СКАЧАТЬ:  uchebnaya-praktika.zip [783,33 Kb] (cкачиваний: 351)

ОТЧЁТ

По учебной практике, проходившей в       НГДУ «Лениногорскнефть»

СОДЕРЖАНИЕ

Введение…………………………………………………………………….3

1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов..…..4
2. Системы разработки нефтяных месторождений..……………………7
3. Размещение скважин по площади залежи………..…………………..9
4. Геолого-физическая характеристика объектов………………….….10
5. Бурение скважин.…………………………………………..…………11
6. Система ППД..………………………………………………………...13
7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин………………25
8. Исследование скважин………………………………………………..29
9. Методы увеличения производительности скважин..……………….31

10.  Текущий и капитальный ремонт скважин..…………………………33

11.  Сбор и подготовка нефти, газа и воды………………………………39

12.  Промышленная безопасность на предприятиях нефтегазового комплекса…………………..………………………………………….…..45

Список литературы……………………………………………………….47

Введение

Первая учебная практика является начальным этапом практического обучения студентов. Поскольку к началу прохождения ознакомительной практики не предусматривается изучения специальных дисциплин, входящих в комплекс профессиональных знаний.

Цель практики – ознакомление студентов с основными технологическими процессами и оборудованием.

Компания «Татнефть» – одна из крупнейших в нефтегазовом комплексе России. Основная деятельность компании «Татнефть» осуществляется на территории Российской Федерации. Компания является холдинговой структурой, в состав которой входят нефтегазодобывающие управления, нефтегазоперерабатывающие, нефтехимические предприятия, а также предприятия и сервисные производства, реализующие нефть, продукты нефтегазопереработки и нефтехимии.

Для ознакомления с основами нефтедобывающего процесса проводятся ознакомительные практики. Ознакомительная практика является начальным этапом практического обучения студентов. Основные её цели можно сформулировать следующим образом:

1. Производственная и организационная структура НГДУ. Система разработки месторождения.

2. Техника и технология добычи нефти. Система сбора и подготовки нефти и газа. Техника безопасности. Охрана труда и окружающей среды на предприятии.

3. Ознакомление с технологическими процессами и применяемым оборудованием на объектах НГДУ.

1 Критерии и принципы выделения                 эксплуатационных объектов

В настоящее время в связи с улучшением технической оснащенности промыслов наблюдается тенденция учета большего числа параметров и критериев при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект.

Основной критерий правильности выделения эксплуатационных объектов - рациональность  показателей разработки.

Критерием для выбора расчетных режимов работы скважин являются минимальное забойное давление, необходимое для фонтанирования скважин; давление насыщения пластовой нефти газом; минимальное давление, необходимое для нормальной работы центробежного или плунжерного глубинного насоса; предельный максимально допустимый дебит скважины (или предельный удельный дебит с одного метра толщины пласта).

Высокая степень изученности позволяет максимально снизить риск ошибки при выборе эксплуатационных объектов, сформировав наиболее рациональную схему их выделения. В то же время очевидно, что высокая степень изученности характерна для разбуренных месторождений: здесь решения относительно выделения эксплуатационных объектов уже сформированы, и возможна лишь их корректировка. Таким образом, наиболее актуален вопрос выделения объектов эксплуатации именно на начальном этапе разработки. Как правило, объем исходной информации для проектирования на данной стадии весьма ограничен. В этой связи выбор оптимального количества объектов является задачей неоднозначной. По мере появления новой информации их число может, как значительно возрасти, так и существенно уменьшиться.

В настоящее время в связи с улучшением технической оснащенности промыслов наблюдается тенденция учета большего числа параметров и критериев при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Основной критерий правильности выделения эксплуатационных объектов – рациональность показателей разработки.

Поэтому в последнее время делаются попытки при выделении эксплуатационных объектов учесть количественные критерии, связанные с геологическими особенностями строения различных горизонтов.

В качестве критерия выбора можно использовать погрешность предсказания функции.

Критерием для выбора расчетных режимов работы скважин являются минимальное забойное давление, необходимое для фонтанирования скважин; давление насыщения пластовой нефти газом; минимальное давление, необходимое для нормальной работы центробежного или плунжерного глубинного насоса; предельный максимально допустимый дебит скважины (или предельный удельный дебит с одного метра толщины пласта).

Не всегда все эти критерии могут быть приемлемыми.

Напротив, для пород очень слабых и неустойчивых могут оказаться излишними все предельные критерии по забойным давлениям, так как их нельзя достичь в результате ограничения дебита.

Однако это основное требование не может служить единственным критерием рациональности разработки.

Очевидно, существуют определенные соотношения между этими величинами, могущие служить критериями, определяющими условия целесообразности и экономической рентабельности бурения дополнительных скважин.

Одним из возможных критериев целесообразности бурения резервных скважин может служить себестоимость дополнительной добычи нефти, которая не должна превышать определенный предел – предел рентабельной себестоимости, зависящей от качества добываемой нефти, местоположения данной залежи и др.

В качестве основного критерия, как и в случае непрерывного пласта, примем себестоимость нефти, дополнительно добываемой за счет резервных скважин. Критерий их применимости – параметр Фурье Fo: где Як – радиус контура питания или внешней границы пласта (характеризующий размеры пласта). В качестве критерия перехода с режима растворенного газа на смешанный режим вытеснения газированной нефти водой может служить равенство забойных давлений при постоянных дебитах или равенство дебитов при постоянных давлениях, взятых для  ряда из формул интерференции несжимаемой жидкости для одновременной работы рядов при сопоставлении их с соответствующими величинами, полученными при расчете работы этого ряда на режиме растворенного газа.

Методика расчетов должна быть достаточно точной, для чего следует принять некоторые критерии.

Таким критерием может служить, например, сравнение показателей, рассчитываемых по данной схеме и более точной (многомерной).

  Геолого-физические критерии применимости новых методов увеличения нефтеотдачи пластов определены на основании анализа многочисленных теоретических, лабораторных и промысловых исследований как отечественных, так и зарубежных авторов и приведены в табл.

Отбор месторождений осуществляется путем анализа их по критериям применимости каждого из методов.

На одном месторождении оказывается возможным рекомендовать два метода или более, а критерии применимости методов и дополнительные условия и ограничения не позволяют выбрать для месторождения один метод воздействия, делаются специальные технико-экономические оценки.

Обоснование метода увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении на основе критериев применимости методов.

Обозначив долю воды в общем объеме внедрившейся жидкости и удерживаемой породой при обратном ее перетоке через коэффициент е, получим главный критерий эффективности циклического воздействия.

Указанные данные определяют по результатам лабораторных исследований на физически подобных моделях пластов применительно к условиям конкретного объекта (с использованием реальных образцов породы, пластовой нефти и при соблюдении критериев подобия в процессе моделирования).

2 Системы разработки нефтяных месторождений

Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто – различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения.

Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию. Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания обусловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Система разработки месторождений должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах.

Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п.

Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки.

Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи.

Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин.

3 Размещение СКВАЖИН ПО ПЛОЩАДИ ЗАЛЕЖИ

    Схема расположения точек заложения скважин на перспективной или нефтегазоносной площади и последовательность их бурения,обеспечивающие достоверное и эффективное решение геологоразведочнызадач в конкретных геологических условиях.

Основные системы размещения скважин:

- Треугольная

Заложение каждой новой скважины в вершине треугольника, в двух других вершинах которого уже имеются пробуренные скважины.

- Кольцевая

Размещение скважин последовательными рядами вокруг скважины-открывательницы на одинаковых гипсометрических отметках базисного продуктивного горизонта.

- Профильная

Размещение скважин на разных гипсометрических отметках по профилю (линии), пересекающему структуру или площадь залежи в определенном направлении, с целью получения профильного геологического разреза.

На практике в определенных условиях применяют комбинированные системы размещения скважин, состоящие из различных сочетаний основных систем или их модификаций (например, зигзаг-профильная система).

Особенно часто сочетания систем размещения скважин используют при разведке месторождений, которые содержат залежи различного типа и размера и разведка которых ведется самостоятельными сетками скважин.

При современной методике поисково-разведочных работ системы размещения скважин выбирают также на основе решений, получаемых при анализе соответствующих математических моделей промышленных скоплений нефти и газа.

4 Геолого-физическая характеристика объектов

Геолого-физическая характеристика зависит от типа коллектора нефтегазонасыщенности и пластовых давлений. При вскрытии выделяются три группы пластов с высокой проницаемостью (чаще всего трещиноватые) и аномально высокими пластовыми давлениями; с высокими проницаемостью, нефтенасыщенностью и пластовым давлением; с хорошей геолого-физической характеристикой, но с малым пластовым давлением. Коллекторы представлены кварцевыми песчаниками суммарной мощностью от нескольких до 50 м, средняя нефтенасыщенная мощность 10-15 м. Пористость песчаников 15-26%, проницаемость 40-2000 мД. Нефть нафтеново-парафинового состава, плотностью 796-820 кг/м3, содержание S 1,5-2,1%, парафина 2,6-5,4%. Состав попутного газа (%): CH4 30-40, С2Н6+высшие 27-55. Залежь кыновского горизонта верхнего девона (мощность песчаных коллекторов до 9 м, средняя нефтенасыщенная мощность 3,2 м) гидродинамически связана с пашийской залежью. Остальные залежи в терригенных отложениях (нижний карбон) приурочены к песчано-алевролитовым коллекторам суммарной мощностью до 18 м. Режим залежей водонапорный и упруговодонапорный. Основные залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления (внутриконтурное и законтурное заводнение), механизированным способом. Центр добычи – Альметьевск.

Ромашкинское месторождение:

площади: 1 - Березовская, 2 - Северо-Альметьевская, 3 - Альметьевская, 4 - Миннибаевская, 5 - Зай-Каратайская, 6 - Куакбашская, 7 - Ташлиярская, 8 - Чишминская, 9 - Алькеевская, 10 - Восточно-Судеевская, 11 - Абдрахмановская, 12 - Южно-Ромашкинская, 13 - Западно-Лениногорска, 14 - Павловская, 15 - Зеленогорская, 16 Восточно - Лениногорская, 17 - Азнакаевская, 18 - Холмовская, 19 Каракалинская, 20 - Южная, 21 - Сармановская; Ново-Елховское месторождение; Бавлинское месторождение.

5 Бурение скважин

Бурение скважин – это процесс сооружения направленной цилиндрической горной выработки в земле, диаметр "D" которой ничтожно мал по сравнению с её длиной по стволу "H", без доступа человека на забой. Начало скважины на поверхности земли называют устьем, дно – забоем, а стенки скважины образуют ее ствол.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис. 1). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок рис. 2.                                     

                                            Рисунок 2 – Схема ударного бурения

1 - долото; 2 - ударная штанга; 3 - канатный замок;
4 - канат; 5 - блок; 6 - буровой станок.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное. В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом. Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины.

6 Система поддержания пластового давления.

 Поддержание пластового давления (ППД) — процесс естественного (искусственного) сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной (запроектированной) величине. Процесс ППД отличается высокими темпами добычи нефти и увеличения степени извлечения нефти. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи может осуществляться за счёт естественного активного водонапорного (упруговодонапорного) режима, а так же искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласте коллекторе при законтурном или при контурном. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ ППД.

  Для принятия решения о проведении поддержания пластово­го давления закачкой воды на конкретной залежи нефти после­довательно прорабатывают следующие вопросы:

1. определяют местоположение водонагнеательных скважин;
2. определяют суммарный объем нагнетаемой воды;
3. рассчитывают число водонагнеательных скважин;
4. устанавливают основные требования к нагнетаемой воде.

Местоположение водонагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождений нашли применение следующие системы заводнения.

Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис.3). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда

водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти “запечатана” продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.

Рисунок 6-Приконтурное заводнение        

Приконтурное заводнение (рис. 3) применяют тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внутреннего контура нефтеносности.

Внутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное заводнение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3-4 ряда нефтедобывающих скважин, распо­лагаемых ближе к водонагнетательным.

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Рисунок 7- Принципиальная схема разработки пласта при                                   использовании блоковых систем.

         Разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения добывающих скважин с максимальным учетом геологической характеристики площади.

Большое преимущество описываемой системы — возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

На рис.4 показана схема разработки Ромашкинского месторождения, при внутриконтурном заводнении.

Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ, Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных скважин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки. В последующем отдельные площади дополнительно разрезались на более мелкие участки.

Разновидность системы внутриконтурного заводнения — блоковые системы разработки.

Блоковые системы разработки находят применение на место­рождениях вытянутой формы с расположением рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Прин­ципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения. Показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулишовского нефтяного месторождения (Куйбышевская область). Как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки.

Широкое распространение получили блоковые системы на месторождениях Куйбышевской области и Западной Сибири.

Заводнение пластов при расположении водонагнетательных скважин у оси складки получило наименование осевое заводнение.

Все преимущества блоковых систем разработки характерны и при осевом заводнении.

Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

На рис. 8 показаны основные схемы площадного заводнения. Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин.

Так, в четырехточечной системе (см. рис.5) соотношение между нефтедобывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе – 1:1, при семиточечной системе – 1:2, при девятиточечной системе – 1:3

Таким образом, наиболее интенсивным среди рассмотренных являются се­ми- и девятиточечные системы..

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну

скважину, а также глубина залегания объекта разработки.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам по

более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов.

Очаговое заводнение — это дополнение к уже осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнения. При этой системе заводнения группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо изученном геологическом строении продуктивного пласта очаговое заводнение можно применять как самостоятельную систему разработки месторождения.

Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.

При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной или четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к нефтедобыва­ющим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти (месторождения) обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами поддержания пластового давления так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как нефтедо­бывающую, но и как водонагнетательную.

Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа нефтедобывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослежи­вается гидродинамическая связь выбранной скважины с сосед­ними.

Барьерное заводнение. При разработке газонефтяных место­рождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки. В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном от­боре нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Впервые барьерное заводнение внедрялось на газонефтяном месторождении Карадаг Азербайджанской.

В качестве источников водоснабжения можно использовать воды поверхностных источников — рек и морей, а также подземные воды. Вода, используемая из поверхностных источников характеризуется нестабильностью состава и особенно в период дождей и штормовой погоды на море. Она засорена механическими примесями, бактериями и спорами водорослей, что потребует ее предварительной обработки перед подачей в скважины. При использовании же подземных или подрусловых вод система водоподготовки существенно упрощается, а иногда подземная вода не требует предварительной подготовки.

В процессе разработки  нефтяного месторождения с  заводнением в добывающих скважинах появляется вода, количество которой во времени увеличивается. А поэтому весьма актуально использование подземных вод, добываемых вместе с нефтью, для поддержания пластового давления.

Системы водоснабжения состоят из нескольких подсистем, включающих водозаборные сооружения, напорные станции, станции подготовки воды, кустовые насосные станции, закачивающие воду непосредственно в скважины.

Для подрусловых водозаборов в пойменной части реки (рис. 13.1) бурят скважины глубиной 20 – 30 м и обсаживают их трубами ^ 1 диаметром 300 мм, в которые спускают водоподъемные трубы 2. Отбор жидкости из этих скважин может обеспечиваться за счет сифона, если уровень жидкости в резервуаре ниже, чем в реке, либо за счет разряжения в резервуаре, создаваемого вакуум-компрессором 5. Так как вода, прежде чем попасть в систему фильтруется через песок, то в какой-либо дополнительной очистке не нуждается, и насосами 6 подается в емкость 8, откуда магистральный трубопровод подводит ее к отдельным насосным станциям, от которых направляется в скважины. На станциях подготовки вода очищается от механических примесей, окиси железа, бактерий и спор водорослей.

      Рисунок 9-.Схема подруслового водозабора

1 – обсадная колонна; 2 – подъемная колонна; 3 – гравийный фильтр; 4 – вакуум-котел; 5 – вакуум-компрессор; 6, 9 – насосы; 7 – шахта; 8 – резервуар чистой воды.

Принципиальная схема водоочистной установки (рис. 7) включает подпорный насос 1, смеситель 3, в котором вода смешивается с реагентами-коагулянтами механических примесей и реагентами- бактерицидами, емкость 2 для реагентов. Из смесителя вода направляется в отстойники 4 и 5, в которых очищается от хлопьеподобного осадка. Отстойники представляют собой емкости, заполненные гравием и песком, фильтруясь через которые вода очищается.

Из отстойников вода поступает в накопительный резервуар 6, а затем в насосы 7, 8 станции второго подъема.

         Рисунок 9- Схема водоочистной станции

1-подпорный насос; 2- емкость для реагентов; 3- смеситель; 4,5- отстойники; 6- резервуар;7,8- насос.

От станции второго подъема системой трубопроводов вода разводится по кустовым насосным станциям (КНС). КНС оборудуются системой автоматизации и могут работать в автоматизированном режиме.

Рисунок 10- Схема КНС

1 – магистральный водопровод; 2 – буферная емкость; 3 – приемный коллектор; 4, 9, 11 –задвижки; 5 – центробежные насосы; 6 – электродвигатели; 7 – задвижки с дистанционным управлением; 8 – высоконапорный коллектор; 10 – сборный коллектор для грязной воды; 12 – емкость. Автоматизированная КНС обеспечивает исполнение следующих операций управления:

- централизованное дистанционное управление с диспетчерского пункта насосным агрегатом (пуск и остановка) с автоматическим управлением задвижками на выходе насоса;

- автоматическое включение резервных агрегатов;

- автоматическую защиту насосных агрегатов от перегрузок, короткого замыкания, исчезновения напряжения на одной из фаз, перегрева подшипников двигателя, повреждения двигателя, утечек воды из сальников и угрозы затопления помещения;

- обратная сигнализация на диспетчерский пункт об неисправностях в системах КНС;

- местное управление насосным агрегатом (пуск и остановка) и задвижками.

На месторождениях Западной Сибири широкое распространение получило использование подземных  вод водоносных горизонтов, залегающих выше нефтепродуктивных для поддержания пластового давления. С этой целью на водоносные горизонты бурят специальные скважины большого диаметра, в которые спускают центробежные электронасосы высокой подачи, а откачиваемую из них  воду направляют непосредственно в водонагнетательные (одну или несколько в зависимости от приемистости скважин и дебита скважины-источника).

При использовании заводнения попутных добываемых вместе с нефтью вод их тщательно очищают от окислов железа, сероводорода и пленочной нефти.

Осложнения при работе системы ППД и методы их предотвращения

Коррозия металла - это процесс, вызывающий разрушение или изменение его свойств в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды.

Промысловые трубопроводы и оборудование подвержены химической и электрохимической коррозии. По химическому механизму металл корродирует в среде агрессивных газов - H₂S и С0₂. Значительно более распространена электрохимическая коррозия - окисление металлов в электропроводных средах, сопровождающееся образованием электрического тока. Термином «электрохимическая коррозия» объединяют следующие виды коррозионных процессов:

-коррозия в электролитах - коррозия металлов в жидких средах, проводящих электрический ток (минерализованная вода);

-почвенная коррозия - коррозия подземных металлических сооружений под воздействием почвенной влаги;

-атмосферная коррозия - коррозия металлов в атмосфере воздуха, содержащего пары воды;

-электрокоррозия - коррозия металлических сооружений под воздействием блуждающих токов;

  -биокоррозия - коррозия, вызванная жизнедеятельностью микроорганизмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозионные процессы.

 Для защиты трубопроводов и оборудования от наружной коррозии используются пассивные и активные средства и методы.

Особенностью промысловых металлических сооружений, внутри которых находится продукция скважин, является интенсивная внутренняя коррозия. Для борьбы с ней используют:

 1) нанесение на внутреннюю поверхность промысловых трубопроводов и оборудования защитных покрытий;

2) введение в поток транспортируемой среды ингибиторов коррозии;

3) технологические методы.

7 Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратнопоступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м, максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15..

 СШНУ – комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие станком-качалкой.

          Рисунок 11- Общая схема штанговой насосной установки

Комплекс оборудования для фонтанной эксплуатации состоит из наземной части и внутрискважинного оборудования.

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление — 14, 21, 35, 70, 105, и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.

Рисунок 12 - Типовые схемы фонтанных елок.

тройниковые — схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые — схемы 5 и 6; (1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — дроссель; 6 — ответный фланец; 7— крестовина).

Станция управления штанговой насосной установкой обеспечивает пуск, установку, защиту от перегрузок, а также периодическую работу. Дополнительное оборудование штанговой насосной установки: якорь для предотвращения перемещений нижнего конца насосно-компрессорных труб; хвостовик – колонна насосно-компрессорных труб малого диаметра (25-40 мм) ниже насоса для выноса воды; газовые и песочные якори для защиты насоса от попадания свободного газа и абразивных механических примесей; штанговые протекторы (полимерные или с катками) для уменьшения износа труб и штанговых муфт в наклонных скважинах; скребки на штангах для удаления парафиновых отложений с насосно-компрессорных труб; динамограф, показывающий зависимость нагрузки от перемещения точки подвеса штанг, для технической диагностики узлов штанговой насосной установки.

Продукция скважины (нефть, вода, рассол) подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне либо по полым штангам. Производительность при постоянной откачке до 300 м3/сутки, при меньших дебитах применяется периодическая добыча нефти.

Электроцентробежная насосная установка – комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединённого с погружным электродвигателем. Используют при добыче нефти и воды, в том числе рассолов. Электроцентробежная насосная установка для нефтяных скважин  включает центробежный насос с 50-600 ступенями; асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом; протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды; кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления. Ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом.

Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса, а рабочие колёса зафиксированы шпонкой на валу, подвешенном на осевой опоре и вращающемся в концевых и промежуточных радиальных опорах. Детали отливаются из специального чугуна, бронзы, коррозионно- и абразивостойких сплавов и полимерных материалов. Для уменьшения попадания в насос свободного газа перед ним устанавливается гравитационный или центробежный газосепаратор.

Электродвигатель состоит из статора, содержащего цилиндрический корпус, с запрессованными пакетами электротехнической стали, в пазах которых размещена обмотка, и подвешенного на осевой опоре ротора с закреплёнными на валу стальными пакетами, где размещена короткозамкнутая обмотка типа "беличье колесо"; между пакетами расположены радиальные опоры.

Протектор содержит уплотнение вала систему компенсации температурного расширения масла, в некоторых случаях гидравлический затвор с жидкостью большей плотности, чем скважинная среда и нейтральной по отношению к ней и маслу электродвигателя.

Трехжильный бронированный плоский или круглый кабель большого сечения имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрический защиту электроцентробежной насосной установки от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции. Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения электроцентробежной насосной установки и датчики давления и температуры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле.

Длина электроцентробежной насосной установки 25-30 м. При длине центробежного насоса и электродвигателя свыше 5-8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отдельных секций для удобства транспортировки и монтажа. Электроцентробежная насосная установка монтируется в вертикальном положении непосредственно в процессе спуска в скважину. Корпуса секций соединяют фланцами, валы – шлицевыми муфтами. Установка опускается на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах, подвешенных к устьевой арматуре с герметическим вводом кабельной линии в скважину. Кабельная линия крепится к насосно-компрессорным трубам снаружи поясами. При работе электроцентробежной насосной установки продукция подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам. Реже применяют электроцентробежные насосные установки без насосно-компрессорных труб с пакером, подвеской на кабель-канате и подачей продукции по обсадной колонне. Производительность электроцентробежной насосной установки для нефтяной скважин от 15-20 до 1400-2000 м3/сутки, напор до 2500-3000 м, мощность электродвигателя до 500 кВт, напряжение до 2000 В, температура откачиваемой среды до 180°С, давление до 25 МПа.

Электроцентробежная насосная установка для воды содержит заполненный водой электродвигатель и насос с 5-50 ступенями. Производительность его до 3000 м3/сутки, напор до 1500 м, мощность электродвигателя до 700 кВт, напряжение 3000 В, температура воды до 40°С.

8 Исследование скважин

Исследование скважин – комплекс методов для определения основных параметров нефтегазоводоносных пластов и скважин с помощью глубинных приборов; передача информации осуществляется по глубинному каналу связи.

Цель исследования – получение данных для составления проектов, контроль за разработкой месторождений. Различают геофизические, гидродинамические, газогидродинамические методы, также дебитометрию, шумометрию и др. При гидродинамических исследованиях определяют параметры, характеризующие сравнительно большие участки исследуемых пластов-коллекторов, а также технологические характеристики скважин, уточняют геологическое строение пласта-коллектора, определяют гидродинамическую связь между пластами и скважинами и др.

При помощи дебитометрии в работающих нагнетательных и добывающих скважинах выделяют интервалы притока флюидов к забоям скважин, определяют дебиты отдельных пропластков, проницаемость, пьезопроводность, контролируют состояние обсадной колонны, затрубного пространства скважин и др. При глубинных исследованиях применяются манометры, термометры, расходомеры, шумомеры, комплексные глубинные приборы для измерения давления, температуры, дебита, водосодержания флюида. При гидродинамических глубинных исследованиях используется автоматическая промысловая электронная лаборатория.

Геофизические исследования скважин -- комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в около скважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов -- методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м). Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.

Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом исследовании скважин применяются все методы разведочной геофизики.

     9  Методы увеличения производительности скважин

Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации пласта, величине пластового давления можно увеличить снижением фильтрационного сопротивления при движении газа в призабойной зоне пласта. Это возможно за счет образования каналов, каверн и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах.

Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пласта.

1) Физико-химические: солянокислотная обработка(СКО); термокислотная обработка(ТКО); обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ); осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом;

2) Механические: торпедирование; гидравлический разрыв пласта (ГРП); гидропескоструйная перфорация (ГПП); ядерный взрыв;

3) Комбинированные: ГРП+СКО; ГПП+СКО.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин зависит от литологического и минералогического составов пород и цементирующего материала газоносных горных пород, давления и температуры газа и пород пласта, толщины продуктивного горизонта, неоднородности пласта вдоль разреза.

Солянокислотная и термокислотная обработка призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой кислотами (так называемой грязевой кислотой).

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы.

В зависимости от пластовых условий на практике применяют 8–15%-ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота поставляется заводами концентрированной, На промысле ее разбавляют водой до нужной концентрации.

Для снижения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в качестве которых применяют формалин (CH2O), уникол ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411, нейтрализованный черный контакт.

Продукты взаимодействия кислоты с породой удаляются из пласта в процессе освоения скважины. Для облегчения этого процесса в кислоту добавляют интенсификаторы, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции - НЧК, спирты, препарат ДС и другие ПАВ.

Порядок добавления различных реагентов в кислоту при подготовке ее к закачке в скважину следующий: вода – ингибиторы – стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) – техническая соляная кислота – хлористый барий – интенсификатор.

Кислота нагнетается в скважину в объеме от 0,5–0,7 до 3–4 м3 на 1 м длины фильтра с помощью специальных агрегатов, например Азинмаш-30, смонтированных на автомашине КрАЗ-219, а также цементировочных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6–8 ч. Результаты определяют по данным исследований скважин после обработки. Обработка считается успешной, если уменьшается коэффициент С, увеличивается дебит скважины при той же депрессии на пласт. Торпедирование, гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйную перфорацию и ядерные взрывы, обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами, имеющими небольшие проницаемость, пористость, но высокое пластовое давление.

Сущность гидравлического разрыва пласта – создание на забое скважин высокого давления, которое превышало бы местное горное давление на величину, зависящую от прочностных свойств горных пород. При таком увеличении давления в пласте образуются трещины или расширяются ранее существовавшие, что приводит к значительному увеличению проницаемости пласта. Созданные трещины закрепляют крупнозернистым песком.

Рисунок 13- Схема проведения гидравлического разрыва

Давление гидравлического разрыва, ориентация и размеры образующихся при этом трещин зависят от горного давления, т. е. давления вышележащих горных пород, характера и параметров естественной трещиноватости газоносных пород, а также величины пластового давления.

10 ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты скважин.

К текущему ремонту относятся следующие работы:

- планово-предупредительный ремонт.

- ревизия подземного оборудования.

- ликвидация неисправностей в подземной части оборудования.

- смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН).

- смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот и пр.

- очистка НКТ от парафина или солей.

- замена обычных НКТ на трубы с покрытием (остеклованные трубы).

- изменение глубины подвески насосной установки.

- подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию.

- специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта.

- некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрывы штанг, обрывы скребковой проволоки или электрокабеля.

Перечисленные ремонтные работы, а также и ряд других выполняются бригадами подземного ремонта скважин, организуемыми в нефтедобывающем предприятии. К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следующие работы:

- ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников.

- исправление нарушений в обсадных колоннах.

- изоляция пластовых вод.

- работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт.

- забуривание второго ствола.

- разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое.

- гидравлический разрыв пласта.

- солянокислотные обработки скважин.

- установка временных колонн - «летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятии обсадных колонн.

-операции по ликвидации скважин.

При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.

Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

Подъемник – механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.

Подготовительные работы к подземному ремонту скважин состоят в доставке к объекту необходимого оборудования, проверке его состояния, подготовке талевой системы и площадки для подъемника к работе. У скважин, эксплуатирующихся штанговыми насосами, станок-качалка при ремонтных работах не демонтируется, лишь откидывается головка балансира, чтобы она не мешала при спуско-подъемных операциях.

Подготовительные работы проводят до начала ремонта скважины для обеспечения бесперебойной работы бригады по ремонту скважин. В процессе подготовительных работ проверяют состояние вышки (мачты), центровку ее по устью скважины, крепление оттяжек вышки или мачты, кронблока и талевой системы при необходимости ремонтируют площадку у устья скважины и мостки. Доставляют к скважине необходимое оборудование -трубы, штанги, талевый блок, подъемный крюк, канат и др. Выполняют оснастку и разоснастку талевой системы. При отсутствии вышки или мачты к скважине доставляют передвижной агрегат, устанавливают на площадке и укрепляют оттяжками. На скважинах с погружными центробежными электронасосами устанавливают кабеленаматыватель, закрепляют подвесной ролик на вышке или мачте для направления движения токоподающего кабеля. В случае необходимости глушения к скважине доставляют задавочную жидкость и промывочный агрегат.

Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) НКТ, 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.

При спуске труб необходимо тщательно шаблонировать каждую из них, очищать резьбу трубы щеткой от грязи и песка, смазывать графитовой смазкой. Крепить трубы надо до отказа. Нельзя допускать спуск в скважину дефектных труб, то есть негерметичных, с поврежденной резьбой, кривых, помятых. Во избежание заедания торцов муфт за внутренний край эксплуатационной колонны тройников и крестовиков следует пользоваться направляющими воронками.

Спуск и подъем насосных штанг проводят так же, как и труб на более высоких скоростях ввиду их меньшей массы, чем НКТ. Поднятые штианги укладывают на мостки и между ними прокладывают деревянные рейки. Укладывание штанги должны иметь не менее шести опорных точек, равномерно распределенных по всей их длине. Провисание концов штанг и соприкосновение с грунтом не допускаются.

Для облегчения работы во время спуска штанг обратно в скважину, каждый последующий их ряд должен быть выдвинут к устью скважины против предыдущего ряда на 15-20 см. Обнаруженные при подъеме дефектные штанги откладывают в сторону и по окончанию ремонта убирают с мостков. Перед спуском насосных штанг в скважину каждую из них тщательно осматривают. Не допускается смешивание штанг, изготовленных из сталей различных марок. При спуске ступенчатой колонны необходимо строго придерживаться данных наряда. Перед свинчиванием резьбу тщательно очищают и смазывают графитовой смазкой, а затем закрепляют до отказа.

Отбракованные штанги доставляют на базу, где после сортировки, наиболее сохранившиеся штанги отбирают для применения их в неглубоких скважинах при небольших нагрузках.

Очистка скважин от песчаных пробок.

При добыче нефти из скважин, сложенных слабосцементированными породами, возможно образование песчаных пробок, что, в свою очередь, приводит к нарушению режима ее эксплуатации. Пробки могут образовываться в подъемных трубах, эксплуатационной колонне и даже близко от устья скважины. Мощность их в некоторых случаях достигает нескольких сотен метров.

Для удаления песчаных пробок применяют различные способы. Например, способ удаления их при помощи желонки. Желонка - обычная труба длиной 8-12 м и диаметром 75-100 мм. В низу её расположен клапан, а в верху дужка для прикрепления каната. Желонку спускают в скважину на канате. Когда до пробки остается 10-15 м, лебедку растормаживают. В результате под действием силы тяжести желонка ударяется о песчаную пробку, три этом клапан открывается и некоторое количество песка входит в желонку. В процессе подъема ее клапан закрывается.

На поверхности, чтобы опорожнить желонку, ее ставят клапаном на какой-либо острый стержень, укрепленный в полу скважины или на ящике. При этом клапан открывается и песок с жидкостью выходит из желонки. Освобожденную желонку вновь спускают в скважину.

Способ очистки скважин от песчаных пробок при помощи желонок малоэффективен и рекомендуется только для неглубоких скважин при небольшой мощности пробок. Более рационален способ очистки скважины от песчаных пробок промывкой их водой, нефтью или промывочной жидкостью. Сущность этого способа заключается в следующем.

В скважину до пробки спускают промывочные трубы. Через эти трубы или в затрубное пространство прокачивают под давлением жидкость. Под действием струи пробка размывается, и размытый песок со струей жидкости поднимается по затрубному пространству (или по трубам) на поверхность. На поверхности эта смесь проходит через жалобную систему и попадает в приемные резервуары. По мере вымывания пробки промывочные трубы опускают все ниже и ниже до тех пор, пока вертлюг не дойдет до устья скважины. После этого скважину промывают до относительно чистой жидкости (выходящей из скважины) и приступают к наращиванию инструмента.

Способы промывки подразделяются на прямые, обратные и комбинированные. Выбор промывочной жидкости зависит от характера скважины и геолого-эксплуатационной характеристики продуктивного горизонта. Наиболее удобный и дешевый промывочный агент - вода. Однако в большинстве случаев ее использование может осложнить освоение и эксплуатацию скважины. Иногда применяют нефть и реже промывочную жидкость. При сильных поглощениях промывочной жидкости применяют аэрированную жидкость.

При проведении промывки устье скважины обвязывают специальной арматурой. Для промывки скважин применяют стационарные буровые насосы или передвижные насосные агрегаты.

Рисунок 13- Схема оборудования скважины для подземного ремонта

1— тракторный    подъемник;  2 — стальной канат; 3 —оттяжной ролик; 4 — труба; 5 -элеватор;  6—  штропы;  7—  крюк;       8 -талевый блок; 9 — вышка; 10 — крон-блок; 11 — мостки; 12 — упор для трактора.

11 СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

Исходя из предъявляемых требований, примерная принципиальная технологическая схема показана на рис.12:

Продукция добывающей скважины 1 по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2. В продукцию, как правило, добавляют реагент 3, а если нефть высоковязкая или теряет текучесть при сравнительно высокой температуре (сопоставимой с температурой окружающей среды), то ее подогревают в печи 4. Затем она направляется в газожидкостную сепарационную установку первой ступени дегазации 5 и на установку подготовки нефти (УПН) в сепара­ционную установку второй ступени 6. После этого водонефтяная смесь поступает в деэмульсационную установку 7, где про­исходит обезвоживание и обессоливание нефти, а затем в ста­билизационную установку 8. В технологическом блоке 9 опреде­ляют количество и качество товарной нефти перед сдачей ее в товарный парк. Если по каким-либо причинам готовая нефть не удовлетворяет заданным параметрам, то она автоматически направляется на повторную обработку.

Выделившийся из нефти газ в установках 5, 6 и 8 после соответствующей обработки подается на компрессорную стан­цию 10 и далее на газоперерабатывающий завод. Дренажная вода после деэмульсационной установки 7 по­ступает на установку очистки нефтепромысловых сточных вод 11, где подготавливается для использования ее в системе под­держания пластового давления (ППД) и направляется на кус­товые насосные станции (КНС) 14, оттуда в нагнетательные скважины месторождения 15. На КНС подается также пресная вода с водозаборных устройств 12 через очистные сооружения 13. В случае недостатка избыточной энергии потока добывающих скважин для транспортировки продукции к пунктам сбора и подготовки, в схему включают промежуточные дожимные насосные станции (ДНС) на которые поступает продукция из нескольких групповых замерных установок (ГЗУ).Если месторождение значительно по размерам, а ГЗУ

Рисунок 14- Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки добываемой продукции нефтегазодобывающим предприятием (НГДУ)

разбросаны и удалены от сборного пункта, сооружают несколько ДНС. На дожимных станциях возможен предварительный сброс воды и частичное отделение газа.

Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на месторождениях ОАО Татнефть показана на (рис.13)

Рисунок 15- 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.

Продукция скважины через групповые замерные установки поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или на групповые замерно-насосные установки (ГЗНУ). Давление в трубопроводах для транспорта газонефтяной смеси обеспечивается глубинными скважинными насосами. На ДНС и ГЗНУ осуществляется первая ступень сепарации продукции скважины. Нефть перекачивается насосами на промысловые товарные парки, откуда направляется на прием сепарации второй ступени. Выделившийся газ в сепараторах 1-й ступени транспортируется на ГПЗ бескомпрессорным способом, а из 2-й ступени через компрессорные станции. При необходимости предусматриваются промежуточные компрессорные станции, оборудованные винтовыми насосами.

 Нефть из сепараторов второй ступени поступает в технологические резервуары предварительного сброса пластовой воды установок подготовки нефти. После охлаждения в теплообменниках нефть направляется в товарные резервуары, из которых через узлы учета откачивается на головные сооружения нефтепроводных управлений. Выделившийся на ступенях горячей сепарации и стабилизации, газ поступает в промысловую систему подготовки и транспорта газа.

Общие ресурсы нефтяного газа складываются из газа первой и второй ступени сепарации, несконденсировавшихся газов стабилизации, резервуарных газов, газов горячей ступени сепарации и газа, увлекаемого дренажными водами при подготовке нефти.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель  воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

Однако  гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -700С значительно облегчаются процессы коагуляции капель  воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.