сложен толщей палеозойских (девонские, каменноугольные и пермские) отложений плотностью более 2000м, которые ложатся на гранитно-гнейсовые породы кристаллического фундамента. Девонская система [Д] представлена верхним и средним отделами. В составе среднего девона (эфейского и живейского ярусов) выделяют песчано-алевролитовые пачки ДV, ДIX ДIII ДII. Общая мощность среднедевонских отложений колеблется от 15 до 190м. Отложения верхнего девона ( франский и фаменский ярусы) в нижней части представлены терригенными породами ( пашийский и кыновский горизонты) общей мощностью 63-84м, выше залегают отложения с отдельными прослоями аргиллитов. Пашийские отложения ( горизонт ДI) нижне-франского подъяруса являются основным промышленным объектом на Зай-Каратайской площади. Горизонт ДI представлен (сверху - вниз) восемью песчано-алевролитовыми пачками : ДI – а, ДI – б1 , ДI – б2 , ДI – б3 , ДI – в , ДI – г1 , ДI – г2 , ДI – д , разделяющих кыновский горизонт. В основании прослеживается пачка карбонатных пород. В верхней части выделяется пласт сильноглинистого алевролита. Каменноугольная система (С) представлена нижним, средним и верхним отделами. Общая мощность составляет 640-900м. Сложены они, в основном, известняками и доломитами с частыми прослоями песчаников, алевролитов и аргиллитов. Терригенные отложения малиновского и яснополянского (бобриковский, тульский горизонты) надгоризонтов представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, известняковых алевролитов и аргиллитов, известняков общей мощностью 15-60м. Далее залегает толща переслаивающихся терригенных и карбонатных пород Алексинского горизонта нижнего карбона и отложения среднего карбона. Башкирские отложения сложены известняками с примазками земной глины, верейские представлены песчаниками, алевролитами, аргиллитами, известняками. Общая мощность башкиро-верейских отложений на площади колеблется от 45 до 65м. Пермская система (Р) представлена нижним и верхним отделами. Сакмаро-артинские отложения нижней перми сложены доломитами с прослоями гипса и ангидрита, в верхней части разреза трещиноватыми известняками. Общая мощность их от 90-150м. Уфимский, Казанский и Татарский ярусы верхнего отдела представлены красно-цветными песчано-глинистыми образованиями с прослоями карбонатных пород общей мощностью 120-225м. Четвертичная система (Q) сложена алисовиальными и глинисто-песчаными породами. Таким образом, одна четвертая часть всей осадочной толщи представлена терригенными образованиями, остальная часть раздела – карбонатными породами. Режим залежи на Зай-Каратайской площади упруго - водонапорный. При водонапорном режиме нефть движется в пласте к скважинам под действием наступающей краевой воды. Условиями существования водонапорного режима является связь продуктивного пласта с поверхностью земли или же с трещинами в ее поверхностном слое, по которым может поступать в пласт вода. Напор вод может создаваться также искусственно путем нагнетания воды в специальные нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности в водяной зоне пласта. Пластовые жидкости и сами породы сжимаемы, поэтому в пластовых условиях они обладают запасом «упругой» энергии, освобождающейся при снижении давления. Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице их объема, незначительные. Но если учесть, что объем залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обуславливающим давление нефти к забоям нефтяных скважин. Вследствие медленного падения пластового давления в залежах с водонапорным режимом дебит скважин длительное время остается примерно постоянным. 1.2 Организация производственных процессов в НГДУ Организация производства – это оптимальная организация производственного процесса, включающая формирование производственной структуры, обеспечение непрерывности, ритмичности и пропорциональности и прямоточности производства. Для предприятий нефтяной и газовой промышленности одним из главнейших принципов является рациональная организация производственного процесса. В данной работе будут рассмотрены вопросы совершенствования организации производства в НГДУ «Краснохолмскнефть» на основе обеспечения пропорциональности, ритмичности и прямоточности производства. Пропорциональность производственных процессов Под пропорциональностью понимается научно-обоснованное соотношение производственной мощности сопряженных этапов (фаз) производственной системы, определяемых с учетом целесообразной величины заделов и разработки рациональных графиков ремонта оборудования. Для количественной оценки пропорциональности используется система показателей, характеризующая: 1) пропорции производственных мощностей; 2) степень (уровень) пропорциональности; 3) вероятность выполнения производственной программы. Ритмичность производства Ритмичность производства означает выпуск в равные промежутки времени одинакового или запланированного количества продукции. Ритмичность производства оценивается по средним колебаниям фактических значений производства продукции около плановой величины. И по показателям фактических значений – около их средней. Используется ряд показателей, характеризующих ритмичность. Прямоточность производства Прямоточность представляет собой обеспечение кратчайшего пути прохождения предметом труда всех стадий, операций производственного процесса. Особенность нефтяной и газовой промышленности состоит в том, что предмет труда (пласт) неподвижен, а перемещаются средства труда и трудовые ресурсы (буровой станок, операторы, и т.д.). Поэтому в нефтяной и газовой промышленности обеспечение прямоточности сводится к минимизации перемещения производственных ресурсов 2. Техника и технология добычи нефти 2.1. Фонтанная эксплуатация скважин Подъем нефти на дневную поверхность получил название «добыча нефти», по аналогии с известными «добыча угля», «добыча руды». Однако, кроме названия, они существенно отличаются по технологии процесса извлечения. Разделяют два вида осуществления этого процесса – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механическом способе – прибегают к принудительному способу подъема с помощью различных устройств, спускаемых в скважину. Фонтанный способ добычи экономичен и существует в первоначальный период разработки месторождения, пока запасы пластовой энергии достаточно велики. Затем на смену ему приходят механизированные способы. В зависимости от применяемых методов механизированные способы подразделяют на компрессорный и насосный. Последний включает в себя добычу нефти с помощью штанговых и бесштанговых насосов. Рассмотрим способы добычи нефти, получившие в настоящие время применение. Наиболее простым способом подъема жидкости из фонтанной скважины является использование для этой цели эксплуатационной колонны. При этом возможно возникновение осложнений: а) эрозия колонны за счет воздействия движущейся жидкости и содержащихся в ней компонентов; б) нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного диаметра колонны; в) возникновение осложнений за счет выделяющихся из жидкости компонентов – солей, парафина, мехпримесей. Восстанавливать поврежденную колонну и устранять осложнения трудоемко и не всегда эффективно. Надо также иметь ввиду, что эксплуатационная колонна является в скважинах, как правило, и обсадной колонной и призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения в нее посторонних агентов в течение всей жизни месторождения. Все оборудование фонтанной скважины можно разделить на две группы – подземное и наземное. Подземное оборудование включает в себя насосно-компрессорные трубы (НКТ), якорь, пакер, клапаны, муфты – все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны. К наземному оборудованию относится устьевая арматура, рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки – все оборудование, работающие на поверхности. Рассмотрим назначение и конструкционные особенности оборудования, соответствующие требованиям технологического процесса. Фонтанная арматура Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин, которое призвано выполнять следующие функции: а) герметизация кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами; б) направление движения газожидкостной смеси; в) подвески глубинного оборудования; г) создание противодавления на устье; д) проведение исследований, освоения и других технологических операций. Арматура состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец, крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины. Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер. Рис. 1. Фонтанная арматура тройниковая: 1 - крестовик; 2,4 - переводные втулки; 3 - тройник; 5 - переводная катушка; 6 - центральная задвижка; 7 - задвижки; 8 - штуцеры; 9 - буферная заглушка; 10 - манометр; 11 - промежуточная задвижка 12 - задвижка; 13 - тройники; 14 - буферная задвижка Назначение каждого из элементов арматуры: колонный фланец – для присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации затрубного пространства; крестовик трубной головки – для сообщения с затрубным пространством скважины; тройник трубной головки – для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; переводная катушка – для подвески второго ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка – для закрытия скважины; крестовик елки служит для направления продукции скважины в трубопровод; буферная задвижка – для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок – для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ) ; штуцер – для регулирования дебита скважины; рабочий монифольд – часть арматуры между штуцерами и общей выкидной линией, предназначенная для соединения двух выкидов в один; вспомогательный монифольд – лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях. Конструкция основных элементов арматуры. Основное требование, предъявляемое в арматуре, это ее абсолютная герметичность при высокой прочности деталей, их быстросборности и взаимозаменяемости. Запорные устройства. Применяются три типа запорных устройств: прямоточные задвижки, краны, угловые вентили. Штуцер или дроссель, предназначен для поддержания заданного режима работы скважин. Колонные головки предназначены для герметизации пространства между спущенными в скважину обсадными трубами. В зависимости от конструкции скважины применяют различные типы колонных головок. 2.2. Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения. Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН). УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса. Осуществление способа производится с помощью установки, схема которой приведена. Подземное оборудование составляют: насосно-компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями. К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий монифольд. Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд (процесс нагнетания). При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ. Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонной штанг. В конструктивном отношении станок-качалка представляет собой четырехзвенный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Крутящий момент от электродвигателя через клиноременную передачу передается на ведущий вал редуктора, а затем и на ведомый вал. На последнем укрепляется кривошип с противовесами. Кривошип с помощью шатунов и траверсы связан с балансиром, качающимся на опоре, укрепленной на стойке. Балансир со стороны переднего плеча снабжен откидной головкой, на которой монтируется канатная подвеска. Станок-качалка (СК) состоит из ряда самостоятельных узлов. Рама предназначена для установки на ней всего оборудования СК и выполняется из профильного проката в виде двух полозьев, соединенных поперечниками, и имеет специальную подставку под редуктор. В раме имеются отверстия для крепления к фундаменту. Стойка является опорой для балансира и выполняется из профильного проката в виде четырехгранной пирамиды. Ноги стойки связаны между собой поперечинами. Снизу стойка крепится к раме сваркой или болтами, сверху несет плиту для крепления оси балансира с помощью двух скоб. Балансир предназначен для передачи возвратнопоступательного движения колонне штанг. Выполняется из профильного проката двутаврового сечения и имеет однобалочную или двухбалочную конструкцию. Со стороны скважины балансир заканчивается поворотной головкой. Опора балансира - ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках, расположенных в чугунных корпусах. К средней части оси, имеющей квадратное сечение, приварена планка, через которую опора балансира с помощью болтов соединяется с балансиром. Траверса выполняет роль связующего звена между кривошипно-шатунным механизмом и балансиром и конструктивно выполняется в виде прямолинейной балки из профильного проката. Крепление к балансиру шарнирное при помощи сферического роликоподшипника. Шатун - трубная заготовка со специальными головками по концам; с помощью верхней головки шатун соединяется пальцем с траверсой, нижней – кривошипом через палец и сферический подшипник. Кривошип – основной элемент кривошипно-шатунного механизма, предназначенный для преобразования вращательного движения вала редуктора в возвратно-поступательные колонны штанг. Выполнен в виде прямоугольных пластин с отверстиями для крепления к шатунам и ведомому валу редуктора. Снабжен пазами для установки и перемещения противовесов. Канатная подвеска является гибком звеном между колонной штанг и балансиром. Состоит из двух траверс – верхней и нижней, разделенных втулками зажимов канатов. На верхней траверсе лежит узел крепления полированного штока. Траверсы могут быть раздвинуты винтами для установки динамографа. Клиноременная передача СК предусматривает применение клиновых ремней типов О,А,Б,В,Г. Правильный выбор типа ремня обеспечивает долговечность работы передачи. Шкивы выполняют быстросменными за счет конусной расточки тела и применения конусной втулки, закрепляемой гайкой. Поворотные салазки являются рамой для двигателя, крепящейся в наклонном положении, что обеспечивает изменение межцентрового расстояния между осями валов и, следовательно, натяжение ремней. Тормоз двух колодочной конструкции укрепляется на тормозном барабане и приводится в действие ходовым винтом. Рукоятка тормоза в целях безопасности вынесена в конец рамы станка-качалки. Приводом станка качалки является трехфазный, асинхронный электродвигатель во влагоморозостойком исполнении с короткозамкнутым ротором с кратностями пускового и максимального момента соответственно 1,8…2,0 и 2,2…2,5. Основная синхронная частота вращения – 1500 об/мин. Для получения необходимого числа ходов точки подвеса штанг могут быть применены электродвигатели с частотой вращения 750 или 1000 об/мин серии АОП. Кроме описанного привода, основой которого является качающийся балансир, в РФ и за рубежом созданы и применяются несколько конструкций без балансирных приводов. Преимущества этих приводов заключаются в уменьшении общего габарита привода, улучшении условий обслуживания и снижении металлоемкости, повышении транспортабельности и монтаже способности. 2.3 Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насосами Главной отличительной особенностью бесштанговых скважинных насосов (БШГН), позволяющей выделить их в самостоятельную группу, является отсутствие механической связи между приводом и самым насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса. Наиболее обширную группу в классе БШНГ составляют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно с насосом на заданную глубину. Вторую группу составляют установки электровинтовых насосов (УЭВН). Их доля в общем балансе добычи нефти незначительна. Приводом винтового насоса тоже служит погружной электродвигатель, спускаемый вместе с насосом на заданную глубину. Третью группу составляют установки гидропоршневых насосов (УГПН). И хотя их в настоящее время почти не встретите на промыслах, по технико-технологическим особенностям, а также по очередности разработки и применения в прошлом на промыслах, они могут быть выделены в третью группу. Приводом УГПН является специально спускаемый вместе с поршневым насосом гидравлический двигатель. Применяются и электродиафрагменные насосы, в которых подача жидкости производится перемещающейся диафрагмой. Установки электроцентробежных насосов По конструктивному исполнению УЭЦН подразделяются на три группы: а) насосы исполнения 1 предназначены для эксплуатации нефтяных и обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,1 г/л; б) насосы исполнения 2 (износостойкое исполнение) предназначены для эксплуатации сильно обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,5 г/л; в) насосы исполнения 3 предназначены для откачки жидкости с водородным показателем pH=5-8,5 и содержанием до 1,25 г/л сероводорода. По величине поперечного габарита УЭЦН подразделяются на группы: а) группа 5 – насосы с наружным диаметром корпуса 92 мм; б) группа 5А - насосы с диаметром корпуса 103 мм; в) группы 6 и 6А - насосы с диаметром корпуса 114 мм. Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование. К подземному оборудованию относятся: а) электроцентробежный насос, являющийся основным узлом установки (ЭЦН); б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса; в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора; г)токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД; д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность. К наземному оборудованию относятся: а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля; б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН; в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого на ПЭД; г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спуско-подъемных операциях. В настоящее время выпускается более 78 типоразмеров УЭЦН. Каждый типоразмер имеет определенный шифр. Например, УЭЦНМ (К) 5-125-1200 обозначает: У – установка, Э – привод от электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, коррозионно устойчивое исполнение, 5 – группа (диаметр обсадной колонны, для которой он предназначен), 125 – подача насоса, куб.м/сут), 1200 – напор . ЭЦН является основным узлом установки. В отличие от поршневых насосов, сообщающих напор перекачиваемой жидкости посредством возвратно-поступательных движений поршня, в центробежных насосах перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстровращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления. Основными конструктивными элементами ЭЦН являются: рабочее колесо, направляющий аппарат, вал, корпус, гидравлическая пята, уплотнения, подшипники. Эти детали – необходимые компоненты любого центробежного насоса, присущи они и ЭЦН. Основными параметрами насоса являются: подача, напор, высота всасывания, потребляемая мощность и коэффициент полезного действия (КПД). Параметры насоса указывают в его паспорте при его работе на пресной воде. Под подачей (Q) понимают объем перекачиваемой жидкости, проходящей через напорный патрубок насоса в единицу времени. Подача выражается в кубических метрах в сутки. Напор (Н) есть разность полной удельной энергии на выходе и входе в насос, выраженная в метрах столба жидкости. Рабочее колесо является основным рабочим органом насоса. Оно состоит из дисков – переднего (по ходу жидкости) в виде кольца с отверстием большого диаметра в центре и заднего – сплошного диска со ступицей (втулкой в центре), через которую проходит вал. Диски расположены на некотором расстоянии один от другого, а между ними находятся лопатки, отогнутые назад по направлению вращения колеса. Колеса ЭЦН изготавливают из легированного чугуна или полиамидной смолы. Направляющий аппарат предназначен для изменения потока жидкости и преобразования скоростной энергии в давление. Он состоит из двух неподвижных дисков с лопатками, напоминающими лопатки рабочего колеса, закрепленные неподвижно в корпусе насоса. Рабочее колесо, собранное совместно с направляющим аппаратом, образует ступень насоса. Каждая ступень развивает напор 4…7 м. Учитывая, что глубина, с которой приходится поднимать нефть достигает 1,5…2 км и более, можно легко рассчитать потребное количество ступеней, образующих насос, достигающее 400 штук и более. Таким образом, электроцентробежный насос является многоступенчатым и, кроме того, секционным, так как в один корпус такое количество ступеней установить невозможно. Вал предназначен для передачи вращения рабочим колесам и представляет собой цилиндрический стержень со шпоночным пазом для крепления рабочих колес. Со стороны протектора конец вала имеет шлицы. Длина и диаметр вала регламентируются габаритами насоса. Вал с укрепленными на нем колесами образуют ротор насоса. Вал ЭЦН работает в весьма жестких условиях, т.к. имеет при незначительном диаметре (17…25 мм) значительную длину (до 5000 мм) и несет на себе большое количество рабочих колес (до 300). Опорами вала являются радиальные подшипники скольжения сверху и снизу. Каждый направляющий аппарат осуществляет кратковременную разгрузку осевых усилий в колесе посредством упора перемещающегося колеса в аппарат и скольжения его по текстолитовой шайбе. Нижняя опора вала перенесена в узел протектора. Такая конструкция позволяет передавать осевые силы равномерно на все направляющие аппараты. На вал практически действует сила от собственного веса и сила осевого давления, достигающая у серийных насосов 400 Н (разность сил со стороны нагнетания и всасывания). Часть осевой силы компенсируется гидравлической пятой, на которой вал «подвешен» вверху. Пята состоит из неподвижных и вращающихся колец. Ротор, собранный совместно с направляющими аппаратами, образует пакет ступеней, который после сборки вставляется в специальную трубу – корпус. Диаметры корпуса современных насосов составляют 92, 103 и 114 мм, а длина зависит от числа собранных в нем ступеней. Корпус сверху заканчивается резьбой, с помощью которой он присоединяется к колонне НКТ, и ловильной головкой, обеспечивающей захват насоса при его падении в скважину. Снизу корпус снабжен фильтром и присоединительными фланцами для соединения с очередной секцией или протектором. Иногда насосы соединяются со своими узлами с помощью быстросборных байонетных соединений. Уплотнения в ЭЦН представлены сальником, расположенным в нижней части насоса, состоящим из набора колец, выполненных из свинцовой ваты с графитом. В связи с созданием новой гидрозащиты и функция сальника, которая сводится к предотвращению попадания механических примесей из насоса в протектор. Кроме того, соединяемые на резьбе части корпуса насоса, снабжены уплотнительными кольцами круглого сечения. 2.4. Основные операции, выполняемые при обслуживании скважин Под основными операциями понимают комплекс работ, направленных на получение данных о параметрах и характеристике пласта и призабойной зоны с целью установления эффективной эксплуата¬ции скважины. Дренирование пласта связано с созданием на него перепада давлений (депрессии), интенсификация которого может привести к осложнениям: обводнению, газообразованию, парафино- и солеобразованию, разрушению пласта. Объем исследовательских работ диктуется задачей исследо¬ваний. Для месторождения, вступающего в эксплуатацию, он мо¬жет быть следующим: определение пластового давления, опре¬деление температуры пласта, определение характеристики до¬бываемой продукции и отдельных ее компонентов, изучение гео¬логической характеристики призабойной зоны, замер забойного давления и дебитов нефти, газа и воды при различных отборах, определение величины потенциального и оптимального отбора. Таким образом, в зависимости от назначения, исследования мо¬гут быть отнесены к одной из следующих групп. Первичные исследования - получение информации на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения для подсчёта запасов и составления проекта разработки. Текущие исследования - получение данных в процессе раз¬работки для установления режимов работы скважин, уточнения параметров пласта. Специальные исследования - получение данных для реше¬ния специальных вопросов, например: определение дефекта в обсадной колонне, места нарушения изоляции цементного кольца и т.д. Прямые исследования - непосредственные измерения раз¬личных параметров в скважинах приборами. Косвенные исследования — получение информации путём рас-чёта её по известным зависимостям - графикам, формулам и т.д. Промыслово-геофизические исследования - получение дан¬ных с помощью геофизических приборов различного типа. Гидродинамические методы - исследования, проводимые в скважинах на заданных режимах её работы и включают опреде¬ления таких параметров: уровни, забойные и пластовые давле¬ния дебит, газовый фактор, обводнённость, приёмистость, пофиль притока и т.д. 2.5 Подземный и капитальный ремонт нефтяных скважин Различают два вида ремонта скважин – наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д. Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины. По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный. Общие сведения о текущем ремонте скважины Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование. Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов). Текущий ремонт может быть планово-предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе. Второй вид текущего ремонта – восстановительный, проводимый с целью устранения отказа – это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из-за разных причин, а в основном из-за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования. Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (КЭ) и межремонтный период (МРП). КЭ – это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (ТОТР), к календарному периоду (ТКАЛ). МРП – это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени ТОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок. КЭ = ТОТР / ТКАЛ; МРП= ТОТР / Р; Путями повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе. Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью и напряженностью, т.к. требует значительных затрат мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных климатических условиях. В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% - с ЭЦН. При текущем ремонте проводятся следующие операции 1. Транспортные – доставка оборудования на скважину; 2. Подготовительные – подготовка к ремонту; 3. Спускоподъемные – подъем и спуск нефтяного оборудования; 4. Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий; 5. Заключительные – демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке. Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт – за счет создания монтажеспособных машин и агрегатов, спускоподъемных операций – за счет создания надежных автоматов для свинчивания-развинчивания труб и штанг. Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый – «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления PЗАБ , превышающего пластовое. Второй – применение различных устройств – отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ. Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях – инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации. Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско-подъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом. В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги. Технология подземного ремонта скважин Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это – работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие. Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются специализированные цехи по капитальному ремонту, объединяющие бригады. В состав бригады входит мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий. Работа выполняется по геологическому наряду, в котором указывается характеристика скважины, а так же перечень всех планируемых работ. Скважина, вышедшая в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда. Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом Выбор технологии ремонта и технических средств для его проведения зависит от того, насколько правильно установлен характер повреждений оборудования или колонны, или насколько верно установлена причина снижения производительности скважины. Обследование включает в себя определение глубины забоя, уровня жидкости, состояния эксплуатационной колонны, характер аварии и размещения в скважине оборудования, величины коэффициента продуктивности и других параметров, характеризующих забой и скважину. Состояние колонны и характер оборвавшейся части оборудования устанавливается печатями, представляющими собой свинцовый или алюминиевый стакан, спускаемый на трубах в скважину. При соприкосновении с предметом, находящимся в скважине, на мягкой поверхности печати остается отпечаток, по которому судят о характере обрыва. Получили применение гидравлические печати с резиновым копирующим элементом и скважинные фотоаппараты. Целесообразно рассмотреть результаты исследований в динамике. Особенно это касается выбора способа воздействия на забой или пласт. Чем обстоятельнее будет информация, тем успешнее будет ремонт. Исследование проводится известными способами, представляющими к настоящему времени широкий выбор: термометрия, дебитометрия, гамма (ГК) – и нейтронный каротаж (НГК) и другие. Извлечение упавших труб Устанавливают состояние конца трубы с помощью печати. Если он позволяет осуществить захват изнутри или снаружи, то производят спуск соответствующего инструмента. Если захват невозможен, то производят подготовку конца трубы путем фрезерования, нарезки резьбы, или другими способами. При этом возможны случаи прихвата труб, т.е. заклинивания их в колонне. Тогда прибегают к их расхаживанию, подаче промывочных жидкостей, созданию повышенных нагрузок с целью натяжения или отрыва отдельных труб или части колонны. 2.6. Методы воздействия на прискважинную часть пласта Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Для повышения эффективности эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы дают хорошие результаты в карбонатных породах. Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости. Тепловое воздействие применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, для интенсификации химических методов обработки. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц. К химическим методам относят кислотные обработки, основанные на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов и увеличению проницаемости. Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (HCl) и фтористоводородную (HF) кислоты. Соляная кислота растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты) продуктивных пластов, а продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - соли хлористого кальция (СaCl2) и хлористого магния (MgCl2), углекислый газ (СО2), вода после обработки легко вымываются с продукцией скважины. Для обработки наиболее часто используют 12 -- 15 процентный раствор соляной кислоты, на один метр высоты пласта берут от 0.4 до 1.5 м3 раствора. Для предохранения металла от коррозии к кислоте добавляют ингибиторы коррозии - в основном ПАВ. В скважинах с отложениями в призабойной зоне асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) ее предварительно промывают горячей нефтью или производят термокислотную обработку. Термокислотная обработка – процесс комбинированный – в первой фазе процесса осуществляется обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, во второй фазе без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка. При реакции соляной кислоты с некоторыми веществами выделяется большое количество тепла, а продукты реакции растворяются. Обычно для нагревания кислоты на забое скважины используют прутковый магний, загруженный в специальный наконечник, который спускают на колонне НКТ в скважину на заданную глубину. Нагнетаемая в колонну НКТ соляная кислота, проходя наконечник, реагирует с магнием и нагретая до температуры в пределах (75 – 80) 0С задавливается в пласт. Технология обработок соляной кислотой может изменяться в зависимости от физических свойств породы пласта, его толщины и прочих условий. Различают кислотные обработки в виде установки ванн, обработки под давлением, пенокислотные, направленные, циклические и пр. Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин созданием высоких давлений на забое, закачиваемой в скважину жидкостью, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления в образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок. Рис.5.7 Размещение оборудования для закачки кислотного раствора в пласт: 1- емкость для нефти; 2 – емкость для раствора соляной кислоты; 3 – насосный агрегат; 4 – скважина. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью. Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачка последовательно в пласт жидкости для образования трещин; жидкости насыщенной песком; жидкости для продавливания песка в трещины (рис.5.8). Т.к. в большинстве случаев на всех этапах используется жидкость с одинаковыми свойствами, ее называют жидкость разрыва. При ее выборе учитывают такие параметры, как вязкость, фильтрация и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии. Обычно в качестве жидкости разрыва применяют углеводородные жидкости, водные растворы, водонефтяные и нефтекислотные эмульсии. Песок для заполнения трещин должен иметь высокую механическую прочность и не разрушаться под действием веса пород. Таким является крупнозернистый однородный кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм. Давление гидроразрыва чаще всего равно 1,5-2,5 гидростатического давления в скважине. Концентрация песка в жидкости, в зависимости от ее удерживающей способности, колеблется от 100 до 600 кг на 1 м3 жидкости. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром не менее 89 мм, по которым жидкость разрыва направляется к забою. Рис.5.8 Схема гидравлического разрыва пласта I – нагнетание жидкости для разрыва; II – нагнетание жидкости с песком; III – нагнетание жидкости продавливания. 1 – глины; 2 – нефтяной пласт Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует только на зону фильтра и на нижнюю поверхность пакера. На трубах устанавливают гидравлический якорь (рис.5.9 ) Рис.5.9. Расположение пакера и якоря в скважине: 1 – обсадная колонна; 2 – НКТ; 3 – гидравлический якорь; 4 – пакер; 5 – продуктивный пласт; 6 – хвостовик Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Максимальное давление насосных агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с.Для смешивания жидкости с песком применяют пескосместительные установки. Метод гидропескоструйной перфорации (ГПП) основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. Струя жидкости с песком образует прорезь в обсадной колонне, в цементном камне и породе пласта (рис.5.10). Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне труб с помощью того же наземного оборудования, что и для гидравлического разрыва пласта. В корпусе гидроперфоратора (рис.5.11) имеются гнезда для держателей насадок и заглушек. Насадки перфоратора диаметром 4,5 мм и длиной 20 мм, изготовляемые из абразивостойких сплавов, установлены под углом 2-30 к горизонтальной плоскости, что повышает абразивное действие струи. В нефтяных скважинах в качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных – воду. В качестве абразивного материала используют кварцевый песок с концентрацией в жидкости 50-100 г/л. Скорость прокачки смеси жидкости с песком составляет 3,0-4,0 л/с на одну насадку. В этом случае скорость выходящей из насадки струи равна 200-260 м/с, а перепад давления в насадках 18-22 МПа. Продолжительность перфорации одного интервала продуктивного пласта составляет 15-20 мин. Рис.5.10 Схема гидропескоструйной перфорации Рис.5.11 Гидроперфоратор 1 – хвостовик; 2 – корпус; 3 – шариковый клапан; 4 – держатели насадок; 5 – стопорное кольцо; 6 – насадки; 7 – заглущки Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия образуются новые и расширяются старые трещины и происходит очистка призабойной зоны. В качестве рабочих жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др. Один из вариантов импульсно-ударного воздействия на пласт – разрыв его пороховыми газами - основан на образовании трещин в горной породе за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате. Рекомендуется применять в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников. Производство взрыва в скважине называют торпедированием, а предназначенный для взрыва заряд взрывчатых веществ – торпедой. Различают торпеды фугасные (ненаправленного действия) и кумулятивные (взрыв направлен по горизонтали или вертикали). Процесс торпедирования состоит в том, что заряженную взрывчатом веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся в радиальном направлении. Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. При прогреве парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Призабойную зону прогревают электронагре¬вателями и газонагревателями, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт. В скважину спускают электронагреватель на кабель-тросе, которым прогревают зону обычно в течение нескольких суток. Электронагреватель может быть установлен стационарно в лифтовую колонну ниже штангового насоса. Электроэнергия к нагревателю подается по электрическому кабелю, спускаемому вместе с колонной НКТ и прикрепленному к ней снаружи. Закачка в скважину горячих жидкостей (нефть, дизельное топливо и др.) проводится с помощью насосов обычно через межколонное пространство без остановки работы скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти. При паротепловой обработке скважин теплоносителем служит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специальных паропередвижных установках (ППУ),) смонтированных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта. Для предохранения колонны над верхними отверстиями фильтра от воздействия нагнетаемого в скважину пара устанавливают термостойкий пакер. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После этого эксплуатацию скважины возобновляют. Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки, гидравлический разрыв пласта, торпедирование, а также отбор газа из скважин под вакуумом. 3. Сбор и подготовка нефти на промысле 3.1. Сбор и подготовка добываемой продукции Поднятая из скважины на поверхность газожидкостная смесь за счет пластовой энергии или установленных в скважине насосов, доставляется на групповые пункты. Они объединяют до 14 скважин и позволяют осуществлять следующие операции: a) Замерять дебит скважины; b) Определять количество воды в жидкости; c) Отделять газ от жидкости и замерять его объем; d) Передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарное количество добытой жидкости в целом по групповой установке на диспетчерский пункт. В настоящее время на промыслах получили распространение автоматизированные групповые замерные установки блочного типа (АГЗУ) «Спутник». Они разработаны Октябрьским объединением «Башнефтемашремонт». Рис. 7.2 Принципиальная схема сбора и подготовки нефти. 1 – скважины; 2, 3 – I и II ступени сепарации; 4 – технологический резервуар; 5 – установка комплексной подготовки нефти; 6 – термохимическая установка подготовки нефти; 7 – горячая ступень сепарации; 8 – резервуар товарной нефти; 9 – установка отбора конденсата; 10 – установка подготовки воды Технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа описывается так. Скважинная газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в распределительную батарею групповой установки, рассчитанную на подключение 14 скважин. По заданной программе поочередно каждая из подключаемых скважин специальным вращающимся устройством переключается на замер. Переключатель представляет собой два вставленных один в другой цилиндра. Наружный цилиндр соединен со всеми скважинами, работающими на эту групповую. Внутренний цилиндр имеет возможность вращаться автоматически по заданной программе и, вращаясь, он поочередно подставляет имеющееся на его цилиндрической поверхности отверстие к каждому скважинному трубопроводу, подключенному к наружному цилиндру. Таким образом образуется канал, по которому ГЖС из отдельной скважины поступает в сепаратор. Другие скважины в это время работают в общий трубопровод. Из переключателя ГЖС направляется в сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости, после чего жидкость поступает к турбинному расходомеру, газ – к расходомеру газа. Отсепарированный газ и прошедшая замер жидкость сбрасываются в общий трубопровод. Сепаратор групповой установки выполнен в виде двух горизонтальных цилиндров, снабженных гидроциклонами. В гидроциклоне за счет центробежной силы, возникающей при винтообразном движении ГЖС, жидкость, как наиболее тяжелый агент, отбрасывается к стенкам сосуда, газ остается в центральной части. В верхнем цилиндре происходит сепарация, в нижнем накапливается жидкость. Замерная установка снабжена влагомером, который определяет количество воды в нефти, и блоком местной автоматики, управляющим работой и передающим информацию (БМА). Если сборный пункт расположен на значительном удалении от скважин, их энергии может оказаться недостаточно для доставки туда ГЖС. Тогда сооружают промежуточные насосные станции, получившие название дожимных (ДНС). Здесь поступившая от групповых установок ГЖС проходит частичную сепарацию и водоотделение, после чего жидкость поступает к перекачивающим насосам и подается на сборный пункт. Газ по отдельному трубопроводу направляется на газоперерабатывающий завод. Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) выполняет следующие функции: a) Отделяет газ от нефти; b) Отделяет воду от нефти; c) Очищает нефть от солей; d) Очищает нефть от механических примесей; e) Производит отбор бензиновых фракций из газа (стабилизация нефти); f) Производит откачку нефти товарно-транспортному управлению (ТТУ); g) Производит откачку газа газодобывающему промыслу; h) Производит откачку бензина газоперерабатывающему заводу; i) Подготавливает воду для закачки в пласт. УКПН выполняют заключительные операции с добываемой нефтью и формируют качественные и количественные показатели работы нефтегазодобывающих промыслов. В зависимости от принципа очистки нефти от воды получили применение термохимические (ТХУ) и электрообезвоживающие (ЭЛОУ). Газожидкостная смесь из групповой установки поступает в сепаратор первой ступени, где происходит частичное отделение газа от жидкости. Затем ГЖС поступает в сепараторы второй ступени – концевые сепарационные установки. Здесь происходит окончательное отделение газа, и жидкость через теплообменник направляется в трубчатую печь. По пути движения в жидкость вводят деэмульгатор, который при нагреве жидкости ускоряет процесс разрушения эмульсии. Для очистки от солей в нефть вводят пресную воду, которая отмывает соли. Стабилизация нефти – процесс отделения легких фракций. Он осуществляется путем направления нефти, прошедшей обезвоживание и обессоливание после нагревания в ректификационную колонну. Здесь происходит испарение легких фракций, подъем их вверх и последующая конденсация. 3.2. Система ППД. Организация ППД на промыслах объектах Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов. При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном контроле и регулировании процесса. При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико-химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон. Коэффициент нефтеотдачи месторождения, к максимальной величине которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных факторов. Накопленные к сегодняшнему дню материалы позволяют оценить влияние каждого из них. Значительное место в эффективности процесса ППД занимает размещение скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое подразделяется на несколько видов. Поддержание пластового давления, появившееся у нас в стране вначале под названием законтурного заводнения, получило повсеместное распространение. Сегодня оно является вторичным способом добычи нефти (каким оно именовалось вначале), а непременным условием рациональной разработки залежей с первых дней закладывается в проекты разработки и осуществляется на многих месторождениях страны. Законтурное заводнение Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. При этом решаются вопросы наиболее оптимального удаления скважин друг от друга и от эксплуатационных, величина давления нагнетания и объема закачки. По мере удаления контура нефтеносности от нагнетательных скважин и обводнения первого ряда эксплуатационных скважин фронд нагнетания переносится. При организации ППД после некоторого времени разработки залежи, объем закачиваемой воды будет превышать объем отбираемой жидкости на количество, обеспечивающее интенсивный прирост пластового давления. Необходимо также предусмотреть компенсацию закачиваемой жидкости на различные потери (оттоки). Критерием нормального ведения процесса является величина пластового давления в зоне отбора, которая должна иметь тенденцию к росту или стабилизации. Рис.5.2 Схема законтурного заводнения: 1 – нефтяные скважины; 2 – нагнетательные скважины; 3 – контрольные скважины; 4 – внутренний контур нефтеносности; 5 – внешний контур нефтеносности. Законтурное Похожие статьи:
|
|