Работа из раздела: «Разное »
Оглавление 1. Введение 2. Технология бурения скважины 2.1. Породоразрушающий инструмент 2.2. Устройство буровой установки 3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта 3.1.1. Пулевая перфорация 3.1.2. Торпедная перфорация 3.1.3. Кумулятивная перфорация 3.1.4. Гидропескоструйная перфорация 3.1.5. Сверлящая перфорация 3.2. Освоение нефтяных скважин 3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности 3.2.2. Снижение давления на пласт компрессором 3.2.3. Свабирование 3.2.4. Имплозия 4. Подъем нефти на дневную поверхность 4.1. Фонтанный способ добычи нефти. 4.1.1. Баланс пластовой энергии 4.1.2. Осложнения при работе фонтанной скважины. 4.1.3. Оборудование фонтанной скважины. 4.1.4. Насосно-компрессорные трубы. 4.1.5. Пакеры, якоря 4.1.6. Фонтанная арматура 4.2. Добыча нефти установками штанговых насосов 4.2.1.Привод 4.2.2. Конструкция штангового насоса 4.2.3. Эксплуатация скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (УШГН) 4.3.Добыча нефти бесштанговыми скважинными насосами 4.4. Установки электроцентробежных насосов 5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды 5.1.Теоретические основы поддержания пластового давления 5.2.Законтурное заводнение 5.3.Внутриконтурное заводнение 5.4.Характеристика закачиваемых в пласт вод 5.5.Технологическое схемы ППД 5.6.Наземные кустовые насосные станции 5.7. Подземные кустовые насосные станции 5.8. Очистка сточных вод 5.9. Конструкция нагнетательных скважин 5.10. Освоение нагнетательных скважин 5.11. Закачка газа в пласт 5.12.Закачка теплоносителей 5.13. Закачка горячей воды 5.14. Закачка пара 5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения 5.16. Закачка углекислоты 5.17. Оборудование для осуществления технологий 5.18.Применение мицеллярных растворов 5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров 5.20. Применение углеводородных растворителей 5.21.Применение щелочного заводнения 5.22.Применение поверхностно-активных веществ 6. Ремонт нефтяных скважин. 6.1. Общие сведения о текущем ремонте скважины. 6.2.Технология капитального подземного ремонта скважин. 6.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом. 6.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны. 6.2.3. Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков. 6.2.4. Изоляция притока подошвенной воды. 6.2.5. Ловильные работы в скважине. 6.2.6. Извлечение упавших труб. 6.2.7. Извлечение установки ЭЦН. 6.2.8. Испытание колонны на герметичность. 6.2.9. Зарезка второго ствола. 6.2.10. Ликвидация скважин. 6.3. Механизмы и оборудование для ремонтных работ. 6.3.1. Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения. 6.3.2. Ловильный инструмент. 7. Сбор и подготовка нефти. 7.1. Групповая замерная установка. 7.2. Установка комплексной подготовки нефти. 8. НГДУ «Чекмагушнефть» 9. Заключение 1.Введение. После окончания первого курса студенты специальности 09.06.00 «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. 2. Технология бурения скважины Технология - это комплекс последовательно выполняемых операций, направленных на достижение определенной цели. Понятно, что осуществить любую технологическую операцию можно только с применением необходимого оборудования. Рассмотрим последовательность выполнения операций при строительстве скважины. Под строительством скважины понимают весь цикл сооружения скважины от начала всех подготовительных операций до демонтажа оборудования. Подготовительные работы включают в себя планировку площади, установку фундаментов под буровую вышку и другое оборудование, прокладку технологических коммуникаций, электрических и телефонных линий. Объем подготовительных работ определяется рельефом, климатической и географической зоной, экологической обстановкой. Так, в условиях болотистых месторождений Сибири необходимо перед началом бурения сооружать насыпные дамбы (острова), на морских месторождениях - устанавливать платформы. Монтаж - размещение на подготовительной площадке оборудования буровой установки и его обвязка. В настоящее время в нефтяной промышленности широко практикуется блочный монтаж - строительство крупными блоками, собранными на заводах и доставленными к месту монтажа. Это упрощает и ускоряет монтаж. Монтаж каждого узла заканчивается опробованием его в рабочем режиме. Бурение скважины - постепенное углубление в толщу земной поверхности до нефтяного пласта с укреплением стенок скважин. Строительство скважины выполняется по заранее составленному проекту и геолого-техническому наряду документам, которыми следует руководствоваться при строительстве и бурении скважины. Бурение скважины начинается с закладки шурфа глубиной 2..4 м, в который опускают долото, привинченное к квадрату, подвешенному на талевой системе вышки. Бурение начинают, сообщая вращательное движение квадрату, а, следовательно, и долоту с помощью ротора. По мере углубления в породу, долото вместе с квадратом опускается с помощью лебедки. Выбуренная порода выносится промывочной жидкостью, подаваемой насосом к долоту через вертлюг и полый квадрат. После того как произойдет углубление скважины на длину квадрата, его поднимают из скважины и между ним и долотом устанавливают бурильную трубу. В процессе углубления возможно разрушение стенок скважин, поэтому их необходимо через определенные интервалы укреплять (обсаживать). Это делают с помощью специально спускаемых обсадных труб, а конструкция скважины приобретает ступенчатый вид. Вверху бурение ведется долотом большого диаметра, затем меньше и т.д. Количество ступеней определяется глубиной скважины и характеристикой пород. Под конструкцией скважины понимают систему обсадных труб различного диаметра, спускаемых в скважину на различную глубину. Для разных районов конструкции нефтяных скважин различны и определяются следующими требованиями. - противодействие силам горного давления, стремящимся разрушить скважину; - сохранение заданного диаметра ствола на всей его протяженности; - изоляция встречающихся в разрезе скважины горизонтов, содержащих разнородные по химическому составу агенты и исключение их смешивания; - возможность спуска и эксплуатации различного оборудования; - возможность длительного контакта с химически агрессивными средами и противодействие высоким давлениям и температурам. Часть скважины, примыкающая непосредственно к нефтяному пласту, оборудуется фильтром, через него происходит переток нефти из пласта в скважину. Фильтр - это перфорированная по толщине пласта труба, являющаяся продолжением эксплуатационной колонны, или опускаемая в скважину отдельно. Если пласт сложен прочными породами, фильтр может не устанавливаться. На месторождениях сооружаются газовые, нагнетательные, пьезометрические скважины, конструкции которых аналогичны нефтяной. Отдельные элементы конструкции скважины имеют следующее назначение: Направление предотвращает размыв верхних рыхлых пород буровым раствором при забуривании скважины. Кондуктор обеспечивает изоляцию водоносных горизонтов, используемых для питьевого; водоснабжения. Промежуточная колонна спускается для изоляции зон поглощения, перекрытия продуктивных горизонтов с аномальными давлениями. Иногда для изоляции участка ствола в глубоких скважинах спускают часть, колонны - хвостовик. Эксплуатационная колонна обеспечивает изоляцию всех, пластов, встречающихся в разрезе месторождения, спуск оборудования и эксплуатацию скважины. В зависимости от числа обсадных колонн конструкция скважины может быть одноколонной, двухколонной и т.д. Забой скважины, ее фильтр, является основным элементом колонны, так как непосредственно обеспечивает связь с нефтяным пластом, дренирование пластовой жидкости в заданных пределах, воздействие на пласт с целью интенсификации и регулирования его работы. Конструкции забоев определяются характеристикой породы. Так в механически устойчивых породах (песчаниках) может выполняться открытый забой. Он обеспечивает полную связь с пластом и принимается за эталон, а показатель эффективности связи - коэффициент гидродинамического совершенства, принимается за единицу. Недостатком такой конструкции является невозможность избирательного вскрытия отдельных пропластков, если они есть, поэтому открытые забои получили ограниченное применение. Известны конструкции забоев с отдельно спускаемыми, заранее изготовленными фильтрами в полностью вскрытый не обсаженный пласт. Кольцевое пространство между низом обсадной колонны и верхней частью фильтра герметизируется. Отверстия в фильтре выполняются круглыми или щелевидными - ширина 0,8...1,5 мм, длина 50...80 мм. Иногда спускаются фильтры в виде двух труб, полость между которыми заполнена отсортированным гравием. Такие фильтры можно менять по мере их загрязнения. Наибольшее применение получили фильтры, образованные в перекрывшей нефтяной пласт и зацементированной эксплуатационной колонне. Они упрощают технологию вскрытия, позволяют надежно изолировать отдельные пропластки и воздействовать на них, но эти фильтры имеют и ряд недостатков. 2.1. Породоразрушающий инструмент Толща земной поверхности сложена породами разной твердости. В верхней части - песок, глина, глубже - песчаники известняки, затем - граниты, кварциты. Это следует учитывать при выборе конструкции породоразрушающего инструмента - долота, являющегося первичным звеном в большой технологической цепи процесса бурения. От долота-зубила, которые применялись при ударном бурении, нефтяники ушли, хотя и эти долота, и метод ударного бурения продолжают применяться для вскрытия неглубоких, преимущественно водяных скважин. Правда, в новом, механизированном варианте. РХ ("рыбий хвост"), или двухлопастные долота, применяют для проходки мягких пород - вязких глин, рыхлых песчаников, мягких известняков, мергелей; трехлопастные долота - для мягких, но не вязких пород; шарошечные долота - для пород с различными механическими свойствами. Поскольку шарошечные, долота получили преимущественное применение, рассмотрим конструкцию шарошечного долота. Оно состоит из корпуса, к которому привариваются три лапы, являющиеся опорными конструкциями для шарошек. Последние по форме напоминают конические шестерни с несколькими рядами зубьев. Шарошки-шестерни укреплены на оси лапы и вращаются в роликовых и шариковых подшипниках. В корпусе выполнены отверстия для подачи промывочной жидкости. При вращении долота шарошки перекрываются по породке, откалывая от нее кусочек за кусочком. Интенсивность разрушения будет зависеть от скорости вращения долота, от усилия, с которым долото будет давить на породу, и от скорости очистки от выбуренной породы. Долговечность работы долота влияет напрямую на время сооружения скважины. Поэтому ведутся работы по повышению износостойкости режущей части долот - путем наплавки твердых и сверхтвердых материалов - карбида вольфрама, алмаза. Алмазные долота позволяют увеличить проходку в твердых породах до 250...300 м и, таким образом, одним долотом заменить 15...20 обычных шарошечных. 2.2. Устройство буровой установки Ранее мы отметили, что бурение скважины есть процесс разрушения породы в заданном пространственном интервале, имеющем целью образования в земной поверхности скважины. Однако этот результат может быть достигнут посредством вовлечения в процесс специального оборудования, функционально объединенного одной задачей и технологически составляющего единый комплекс - буровая установка. Современную буровую установку составляет следующее оборудование. Вышка является грузоподъемным сооружением, для чего снабжается специальной полиспастной (талевой) системой. В нее входят: кронблок, талевый блок, крюк и металлический канат. Кронблок и талевый блок - система не перемещающихся и перемещающихся шкивов, через которые переброшен канат. Один конец каната закреплен неподвижно (мертвый конец), второй - укрепляется на барабане лебедки. Работа талевой системы основана на известном правиле механики". при подъеме груза с помощью блока выигрыш в силе равен проигрышу в расстоянии. Нас в данном случае интересует выигрыш в силе, поскольку непосредственный подъем груза значительной массы требует больших затрат мощности. К талевому блоку крепится крюк, на который подвешивается груз, спускаемый в скважину или поднимаемый из нее. В большинстве случаев - это колонна бурильных труб, к самому низу которой крепится долото. Лебедка - механизм, предназначенный для намотки свободного (ходового) конца талевого каната, и осуществления за счет этого спускоподъемных операций. Главным узлом лебедки является барабан, вращательное движение которому сообщает специальный привод. Скорость вращения барабана регулируется пневматическим или ручным тормозом. Ротор - механизм, осуществляющий вращение труб при бурении скважин, а также их свинчивание и развинчивание. Состоит из корпуса, в котором на подшипниках установлен вращающийся стол. Стол имеет отверстие квадратной формы, в которое вставляется первая труба бурильной колонны и имеющая квадратное сечение. Такая конструкция трубы и стола обеспечивает их надежный контакт. Вращение стола осуществляется через коническую пару шестерен, одна из которых связана с карданным валом привода, вторая - со столом, Насос - гидравлическая машина, осуществляющая подачу жидкости (ее называют промывочной) в скважину в процессе бурения. При этом достигаются следующие цели: напор струи жидкости воздействует на породу в области долота, что способствует ее разрушению; выбуренная порода захватывается струей жидкости и выносится на поверхность. В качестве промывочной жидкости используется вода с различными присадками и глинистый раствор. Насос состоит из двух узлов - гидравлического и механического. Гидравлический узел включает в себя два (или три) цилиндра, в которых совершают возвратно-поступательное движение поршни. Клапаны, установленные в цилиндрах, обеспечивают поочередный впуск и выброс жидкости, а воздушный колпак сглаживает пульсирующий характер подачи жидкости. Перемещение поршней обеспечивает механический узел, представляющий собой редуктор с кривошипно-шатунным механизмом. Последний преобразовывает вращательное движение в возвратно-поступательное движение поршней. Механический узел включает в себя шкив, кривошип (коленвал), шатун, крейцкопф. Крейцкопф обеспечивает передачу усилий от шатуна к штоку поршня строго по оси поршня. Насос в целях безопасности, обязательно должен быть укомплектован " предохранительным клапаном, который монтируется на нагнетательном трубопроводе и предотвращает создание в насосе и в трубопроводе давления выше критического. Вертлюг - узел, обеспечивающий подачу промывочной жидкости к буровому долоту через колонну бурильных труб в процессе ее вращения. Для этой цели вертлюг выполнен из двух частей - неподвижной и подвижной. Неподвижная часть соединена с помощью бурового шланга со стояком, по которому подается промывочная жидкость, а подвижная - через квадрат с вращающейся бурильной колонной. Система очистки промывочной жидкости предназначена для очистки выходящей из скважины промывочной жидкости, несущей частицы выбуренной породы и других примесей и подготовки жидкости для повторного использования. Система укомплектовывается специальными ситами для очистки жидкости от выбуренной породы, дегазаторами для отделения газа, емкостью для сбора очищенной жидкости. Механический ключ обеспечивает свинчивание и развинчивание труб, составляющих бурильную колонну. 3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по следующим причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование; - попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину. Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье специальных устройств, перекрывающих ствол скважины - превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности. Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных: компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе. Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта специальными перфораторами, имеющими заряды на пороховой основе. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой. В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин. 3.1.1. Пулевая перфорация Пулевая перфорация скважин заключается. в спуске в скважину на кабель- канате специальных устройств - перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца. Количество отверстий в колонне и их расположение по толщине пласта заранее рассчитывается, поэтому иногда спускают гирлянду перфораторов. Давление горящих газов в стволе-каморе может достигать 0.6...0.8 тыс. МПа, что обеспечивает получение перфорационных отверстий диаметром до 20 мм и длиной 145...350 мм. Пули изготавливаются из легированной стали и для уменьшения трения при движении по каморе покрываются медью или свинцом. Применяют перфораторы типов ПБ-2, ПВН-90. 3.1.2. Торпедная перфорация Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда. с 4...5 г. до 27 г. и в перфораторе применены горизонтальные стволы. Диаметр отверстий - 22 мм, глубина - 100...160 мм, на 1 м толщины пласта выполняется до четырех отверстий. 3.1.3. Кумулятивная перфорация Кумулятивная перфорация - образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора со скоростью 6...8 км/с с давлением 0,15...0,3 млн.МПа. При этом образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным - до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда - до 50 г. 3.1.4. Гидропескоструйная перфорация Гидропескоструйная перфорация - образование отверстий в колонне за счет абразивного воздействия песчано-жидкостной смеси, вырывающейся со скоростью до 300 м/с из калиброванных сопел с давлением 15...30 МПа. Разработанный во ВНИИ и освоенный серийно под шифром АП-6М, пескоструйный аппарат хорошо зарекомендовал себя: глубина получаемых им каналов грушевидной формы может достигать 1,5 м. 3.1.5. Сверлящая перфорация Сверлящий перфоратор - устройство для образования фильтра посредством сверления отверстий. Для этой цели применяют разработанный во ВНИИГИСе (г.Октябрьский) сверлящий керноотборник, электропривод которого связан с алмазным сверлом. Максимальное радиальное составляет 60 мм, что обеспечивает по результатам практики прохождения обсадной колонны, вход в пласт на глубину не более 20 мм. Перфорация получила название «щадящей», так как исключает повреждение колонны и цементного кольца, которые неминуемы при взрывных методах. Сверлящая перфорация обладает высокой точностью образования фильтра в требуемом интервале. 3.2. Освоение нефтяных скважин Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину. Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины нефть. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ. 3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности Такой метод широко применяется и основан на известном факте: столб жидкости, имеющей большую плотность, оказывает на пласт большее противодавление. Стремление снизить противодавление за счет вытеснения из ствола скважины, например, глинистого раствора плотностью Qг = 2000 кг/куб.м пресной водой плотностью Qb = 1000 кг/куб.м ведет к уменьшению противодавления на пласт вдвое. Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта. 3.2.2. Снижение давления на пласт компрессором Если замещение раствора водой не приносит результатов, прибегают к дальнейшему уменьшению плотности: в ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается оттеснить столб жидкости до башмака насосно- компрессорных труб, уменьшив таким образом противодавление на пласт до значительных величин. В некоторых случаях может оказаться эффективным метод периодической подачи воздуха компрессором и жидкости насосным агрегатом, создавая последовательные воздушные порции. Количество таких порций газа может быть несколько, и они, расширяясь, выбрасывают жидкость из ствола. С целью повышения эффективности вытеснения по длине колонны насосно- компрессорных труб устанавливают пусковые клапана-отверстия, через которые сжатый воздух поступает внутрь НКТ сразу же при входе в скважину и начинает «работать» т.е. поднимать жидкость и в затрубном пространстве, и в НКТ. 3.2.3. Свабирование Метод заключается в спуске в НКТ специального поршня-сваба, снабженного обратным клапаном (рис 2.15.). Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх – клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Так, если скважина до устья заполнена жидкостью, а сваб может быть спущен на глубину 1000 м, то уменьшение давления произойдет на величину уменьшения столба жидкости в затрубном пространстве, откуда часть жидкости перетечет из НКТ. Процесс свабирования может быть повторен многократно, что позволяет снизить давление на пласт на очень большую величину. 3.2.4. Имплозия Если в скважину опустить сосуд, заполненный воздухом под давлением, затем мгновенно сообщить этот сосуд со стволом скважины, то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая таким образом пониженное давление на пласт. Подобный эффект может быть вызван, если в скважину спустить предварительно опорожненные от жидкости насосно-компрессорные труды и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта. Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесенных туда механических примесей, т.е. очисткой пласта. 4. Подъем нефти на дневную поверхность 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. 4.1. Фонтанный способ добычи нефти. 4.1.1. Баланс пластовой энергии Когда давление, под которым находится нефть в пласте, достаточно велико, нефть самопроизвольно поднимается на поверхность по стволу скважины. Таким способ подъема нефти получил название фонтанного. На что же расходуется пластовок давление и какова должна быть его величина, чтобы обеспечить фонтанирование? Во-первых, необходимо преодолеть противодавление заполненного жидкостью ствола скважины – гидростатическое давление Ргст. Во-вторых, надо компенсировать потери, возникающие при движении жидкости в колонне обсадных труб и насосно-компрессорных труб – гидравлические потери Ргид. В-третьих, необходимо обеспечить транспортировку жидкости от устья скважины до сборного пункта – Ртр. Кроме того устье скважины может оказаться выше или ниже сборного пункта и когда необходима энергия на преодоление геометрической разницы высот – Рт. Надо также учесть, что при движении жидкости из зоны повышенного давления (пласт) в зону пониженного давления (скважина) из нее выделяется газ, который, расширяясь, помогает подъему. Обозначив это влияние газа через Ргаз, получим условие фонтанирования: Рпл = Ргст + Ргид + Ртр - Ргаз + Рг (4.1) Подробно теория фонтанирования разработана академиком А.П.Крыловым. При проектировании режима работы фонтанной скважины надо иметь ввиду следующее. Приток жидкости из пласта тем больше, чем меньше будет давление на забое – Рзаб. В то же время пропускная способность подъемника будет тем выше, чем больше будет давление на забое. В процессе работы пласта и подъемника установится равновесие системы – «пласт-подъемник». Приток жидкости из пласта описывается формулой. qn = K(Pпл - Рзаб)n (4.2) Где К – коэффициент продуктивности, куб.м./сут.Мпа; Рпл-пластовое давление, Мпа; Рзаб – забойное давление, Мпа. Пропускная способность подъемника определяется по формуле (4.5), поэтому необходимо стремиться к соблюдению условия qn = qmax Если НКТ спущены до забоя, то Рзаб в формуле (4.2) есть забойное давление. Если НКТ выше забоя, так что глубина скважины Н больше глубины спуска НКТ L: (LH), то: Рзаб – Рбаш + (H – L)* p*q (4.3) В этом случае формула (4.2) примет вид qn = Kn (4.4) где Рбаш – давление на входе в лифт; р-плотность жидкости. При глубине подвести лифта L его диаметр d определится из формулы (4.5) При заданном диаметре лифта глубина его спуска составит: (4.6) где Ру-давление на устье скважины. 4.1.2. Осложнения при работе фонтанной скважины. Отложения парафина Часто встречающимся осложнением при работе фонтанных скважин является выпадение из нефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа. По содержанию парафина нефти принято делить на три класса: 1 – беспарафинистая (содержит менее 1% парафина по массе); 2 – слабопарафинистая (содержит 1-2% парафина по массе); 3 – парафинистая (содержит более 2% парафина по массе). Безводная девонская нефть Туймазинского нефтяного месторождения, например, содержит от 3,7 до 5,5% парафина: пласт Д1 – 5%, пласт Дп – 6 %, турнейский - 1,9%, угленосный – 3,7%. Месторождения Мангышлака содержат 15- 20% парафина (Узень и Жетыбай). Добыча нефти при наличии в ней парафина осложняется выпадением парафиновых отложнений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных линиях, в резервуарах. Парафиновые отложения состоит из парафина, нефти, смолистых компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка. Парафиновые отложения нарушают нормальную работу скважин: их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи нефти. В условиях Башкирии затраты на депарафинизацию промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой нефти. Начало отложения парафина отмечается на глубине 800-900 м. Наибольшие отложения наблюдаются примерно на глубине 100-200 м. Фонтанный лифт диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут. полностью запарафинивается примерно за пять суток. За это время в лифте скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины при этом снижается до 50 т/сут. Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на выпадение парафина из нефти. В пластовых условиях парафин обычно находится в растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования. Выпадению парафина способствует снижение температуры в лифте. Температура начала кристаллизации парафина для месторождений Татарии и Башкирии находится в пределах 15…35 градусов С. Снижение температуры в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в свою очередь снижением давления по мере перемещения частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также при снижении устьевого давления. Опишем метод борьбы с парафином, в основу которого положено свойство парафина прилипать только к шероховатым поверхностям. Ученые С.Ф.Люшин и В.А.Рассказов установили, что на гладких поверхностях отложение парафина не наблюдается. Группой ученых объединения «Башнефть» и НГДУ «Туймазанефть», институтов «УралНИТИ» и «ОФ ВНИИКанефтегаз» были разработаны рецептуры материалов и созданы установки для их нанесения на внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб. Были испытаны поверхности, выполненные из стекла, эмали, эпоксидной смелы. Свойство покрытий различны: стекло температуростойко, кислотоупорно, но хрупко. Вследствие больших нагрузок, действующих на насосно- компрессорные трубы в скважине и разных величин деформаций металла и стекла, стекло отделяется от труб, осыпается, образуя стеклянные пробки. Эмаль более прочна, чем стекло, стойка к агрессивным жидкостям, но также разрушается при механическом воздействии. Следует сказать, что процесс нанесения стекла и эмали требует нагрева трубы до 700оС и выше, что вызывает изменения в структуре металла и ведет к снижению прочности. Эпоксидная смола является упругим материалом, наносится при температуре +100оС, процесс нанесения может быть осуществлен в условиях промысловых мастерских. При высоком качестве подготовки поверхности и соответствующем подборе материалов покрытие долговечно и надежно, противостоит парафинообразованию. Следует упомянуть и метод борьбы с парафином, заключающийся в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая система, состоящая из скребков переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой, программного реле времени и концевых выключателей. Конструктивно скребки были выполнены так, что при движении вниз они уменьшали свой диаметр, что обеспечивало им свободной проход даже при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме же они увеличивали диаметр и срезали парафин. Скребки в некоторых нефтяных районах применяются и в настоящее время. Очистка устьевой арматуры, а также труб от парафина производится депарафинизационным передвижным агрегатом, представляющим собой автомобиль, на котором установлен нагреватель. В нагревателе монтируется труба, через которую прокачивается жидкость. Здесь она нагревается до определенной температуры и направляется в скважину. Агрегат может быть подключен на «циркуляцию», т.е. выходящая из скважины жидкость направляется в печь, подогревается до 100оС и возвращается в затрубное пространство скважины. В процессе циркуляции производится очистка ствола скважины и НКТ. 4.1.3. Оборудование фонтанной скважины. 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. 4.1.4. Насосно-компрессорные трубы. Насосно-компрессорные трубы в нефтяных скважинах выполняют следующие основные функции: а) являются каналом для подъема добываемой жидкости; б) служат для подвески глубинного оборудования; в) являются каналом для проведения различных технологических операций; г) являются инструментом для воздействия на забой и призабойную зону. В зависимости от назначения и условия их применения НКТ называют: а) фонтанными (или лифтовыми) – при применении в фонтанных скважинах для подъема жидкости; б) насосными при эксплуатации в насосных скважинах; в) компрессорными при применении в компрессорных скважинах. Насосно-компрессорные трубы по конструкции подразделяются на: а) гладкие; б) с высаженными наружу концами. Гладкие НКТ имеют одинаковый внутренний диаметр по всей длине. Они не равнопрочны: прочность их в резьбовой части составляет 80-85% прочности тела трубы. НКТ с высаженными наружу концами – равнопрочны: прочность их в резьбовой части равна прочности в любом сечении трубы. ГОСТ 633-80 регламентирует выпуск бесшовных (цельнотянутых) НКТ следующих условных (наружных) диаметров, мм: гладкие – 48, 60, 73, 83, 102, 114 и с высаженными наружу концами – 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114. Толщина стенок от 4 до 7 мм, длина трубы от 5,5 до 10 м (в среднем 8 м). НКТ выпускаются из стали группы прочности Д, К,Е,Л,М. Конструкция резьбового соединения специальная. Резьба в НКТ – коническая. Преимущества таких резьб: а) возможность обеспечить герметичность без уплотняющих средств; б) возможность ликвидации в резьбе зазоров; в) более равномерное распределение нагрузки; г) сокращение времени на сборку – разборку. 4.1.5. Пакеры, якоря Пакеры – устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков скважины, например, призабойной зоны от остальной части. При этом они выполняют следующие функции: - защищают обсадную колонну от воздействия пластового давления; - препятствуют контакту с ней агрессивных пластовых жидкостей и газов; - способствуют давлению газа только в НКТ, увеличивая их коэффициент полезного действия; - создают возможность раздельной разработки отдельных пластов и пропластков; - позволяют осуществлять направленное устьевое воздействие на отдельные пропластки и пласты при технологических операциях. Процесс разобщения производится механическим, гидравлическим и гидромеханическим воздействием на резиновый пакерующий элемент, увеличивающий при этом диаметральный габарит. В зависимости от вида воздействия на разобщающий элемент получили применение пакеры механического («М») или гидравлического («ГМ») действия. Пакер работает так. После спуска на заданную глубину на насосно- компрессорных трубах в последние бросают шарик, который устанавливается в седле. Закачкой жидкости в НКТ в пакере создают давление, которые передается через канал «А» под поршнем и вызывает его перемещение. Поршень толкает плашкодержатель с усилием, обеспечивающим срезание удерживающего винта 10. Продолжая движение вверх, он надвигает плашки на корпус и приживает их к эксплуатационной колонне. Расжатие манжет производится за счет массы труб, воздействующих на упор. При дальнейшем увеличении давления (до 21 МПа) срезается винт, удерживающий седло с шариком, и они выпадают из корпуса, освобождая проходное сечение пакера. Подъем пакера осуществляется после снятия осевой нагрузки и перемещения вверх ствола, конуса, упора. Это способствует возвращению в первоначальное положение плашек и манжет. Якорь предназначен обеспечить дополнительную силу для надежного удержания пакера в заданном интервале. Для этого якорь соединяется в один блок с пакером и спускаются в скважину одновременно. Удерживающими элементами в якоре являются плашки, срабатывающими от давления, создаваемого в колонне НКТ и передаваемого через канал под поршень. Принцип его работы аналогичен работе пакера. При снятии давления и подъеме НКТ плашки возвращаются на свое место, освобождая якорь. Якорь может быть конструктивно совмещен с пакером и тогда в шифр пакера вводится буквы «я» (например, ПД-ЯГМ). 4.1.6. 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. 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. 4.2. Добыча нефти установками штанговых насосов 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. Рассмотрим устройство и работу отдельных узлов УШГН. 4.2.1.Привод Приводы классифицируются: а) по роду используемой энергии – на механические, гидравлические, пневматические; б) по числу обслуживаемых скважин – на индивидуальные и групповые; в) по типу первичного двигателя – на электрические и тепловые. 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. Устройство серийного станка-качалки по ГОСТу 5866-76 описывается следующим образом. 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. Принципиальный отличительной особенностью всех без балансирных СК является отсутствие качающегося балансира. Примером без балансирного механического привода является следующая конструкция. Она состоит из опорной стрелы, на верхнем конце которой расположено сдвоенное цепное колесо и роликовые цепи. Концы цепей крепятся к траверсе. К последней присоединены шатуны. Редуктор имеет привод от электродвигателя. На ведомом валу редуктора укреплены V-образный формы с отверстиями для крепления шатунов. На окружности диска устанавливаются противовесы. За рубежом применяются несколько типов без балансирных приводов, одной из разновидностей которых является следующий. Он состоит из стальной фермы, устанавливаемой на устье скважины. На верхней площадке фермы установлен приводной двигатель с реверсивным редукторов, на выходном валу которого укреплен шкив. Через шкив перебрасывается со стороны фермы уравновешивающий груз, с другой – канат с полированной штангой. Ферма устанавливается на рельсы и может быть откатана при подземном ремонте. Реверсивный редуктор управляется пультом: при достижении полированным штоком крайних положений пульт дает команду на изменение направления вращения. Выпускаются такие СК в США фирмой «Ойл вэл» имеют следующие характеристики: длина хода до 10,2 м, грузоподъемность до 157 кН, число ходов до 2 мин-1, мощность до 30 кВт. За рубежом получили применение гидравлические приводы штанговых насосов. Они включают в себя подъемный цилиндр, уравновешивающий цилиндр, соединенные между собой системой маслопроводов. Гидравлическая силовая часть состоит из насоса и распределительного устройства. Насос нагнетает в подъемный цилиндр масло, в результате чего поршень, а затем и колонна штанг поднимаются. При верхнем положении срабатывает распределительное устройство и масло вытекает из-под поршня. Уравновешивание гидравлического привода происходит путем перетока масла из подпоршневой полости цилиндра при его ходе вниз в подпоршневую полость цилиндра и подъем его поршня. Затем при ходе вверх происходит обратный процесс: масло из под поршневой полости цилиндра перетекает в подпоршневую полость цилиндра, помогая перемещению его поршня вверх. 4.2.2. Конструкция штангового насоса Скважинный насос состоит из цилиндра, поршня и клапанов всасывающего и нагнетательного. При ходе поршня вверх в цилиндре насоса создается разряжение, в результате которого давление жидкости вне насоса оказывается выше, чем внутри. Это вынуждает всасывающий клапан открываться и впустить в цилиндр насосов порцию жидкости. Одновременно, находящаяся над поршнем жидкость оказывает давление на нагнетательный клапан, прижимая его к седлу, и вместе с поршнем перемещается вверх. Через определенное количество ходов вверх (циклов) произойдет заполнение колонны насосно-компрессорных труб и жидкость начнет поступать в устьевой трубопровод. При ходе вниз плунжер в насосах данного типа не совершает работы по подъему жидкости: происходит сжатие заполнившей цилиндр жидкости, закрытие всасывающего и открытие нагнетательного клапанов и переток жидкости из подпоршневой и надпоршневую область насоса. Несмотря на большое количество созданных в настоящее время конструкций скважинных поршневых насосов, их можно разделить на два класса - не вставные и вставные. Вставные насосы по принципу действия не отличаются от не вставных. Отличием является их монтаж в скважине: насос фиксируется на заданной глубине в замковой опоре, устанавливаемой заранее в насосно- компрессорных трубах перед их спуском в скважину. Замковая опора состоит из опорного кольца и пружинного якоря, устанавливаемых в специальной опорной муфте и зажимаемых сверху переводником. Насос имеет конус, сверху крепящийся к направлению штока, а снизу – к упорному ниппелю. Конус садится на опорное кольцо в НКТ, ниппель, разжимая пружины якоря, обхватывается ими, надежно фиксируя насос. Выпускаются вставные насосы под шифром НСВ диаметром 28, 32, 38, 43, 55, 68 мм с длиной до 10 м; массой до 252 кг. Длина хода плунжера от 0,6 до 6 м. Они предназначены для эксплуатации скважин глубиной до 2500 м. Не вставные насосы, выпускаемые промышленностью под шифром НСН, имеют цельно натянутый цилиндр и полый плунжер с гладкой поверхностью, с винтовыми и кольцевыми канавками или углублениями на поверхности. Кроме металлических используют манжетные и гуммированные плунжеры. Винтовые и прямоугольные канавки обеспечивают вынос песка и соскребание его со стенок цилиндра, углубления на поверхности обеспечивают лучшую смазку пары. Зазор между цилиндром и плунжером устанавливается до 0,12 мм в зависимости от характеристики откачиваемой ими нефти: для маловязких нефтей зазор должен быть минимальным для высоковязких – наоборот. Клапанный узел включает в себя корпус, конус, седло, шар. Всасывающий клапанный узел устанавливается в основание цилиндра и может быть поднят из скважины одновременно с плунжером. Для этой цели он снабжается захватным приспособлением, выполненным в виде крестовины, которая входит в прорезь основания и путем поворота последнего фиксируется в ней. Узел нагнетательного клапана устанавливается в верхней или нижней части плунжера и отличается от всасывающего отсутствием захвата. Техническая характеристика насосов типа НСН: внутренний диаметр цилиндра – 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 мм; ход плунжера от 600 мм до 6000 мм; производительность при числе ходов 10 в минуту – 5,5…585 куб.м./сут; предельная глубина спуска – 650…1500 м; габаритные размеры – диаметр наружный 56…133 мм, длина 2785…8495 мм, масса 23,5…406 кг. Среди штанговых насосов можно выделить отдельную группу специальных насосов, созданных для работы в осложненных условиях. Такими условиями принято считать наличие в нефти газа, солей, парафина, песка, воды и других агентов, приводящих к изменению свойств жидкости и условий ее добычи. Вот некоторые из применяемых типов. Манжетные насосы отличаются конструкций поршня и предназначены для эксплуатации скважин, содержащих очень вязкую нефть. Манжеты изготовлены из нефтестойкой резины и собираются на трубе-стержне. Насосы с гуммированным плунжером выпускаются вставного и не вставного типа. Используются для эксплуатации скважин с большим содержанием песка. На кольцевые проточки плунжера запрессовываются 3...4 резиновых кольца. Уплотнение кольца достигается давлением жидкости внутри поршня через отверстие в корпусе, выходящее под кольцо. Телескопические насосы предназначены для эксплуатации скважин с очень высоким содержанием песка и большой вязкостью жидкости (50*10-6м2/с и более). Конструктивно насос выполнен из трех труб: нижняя – неподвижная, является цилиндром насоса и подвижных, скользящих по ней и выполняющих функцию плунжера. Эти трубы вверху соединены. Такая конструкция обеспечивает получение между цилиндром и плунжером большого зазора (до 0,5 мм). Наличие циркулирующей жидкости по зазору обеспечивает вынос песка и гидравлическое уплотнение. Многоступенчатые насосы предназначены для эксплуатации скважин с большим газовым фактором. Состоят из 2-3 плунжеров различного сечения, работающих по принципу «тандем»: нижний плунжер увеличенного диаметра подает газированную жидкость в верхний, где она сжимается под большим давлением вследствие меньшего диаметра верхнего плунжера и цилиндра и т.д. Насосы двойного действия предназначены для эксплуатации высокодебитных скважин малого диаметра. Основан на принципе использования хода штока вверх и вниз для подачи жидкости. Рассмотрим технологические особенности работы УШГН в осложненных условиях. По мере движения ГЖС от забоя скважины к приему насосы из-за снижения давления и температуры происходит выделение газа. Как наиболее подвижный агент, газ первым входит в цилиндр насоса и, заполняя его, препятствует поступлению жидкости. Улучшить это положение можно двумя путями: создать на приеме насоса давление, больше чем давление раз газирования (давление насыщения), или изменить направление движения жидкости на входе в насос таким образом, чтобы газ отделялся от жидкости и уходил в затрубное пространство. Первый метод требует спуска насоса под динамический уровень на очень большую величину, что не всегда достижимо и не экономично. Второй метод требует применения специальных устройств – якорей. И хотя газовых якорей создано в настоящее время много, большинство из них работают на одном принципе – гравитационном разделении газа и жидкости за счет изменения направления движения смеси на 90 или 180 градусов. Выпадение парафина из нефти ведет к перекрытию отверстий фильтра, клапанов, труб. Борьба с парафином ведется несколькими методами: механическими – посредством постоянного соскабливания выделяющегося на внутренней поверхности НКТ парафина укрепленными на штангах скребками; химическими – посредством дозирования на прием насоса химических реагентов, разрушающих парафин; тепловыми – рас плавлением нагреваниями. Примером механического способа борьбы с отложениями парафина являются пластинчатые скребки, получившие распространение на промыслах восточных районов. Скребки уплотняются на штангах через определенные интервалы и периодически поворачиваются с помощью специальных устройств – штанговращателей. Крепление пластины к штанге производится хомутами, которые охватывают штанги и привариваются к пластине. Считается, что за счет деформации сварочного соединения, возникающего после его остывания, пластина надежно будет удерживаться на штанге. Химические методы борьбы с парафином заключаются в подаче химических реагентов в скважину. Опыт показывает, что наиболее целесообразным является дозирование реагента непосредственно на прием насоса с помощью глубинных дозаторов. Приведем описание одного из них. Установка скважинного штангового насоса с дозатором химреагентов состоит из насоса, колонны труб, штанг, корпуса дозатора. Последний связан с контейнером и разделительным поршнем. В корпусе дозатора расположены всасывающий и нагнетательный клапаны, ограничительная решетка, в которой установлена регулирующая втулка клапана. В корпусе дозатора имеются отверстия для поступления пластовой жидкости в насос. Установка работает следующим образом. При всасывании жидкости штанговым насосом происходит подъем клапана, который в свою очередь захватывает через клапан химический реагент. При нагнетании жидкости штанговым насосом клапан захлопывается под действием столба жидкости и пружины. Шток клапана вытесняет реагент в полость всасывания через нагнетательный клапан. По мере расхода реагента давление в контейнере снижается; за счет разницы пластового давления и давления в контейнере происходит перемещение реагента поршнем вверх. При демонтаже производится выдавливание пластовой жидкости из контейнера отворачиванием пробки, через которую производится наполнение контейнера реагентом. Применение данной установки позволяет повысить эффективность внутрискважинной обработки за счет применения химреагента против коррозии, отложений парафина внутри насоса и других осложнений, а также очистки фильтра. Тепловые методы снижения вязкости предполагают спуск в скважину совместно с УШГН электрических нагревателей, к которым по кабелю подается напряжение с поверхности. Известно поднасосное и наднасосное расположение нагревателей, спускаемых в скважину одновременно с насосом. Этот метод основан на жидкостей снижать свою вязкость при нагреве. Насос для откачки жидкости с механическими примесями Механические примеси, содержащиеся в откачиваемой глубинным насосом жидкости, не только приводят к абразивному износу самого насоса и оборудования, но могут привести к сложным авариям. При остановках насоса механические примеси осаждаются из жидкости и накапливаются над насосом, попадают в зазор между плунжером и цилиндром и заклинивают плунжер. Конструкция штангового насоса следующая. Плунжер в верхней своей части жестко закрепляется с одной или несколькими полыми штангами, которые наглухо закрыты и соединены с колонной обычных штанг. На полых штангах смонтированы кольцевые наклонные полки-пескоприемники. Над полками выполнены отверстия, через которые добываемая насосом жидкость из плунжера поступает в подъемные трубы. Полки-пескоприемники выполнены, во-первых, наклонными и, во-вторых, каждая нижерасположенная полка имеет несколько больший диаметр кольца, чем вышерасположенная. Такое конструктивное расположение полок обеспечивает равномерное заполнение механическими примесями межполочных объемов при остановках насоса и снижает гидромеханическое сопротивление потоку жидкости при выходе из плунжера и поступлении в подъемные трубы. Кроме того, при последующем запуске насоса в работу осевший в межполочных объемах песок полностью выносится из них под действием струи жидкости из отверстий. Наклон полок-пескоприемников позволяет обеспечить лучшие условия смыва механических примесей при любой производительности насоса, сократить общее число полок. Насос с принудительной смазкой плунжера Корпус насоса посредством трубы сообщается с затрубным пространством скважины между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами на высоте, обеспечивающей надежное разделение нефти, воды и газа (не более 20 м). Труба внизу соединяется несколькими каналами, выполненныи в корпусе цилиндра со всасывающей частью насоса и кольцевым зазором между плунжером и цилиндром, а сверху заканчивается обратным клапаном. Для уменьшения поперечного габарита труба может иметь эллиптическое сечение и крепиться к корпусу насоса и насосно-компрессорным трубам с помощью хомутов. Насос работает так: при ходе плунжера вверх вследствие разряжения, создающегося в камере, открывается клапан и сюда поступает жидкость из поднасосного пространства скважины, а в трубу через обратный клапан из затрубного пространства скважины засасывается нефть. При ходе плунжера вниз камера оказывается под давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб (клапан открыт), которое значительно превышает давление в трубе. Вследствие этой разницы давлений, нефть из трубы через каналы выдавливается в кольцевой зазор между плунжером и цилиндром, осуществляя их смазку. Клапан на трубе при этом закрыт. При наличии штанговращателя на скважине и, следовательно, периодического поворота плунжера в цилиндре достаточно одной трубки. При отсутствии штанговращателя количество трубок может быть увеличено. Предлагаемая конструкция насоса вследствие принудительной смазки плунжера более работоспособна в скважинах, продуцирующих обводненную и газированную нефть. Штанги Штанги предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка-качалка и являются своеобразным штоком поршневого насоса. Специфика применения штанг наложила отпечаток на их конструкцию. В настоящее время штанга – это стрежень, длиной 8 м, имеющий по концам специальную резьбу, квадратное сечение под ключ и плавные переходные участки. Штанги соединяются между собой муфтами. На одном конце штанги муфта навинчивается на заводе с горячей посадкой и при эксплуатации не отвинчивается. Муфта представляет собой цилиндрическую втулку с внутренней резьбой и мостом под ключ. Резьба на штангах и муфтах не нарезается, а накатывается, что существенно упрочняет резьбу штанг. Промышленность выпускает штанги диаметром 16 (1/2”), 19 (3/4”), 22 (7/8”) и 25 мм (1”). Для возможности регулирования длины колонны выпускаются короткие штанги (метровки) длиной 1200, 1500, 2000, 3000 мм. Ступенчатые колонны штанг соединяют переводными муфтами. Изготовляют штанги из углеродистых и легированных сталей, кроме того для повышения прочности они проходят различную обработку. Получили применение и полые штанги, представляющие собой трубы диаметром 25 мм. Канал этих штанг может использоваться для подъема нефти и доставки в скважину различных веществ. Ведутся испытания непрерывной колонны штанг, представляющие собой отдельные стальные прутки, сваренные между собой. Длина отдельных секций составляет от 180 до 360 м. Для транспортировки и спуска в скважину таких штанг разработано специальное оборудование «ТатНИИнефтемаш». За рубежом внедряются штанги, выполненные в виде троса из металлических проволочек с нейлоновым покрытием и общей нейлоновой оплеткой. Диаметр троса 16 мм, и по прочности он соответствует металлической штанге диаметром 12,7 мм. Новой разновидностью штанг являются штанги из стекловолокна, отличающиеся высокой прочностью и коррозионной устойчивостью. Широкое применение непрерывных штанг позволит ускорить процессы спускоподъемных операций за счет намотки их на барабан вместо поочередного свинчивания – развенчивания. 4.2.3. Эксплуатация скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (УШГН) Длительная работа УШГН в скважине будет обеспечена грамотно подобранным режимом – системой следующих параметров: типоразмер насоса, глубина спуска, величина погружения под динамической уровень, длина хода и число ходов полированного штока, а также нагрузкой на колонну штанг. Проектирование оптимального режима производится по данным исследованиям, на основании которых рассчитывают добывные возможности скважины Qc. Им должны соответствовать возможности оборудования. При оценке работы УШГН следует определять значения ряда показателей. Теоретическая производительность насоса Qт при диаметре плунжера D , длине хода L , числе ходов n и коэффициента подачи составит: Коэффициент подачи есть отношение фактической производительности Qф к теоретической Qт. Погружение насоса hп – разность замеров глубины подвески насоса Нп и динамического уровня hq (отчет замера ведут от устья) hп=Hп-hq Действительная (фактическая) производительность насоса определится соотношением Именно на эту величину следует ориентироваться при подборе насоса к скважине и добиваться равенства QФ=QС Коэффициент подачи насоса зависит от величины утечек жидкости, возникающих при его работе: это утечки в резьбовых соединениях труб, в зазоре между плунжером и цилиндром, в клапанах. Кроме того, происходит неполное заполнение жидкостью цилиндра насоса вследствие наличия в нем «мертвого» пространства. «Мертвое» пространство – это объем в цилиндре насоса, образуемый дном цилиндра и предельным положением плунжера при ходе вниз. При работе насоса «мертвое пространство» заполняется газом, выделяемым из нефти, и исключается из объема цилиндра. Поэтому для характеристики насоса вводится еще одно понятие – коэффициент наполнения Кн. Он представляет собой отношение объема жидкости, заполнившей цилиндр, к полному расчетному объему цилиндра. Глубина погружения наоса под уровень жидкости зависит от содержания газа и воды в нефти и различна для разных скважин и нефтяных месторождений. Как мы ранее рассмотрели, плунжера насоса совершает возвратно- поступательное движение, сообщаемое ему колонной штанг. Работа, совершаемая при ходе вверх, будет затрачена на подъем колонны штанг весом Рш и жидкости весом Рж на высоту L Ав=(Рш+Рж)*L При ходе вниз полезной работы по подъему жидкости не совершается, более того колонна штанг своим весом «тянет» балансир станка-качалки вниз, т.е.: Aн= -Рш*L Таким образом, возникают неравномерные нагрузки на станок-качалку за цикл: при ходе вверх они максимальны, при ходе вниз они отрицательны. Выравнивание нагрузки за цикл осуществляется уравновешиванием – установкой специальных противовесов на балансир (балансирное уравновешивание) или кривошип (кривошипное уравновешивание) станка-качалки. Их цель – накопление энергии при ходе вниз и возвращение ее при ходе вверх. Уравновешивание позволяет снизить потребную мощность электродвигателя станка-качалки в 5…9 раз. Вес колонны штанг определяется из соотношения Pш=q1*L1+…+qi*Li Где q1, q2 …qi – вес 1 м насосных штанг, образующих колонну, H; L1, L2 … Li – длина ступеней колонны, м. Вес жидкости определится из формулы: где Fпл – площадь сечения плунжера, кв.см; L – глубина установки насоса, м; х – плотность жидкости, кг/куб.м; g – ускорение свободного падения, см/кв.с. Максимальная нагрузка Рмах на головку балансира составит Pmax=Рж+Рш(в+m) где в – кэффициент потери веса штанг в жидкости; m фактор динамичности, характеризующий напряженность работы станка-качалки где Рш; Рж – соответственно плотность штанг и жидкости, кг/м3 Здесь S – длина хода сальникового штока, м; n число двойных ходов в минуту. 4.3.Добыча нефти бесштанговыми скважинными 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. (Там, если вы вспомните, привод – станок-качалка, установленный на поверхности, воздействует через колонну штанг на насос, находящийся в скважине на значительной глубине). Хорошо это или плохо – отсутствие штанг? Каковы технические и технологические особенности бесштанговых насосов? Прежде чем установить это, рассмотрим основные виды бесштанговых скважинных насосов, выпускаемые в настоящее время отечественной промышленностью и применяемые на нефтяных промыслах. 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. К БШНГ следует отнести струйные насосы. Разработанные и испытываемые в настоящее время на промыслах союза. Они основаны на принципе подъема нефти за счет эжекционного эффекта, создаваемого потоком подаваемой в скважину жидкости. Применяются и электродиафрагменные насосы, в которых подача жидкости производится перемещающейся диафрагмой. 4.4. 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 (м). 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. Поскольку ЭЦН есть центробежный насос, созданный для эксплуатации нефтяных скважин, это повлекло за собой ряд особенностей, присущих только этому классу насосов, а именно: а) насос должен иметь минимальные габариты, ограничиваемые диаметром скважин; б) насос должен иметь широкий диапазон производительностей и напоров; в) насос подвешивается в вертикальном положении и недоступен осмотру и обслуживанию. 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). Материалом для валов являются легированные стали. 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. 5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды 5.1.Теоретические основы поддержания пластового давления 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. 5.2.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. Помере 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 Qн 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. Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов: - небольшие размеры залежи (отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности 1,5…1,75 км); - пласт однородной с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и по площади; - нагнетательные скважины отстоят от контура нефтеносности на расстоянии 300…800 м, что обеспечит более равномерное продвижение фронта воды и предотвратит образование языков обводнения; - существует хорошая гидродинамическая связь между зоной отбора и зоной нагнетания. К недостаткам законтурного заводнения можно отнести: - большие потери закачиваемой воды из-за ее утечек в сторону, противоположную области нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии; - удаленность линии нагнетания от зоны отбора, что требует значительных затрат энергии на преодоление потерь; - замедленная реакция фронта отбора на изменение условий на линии нагнетания; - необходимость сооружений большого количества нагнетательных скважин; удаленность нагнетательных скважин от основных объектов закачки, возрастающая в процессе разработки, увеличивает стоимость системы. Разновидностью законтурного заводнения является приконтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются вблизи эксплуатационных или между внешним и внутренним контуром нефтеносности. Оно применяется при слабой гидродинамической связи пласта с внешней областью, при небольших размерах залежи. 5.3.Внутриконтурное заводнение Этот метод ППД предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, кольца и т.д. Экономичность данного метода заводнения очевидна: повышается коэффициент полезного действия системы за счет исключения оттока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту отбора. Разновидностью внутриконтурного заводнения являются: площадное, очаговое, избирательное, блочное. Площадное заводнение предусматривает размещение нагнетательных скважин на площади месторождения по одной из схем. Площадное заводнение организуют обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда начинается интенсивное обводнение залежи и другие методы заводнения не достигают цели Нагнетательные скважины располагают по геометрической сетке: пяти-, семи- или девятиточечной. При этом на одну нагнетательную скважину приходится при пятиточечной системе одна эксплуатационная, при семиточечной – две, девятиточечной – три. Очаговое заводнение схематично может быть представлено в виде одной или нескольких нагнетательных скважин, располагаемых в центре залежи и некоторого количества – эксплуатационных на периферии. Такой способ заводнения характерен для небольших по площади, локализованных залежей (линзы, застойные зоны). Избирательное заводнение применяют для вытеснения нефти из отдельных, плохо дренируемых пластов, неоднородных по простиранию. Для его применения необходима информация о характеристике разреза, нарушениях и связях продуктивного пласта с другими. Такие данные можно иметь после некоторого времени разработки залежи, поэтому избирательное заводнение применяют на поздней стадии разработки. Блочное заводнение состоит в разрезании залежи на отдельные части и оконтуривании каждой из них нагнетательными скважинами. Внутри каждого блока бурят добывающие скважины, число и порядок расположения которых определяют расчетами. Блочное заводнение позволяет вводить в разработку месторождение сразу, до его полного изучения и, таким образом, сократить время разработки. Это эффективно для больших месторождений. К существующим недостаткам системы ППД путем закачки воды следует отнести: 1) прогрессирующие обводнение месторождения при большом не извлеченном количестве нефти: так, при обводнении пласта Д1 – на 97%, процент извлеченной нефти составил 54, а в целом по Туймазинской площади – 15% (данные на 1.01.1988 г.); 2) невысокие отмывающие свойства закачиваемой в пласт воды; 3) большое количество осложнений, вызываемых возвращением в пласт добываемых вместе с нефтью пластовых вод, выражающихся в виде разрушений водоводов, засоления водоисточников питьевого водоснабжения, нарушения экологического равновесия. Совершенствование ППД идет по следующим направлениям: 1) разработка новых технологических жидкостей или добавок к воде, улучшающих ее отмывающие свойства и обладающих меньшей агрессивностью по отношению к оборудованию и к природе; 2) разработка надежного контроля за движением жидкости в пласте; 3) разработка метода регулирования фильтрационных потоков в пласте и исключение образования тупиковых и не выработанных зон. По данным 1983 года, заводнение применяется на 260 месторождениях, за счет чего добывается 90% всей нефти. ППД проектируется в начала разработки большинства нефтяных месторождений. ППД получило развитие в виде нестационарного заводнения (в отличие от стационарного – постоянного по объемам и направлению потоков закачиваемой жидкости во времени) и циклического заводнения, заключающегося в изменении направления потоков и объемов закачиваемой и добываемой жидкости. 5.4.Характеристика закачиваемых в пласт вод В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это – пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки. Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи. Основными качественными показателями вод, делающими возможным их применение, являются: 1) содержание взвешенных частиц: оценивается характеристикой заводняемого пласта и регламентируется величиной 40…50 мг/л и размером 5…10 мкм; 2) содержание кислорода – до 1,0 мг/л; 3) содержание железа – до 0,5 мг/л; 4) концентрация водородных ионов (рН) – 8,5…9,5; 5) содержание нефти – до 30 мг/л. Эти данные приведены из опыта применения ППД на Туймазинском месторождении и должны быть пересмотрены при организации ППД в других районах. На Туймазинском месторождении была апробирована химическая обработка пресной воды с целью удаления из нее солей и взвешенных частиц. Впоследствии отказались от многих процессов подготовки воды, считая их неоправданными. Однако, если для этого месторождения, имеющего высокую пористость и проницаемость пластов, отказ от подготовки воды по указанной выше технологии не вызывал значительных осложнений в работе системы, для других районов он мог оказаться неприемлемым. Затем началась закачка пластовых вод, которая потребовала своего подхода. Пластовые воды отличаются большим содержанием солей, механических примесей, диспергированной нефти, высокой кислотностью. Так, вода пласта Д1 Туймазинского нефтяного месторождения относится к высокоминерализованным рассолам хлоркальциевого типа плотностью 1040…1190 кг/куб.м. с содержанием солей до 300 кг/куб.м. (300 г/л). Поверхностное натяжение воды на границе с нефтью составляет 5,5…19,4 дин/см, содержание взвешенных частиц – до 100 мг/л, гранулометрический состав взвешенных веществ характеризуется преимущественным содержанием частиц до 2 мкм (более 50% весовых). Пластовые воды с процессе отделения от нефти смешиваются с пресными, с деэмульгаторами, а также с технологической водой установок по подготовке нефти. Именно эта вода, получившая название сточной, закачивается в пласт. Характерной особенностью сточной воды является содержание нефтепродуктов (до 100 г/л), углеводородных газов до 110 л/куб.м., взвешенных частиц – до 100 мг/л. Закачка в пласт такой воды не может проводиться без очистки до требуемых нормативов, которые устанавливаются по результатам опытной закачки. 5.5.Технологическое схемы ППД Технологическая схема ППД определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин. Можно выделить следующие принципиальные системы ППД: а) автономную систему, когда объект закачки (насосная станция) обслуживает одну нагнетательную скважину и располагается в непосредственной близости от нее; б) централизованную систему, когда насосная станция обеспечивает закачку агента в группу скважин, расположенных на значительном удалении от насосной станции. В свою очередь, централизованная система ППД подразделяется на групповую и лучевую. При групповой системе несколько скважин снабжаются одним нагнетательным трубопроводом: разновидностью групповой системы является применение распределительных пунктов (РП), в этом случае группа скважин подключается непосредственно к РП. При лучевой системе от насосной станции к каждой нагнетательной скважине подводится отдельный нагнетательный водовод. Автономная система включает в себя водозаборное сооружение, станцию подъема, нагнетательную насосную станцию, нагнетательную скважину. Водозаборное сооружение является источником водоснабжения: здесь осуществляется добыча воды для целей закачки в пласт. Водозаборы подразделяются на: а) подрусловые; б) открытые. В подрусловых водозаборах вдоль русла рек бурятся подрусловые скважины глубиной 12…15 м и диаметром 300 мм до водоносного горизонта. Подъем воды производится спускаемым в скважину артезианским или электрическим насосом. В сифонных водозаборах откачка воды из скважин производится под действием вакуума, создаваемого специальными вакуум-насосами в вакуум- котле, и откачка поступающей в них воды насосами на насосную станцию П подъема и объекта закачки. В открытых водозаборах насосный агрегат устанавливается вблизи водоисточника и откачивает из него воду на объект закачки. Могут применяться заглубленные насосные станции с расположением насосов ниже уровня реки. В последние годы все большую долю закачиваемой в пласт воды занимают сточные воды, которые проходят очистку на специальных сооружениях и ими же откачиваются на объекты закачки. Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины. Кустовая насосная станция (КНС) представляет собой специальное сооружение, выполненное из бетона или кирпича, в котором размещается насосное и энергетическое оборудование, технологическая обвязка, пусковая и регулирующая аппаратура. В последние годы получили распространение блочные НКС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде. 5.6.Наземные кустовые насосные станции Техническая характеристика кустовой насосной станции определяется следующими факторами: а) суммарной приемистостью нагнетательных скважин, образующих общую производительность КНС: б) давлением нагнетания (давление, при котором нагнетательные скважины принимают заданный объем воды, плюс потери на трение, на местное сопротивление, на преодоление разности геометрических высот); в) количеством подключаемых нагнетательных скважин, определяемых габаритами КНС. На два работающих насоса следует иметь один резервный. Промышленность освоила выпуск КНС в блочном исполнении (БКНС). При этом монтаж основного технологического оборудования, обвязки и аппаратуры выполняется на заводах в отдельных блоках, а на месте установки блоки монтируются и привязываются к существующим коммуникациям. В результате монтаж КНС сокращается до 55 дней при уменьшении стоимости строительно-монтажных работ на 80%. Стационарная КНС строится более 280 дней. БКНС составляют следующие блоки: а) насосный блок (в зависимости от количества насосных агрегатов может занимать до 4 блоков); б) блок низковольтной электроаппаратуры; в) блок управления; г) блок распределительного устройства; д) блок напорной гребенки (количество блоков определяется количеством скважин). Каждый блок монтируется на металлической раме и транспортируется к месту монтажа на трайлерах или по железной дороге. 5.7. Подземные кустовые насосные станции Подземные кустовые насосные станции представляют собой электроцентробежные насосы большой производительности УЭЦП (установки электроцентробежные для поддержания пластового давления). Они могут быть спущены в артезианские скважины и одновременно добывать воду и закачивать ее в пласт. По такой схеме работает УЭЦП на промыслах Восточной Сибири. Поскольку диаметр УЭЦП превышает диаметр обычных эксплуатационных скважин, применение их требует сооружения специальных скважин. На промыслах Башкирии и Татарии используют УЭЦП в специальных шурфах (глубина до 30 м, диаметр 700 мм), куда подают воду от водозаборов. Здесь же получили применение для целей ППД серийные УЭЦН, которые могут размещаться в шурфе или в обычной скважине, перекрытой на глубине 30…40 м цементным мостом. Вода подается в этом случае в затрубное пространство или добывается из водоносного горизонта этой скважины. Получили ограниченное применение УЭЦН для одновременной добычи и закачки воды в одной скважине. 5.8. Очистка сточных вод В настоящее время с целью сокращения потребления пресных вод и утилизации добываемых пластовых вод широко применяется использование для целей ППД сточных вод. Вода должна пройти предварительную очистку от мехпримесей (до 3- мг/л) и нефтепродуктов (до 25 мг/л). Наиболее широко распространенный способ очистки – гравитационное разделение компонентов в резервуарах. При этом применяется закрытая схема. Отточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс.мг/л и мехпримесей до 1000 мг/л поступает в резервуары-отстойники сверху. Слой нефти, находящийся вверху, служит своеобразным фильтром и улучшает качество очистки воды от нефти. Мехпримеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются из резервуара. Из резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС. Для накопления и отстоя воды применяют вертикальные стальные резервуары. На внутреннюю поверхность резервуаров наносятся антикоррозийные покрытия с целью защиты от воздействия пластовых вод. 5.9. Конструкция нагнетательных скважин В большинстве своем нагнетательные скважина по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным. Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем. Надпакерное пространство следует заполнить нейтральной к металлу жидкостью (можно и нефтью). Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема воды, зумпф, глубиной не менее 20 м для накопления механических взвесей. Целесообразно применение вставных (сменных) фильтров, которые могут периодически подниматься из скважин и очищаться. Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций промывок, освоения, обработок и т.д. Наиболее распространена на месторождениях восточных районов арматура типа 1АНЛ-60-200. Арматура состоит из колонного фланца, устанавливаемого на обсадную колонну, крестовины, применяемой для сообщения с затрубным пространством, катушки, на которой подвешиваются НКТ, тройника для подачи нагнетаемой жидкости в скважину. Пакер применяется для разобщения отдельных участков ствола скважины. Получили широкое применение пакеры механического или гидромеханического действия, рассчитанные на перепад давления до70 Мпа. Пакер спускается в скважину одновременно с якорем. Назначение и конструкция пакера и якоря принципиально не отличаются от применяемых при фонтанной эксплуатации скважин. 5.10. Освоение нагнетательных скважин Освоение нагнетательных скважин – комплекс мер, связанных с пуском их в работу. В большинстве своем – это меры, проводимые для эксплуатационных скважин: очистка призабойной зоны пласта от привнесенного в процессе бурения глинистого раствора, образование сети трещин. Но для скважин, вводимых под нагнетание из нефтяных, причем проработавших длительное время, возникает ряд специфических трудностей. Рассмотрим некоторые виды освоения. Свабирование представляет собой наиболее простой и вполне эффективный способ освоения скважин. Состоит в спуске в скважину поршня с клапаном, открывающимся при движении поршня вниз и закрывающимся при подъеме. При этом поршень поднимает столб жидкости, находящийся над ним, который может достигать сотен метров (по данным БашНИПИнефть – 300 м). В результате происходит резкое снижение давления на пласт и выброс из него с большой скоростью жидкости с механическими взвесями. Эффект может быть усилен за счет применения пакера: перепад в этом случае может достигнуть 500 м. Однако, при свабировании не исключены случаи возникновения фонтанирования скважины, а также затруднена герметизация устья скважины. Гидросвабирование – метод чередующихся циклов закачки воды в пласт и ее прекращения с выбросом на поверхность определенной порции жидкости из пласта, содержащей посторонние примеси. Эффективность метода состоит в создании депрессии на пласт путем резкого открытия задвижки на устье скважины. Кислотная обработка широко применяется для очистки призабойной зоны пробуренной скважины от глинистого раствора. Для этой цели используется соляная кислота (НСI), серная (H2SO4), плавиковая (HF) и другие кислоты. Если нефтесодержащие породы сложены известняками, доломитами, то для таких пластов рекомендуется соляная кислота. Хлористый кальций и хлористый магний – вещества, хорошо растворимые в воде, углекислый газ растворяется в воде при давлении свыше 7,6 Мпа, или уносится из скважины в газообразном виде. Терригенные коллекторы (песчаники, алевролиты) подвергаются эффективному воздействию плавиковой кислоты (HF): Наличие в терригенных коллекторах карбонатов и глин замедляют процесс воздействия плавиковой кислоты, поэтому в этих случаях используют соляной и плавиковой кислоты – глинокислоты (HF – 4%, НСI – 8%). Применяют и другие кислоты. Освоение скважины после бурения независимо от того, будет эта скважина добывающей или нагнетательной, преследует одну общую цель – очистить призабойную зону пласта от привнесенного в нее в процессе бурения глинистого раствора. Следует выделить работу по освоению под закачку скважин, ранее работавших как добывающие. Специфика освоения таких скважин состоит в том, что воздействие на них кислотой не приводит к эффекту вследствие надежного покрытия пор продуктивного пласта нефтяной пленкой. Для освоения таких пластов нами предложена технология, базирующая на предварительной закачке в пласт растворителя, его выдержке в течение 2…5 часов и последующей промывке скважины. 5.11. Закачка газа в пласт Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии на них водой набухают, уменьшается проницаемость. При этом следует иметь в виду следующее: а) энергоемкость закачки газа будет значительно выше из-за его меньшей по сравнению с водой плотностью (в 7…15 раз) и необходимостью создания на устье скважин давления, равного по величине забойному. б) газ – сжимаемое вещество, вследствие сего каждый раз при остановках и ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину до величины Рзаб. Потребность в суточной закачке газа V может быть определена так: V = Vн + Vв + Vг Здесь Vн, Vв, Vг – объемы извлекаемой нефти, воды, газа, приведенные к пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные потери газа (утечки, поглощение), объем закачиваемого газа Vнаг должен быть выше расчетного в n раз: Vнаг=n*V n = 1,5…1,20. При закачке газа необходим тщательный контроль как за состоянием герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам наиболее частое осложнение в этой системе. 5.12.Закачка теплоносителей Известно, что повышение температуры ведет к снижению вязкости, а, следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с вязкостью в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры пласта может оказаться наиболее приемлемым методом. Следует также иметь ввиду, что и на вполне благополучных месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, загустению нефти и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1. Для разработки таких месторождений в стране создано научно- производственное объединение «Союзтермнефть». Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», показали, что при закачке горячей воды коэффициент нефтеотдачи может быть повышен: при температуре закачиваемой воды 30оС – до 0,432, при 100оС – до 0,745, при 200оС – до 0,783. С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение нефти на границе с пластовой водой: при Т – 20оС поверхностное натяжение 6,05 эрг/кв.см., при 60оС – 2,34 эрг/кв.см. Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КНО – 86,3%, горячей воды – 78,31%, горячего воздуха – 46,24%. 5.13. Закачка горячей воды Способ сравнительно легко осуществим. При закачке в пласте формируются две зоны: зона с подающей температурой и зона с первоначальной пластовой температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность, ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Это приводить к увеличению КНО. Технологические расчеты, связанные с закачкой горячей воды, ведут в следующей последовательности. Радиус теплового влияния через известное время t определяют по уравнению: где а – средний коэффициент температуропроводности горных пород, окружающих нагнетательную скважину, кв.м/ч; t – время, ч (а=3,077 10-3 кв.м/м). 5.14. Закачка пара При закачке пара в пласт формируются три зоны: первая зона, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне; вторая – зона горячего конденсата (воды), в которой та снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой; третья – зона, не охваченная тепловым воздействием, в которой температуры равна пластовой. Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей водой вследствие более низких капиллярных сил, из-за более высокой температуры пара, более высокой его смачиваемости и подвижности. Механизм вытеснения нефти аналогичен вытеснению при закачке горячей воды. В качестве примера рассмотрим паротепловое воздействие (ПТВ) на пласт на месторождении Оха (Сахалин), которое характеризуется следующими данными: текущий КНО до ПТВ – 20%, пласты – сцементированный песок, нефтенасыщенная толщина 22…36 м, глубина залегания 100…950 м, пористость 27%, проницаемость – 1500 мД, плотность 0,92…0,95 г/куб.см, вязкость – 2000 Мпа-с. В 1968 г. начали ПТВ с расходом пара 2 тыс.т, в течение 8 лет КНО возрос до 52%, добыча нефти увеличилась со 147,4 тыс. т до 250 тыс.т, а объем закачки пара со 156 тыс. т до 750 тыс.т в год. ПТВ в настоящее время ведется на месторождениях Катангли (Сахалин), Ярегском (Коми), Хорасаны (Азербайджан) и других. Эффективность метода доказана. В настоящее время разрабатываются новые разновидности метода – циклическая закачка пара, закачка высокотемпературной воды (Т = 320…340оС при давлении 16…22 Мпа) и другие. На территории СНГ к настоящему времени несколько сот залежей высоковязких нефтей, 50% из них законсервировано. КНО на таких месторождениях не превышает 15%. 5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных коммуникациях. Так, в поверхностных паропроводных теряется 0,35…3,5 млн.кДж/сут на каждые 100 м трубопровода, а в скважине – 1,7 млн.кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ. Поэтому более эффективным представляется источник тепла, расположенный непосредственно в пласте. Таким источником является очаг внутрипластового горения. Метод заключается в следующем. На забое нагнетательной скважины с помощью горелок различной конструкции создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в пласте. Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают окислитель-воздух или кислородосодержащую смесь в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400оС и улучшает процесс вытеснения нефти. Факт горения представлен несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом горении (ВГ) действуют одновременно все известные методы воздействия на пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов. Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой – коксоподобные остатки нефти – являются топливом, поддерживающим очаг горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой 450…500оС вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов. 3. Горение коксоподобного остатка. 4. Плавление парафина и асфальтенов в порах породы. 5. Переход в паровую фазу платсовой воды, находящейся перед фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой. 7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения. 8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения. В пласте образуются несколько зон: I – выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса; II – зона горения, в которой максимальная температура достигает 300…500оС; III – зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг нефти, пластовая и связанные воды превращаются в пар; IV – зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам газами, образовавшимися в результате горения СО2, СО, N; V – зона увеличенной насыщенности; VI – зона увеличенной нефтенасыщенности, в которую перемещается нефть из предыдущих зон, температура в этой зоне близка к первоначальной; VII – невозмущенная зона, в которой пластовая температура остается первоначальной. Экспериментальные работ позволили установить следующие количественные данные: 1) на горение расходуется до 15% запасов пластовой нефти; 2) горение ведется при температуре около 375оС, на что требуется 20…40 кг кокса на 1 куб.м. породы; 3) для сжигания 1 кг кокса требуется 11,3 куб.м. воздуха при коэффициенте его использования 0,7…0,9. Например, на залежи Павлона Гора за 66 суток было закачено 600 тыс.куб.м. воздуха. Материальный баланс процесса ВГ представляется так: Iн = Iнд + Iнг + Iуг где Iн – количество нефти до процесса; Iнд - количество добытой нефти в регультате ВГ; Iнг – количество сгоревшей нефти; Iуг – количество нефти, превратившейся в углеводородный газ. 5.16. Закачка углекислоты Углекислый газ СО2, закачиваемый в пласт в жидком виде, смешиваясь в нефтью, уменьшает ее вязкость, увеличивает подвижность, снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-порода» Жидкая углекислота экстрагирует из нефти легкие фракции, создавая активно-действующий на породу вал из смеси СО2, и углеводородов и способствующий лучшему отмыванию нефти из пласта. Установлено и химическое взаимодействие СО с породой, ведущее к увеличению ее проницаемости. По данным БашНИПИнефть нефтеотдача заметно увеличивается после применения СО концентрацией 4…5% (по массе). Свойства СО2,: бесцветный газ, относительная плотность 1,529 кг/куб.м., критическая температура 31,1 СО2; критическое давление 7,29 Мпа; плотность 468 кг/куб/м; при Т=20оС Р = 5,85 Мпа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/куб.м. Хорошо растворяется в воде и нефти, снижая ее вязкость на 10…500%. В настоящее время реализовано несколько технологических схем закачки углекислоты в пласт. Вот несколько из них: закачка карбонизированной воды, закачка углекислого газа, создание оторочки из СО с последующим вытеснением водой, углеводородами или их смесью. По данным исследований нефтеотдача при применении углекислоты значительно возрастает при увеличении оторочки до 10% порового объема пласта. Источниками СО2 являются обработанные газы тепловых установок (11…13%) побочная продукция химических производств (до 99%), месторождения нефтяных газов (до 20%). Закачка СО2 впервые была осуществлена на Александровской площади Туймазинского месторождения в 1967 г. На 1.01.1975 г. в пласт было закачено 252,5 тыс.куб.м. карбонизированной воды с концентрацией СО2 – 1,7%. Израсходовано 4,1 тыс.т. углекислоты. Установлено увеличение охвата пласта заводнением по мощности на 30%, приемистость нагнетательных увеличивается на 10…40%. Возврат углекислоты в виде добытой жидкости составил 238,8 т (5,7% от закачанной в пласт). Крупномасштабные работы по закачке СО2 ведутся на ряде месторождений США. Так, на месторождении Форд-Джерелдин с 1981 г. ведется закачка СО2 в объеме 570 тыс.куб.м./сут через 98 нефтяных скважин по пятиточечной сетке. Нефть добывают из 154 скважин. Характеристика месторождения: глубина пласта 815 м, пористость 23%, толщина 7 м, проницаемость 64-10 кв.мкм, вязкость нефти 1,4 Мпа-с, плотность 815 кг/куб.м., пластовая температура 28оС. Давление закачки 13,6 Мпа, стоимость СО2 46..53 долл. За 1000 куб.м. Эффективность применения СО2 оценивается дополнительно добытой нефтью, величина которой различна для разных районов и составляет до 12% от начальных геологических запасов. 5.17. Оборудование для осуществления технологий Закачка газа в пласт осуществляется компрессорами высокого давления. В частности, промышленность выпускает для этих целей автономные компрессорные станции КС-550, а также газомоторкомпрессоры 10-ГКМ1--125 с подачей 24000 куб.м./час и давлением на выкиде 12,5 Мпа. Могут быть выбраны и другие типоразмеры, исходя из условий. Одной из принципиальных особенностей закачки в пласт теплоносителей является необходимость доставки на забой скважины и продвижения в пласте теплоносителя с высокой температурой, способной воздействовать не только на нефть, но и на породу с целью отделения от нее компонентов, отличающихся высокими адгезионными свойствами. Поэтому оборудование, применяемое для этой цели, должно удовлетворять ряду требований, главные из них: а) возможность генерировать расчетные объемы теплоносителей (пара) в течение длительного времени; б) доставка теплоносителя на забой с возможно меньшими потерями. Система пароподготовки включает в себя следующие узлы: узел водоподготовки; узел парообразования; узел подготовки пара перед закачкой в скважину. Воздействие на пласт движущимся очагом горения (ДОГ) предполагает создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее его перемещение к эксплуатационной скважине. Отечественная промышленность выпускает для этих целей оборудование типа ОВГ-1м, ОВГ-2, ОВГ-3, ОВГ-4, разработанное в ТатНИИнефтемаш. Технологическая схема процесса следующая.Компрессоры низкого давления подают воздух к компрессорам высокого давления, которые закачивают его в пласт. Инициирование (зажигание) горения производится электрическими нагревателями, спускаемыми в скважину на кабель тросе. В комплект установки входит блок измерения и регулирования, рассчитанный на подключение 8 скважин. Закачка окиси углерода требует специальной технологии и оборудования. Учитывая специфику СО2 (ее агрегатное состояние зависит от давления и температуры), перекачку можно проводить в газообразном (критическая температура более 31оС и давление 7,29 МПа) или жидком состоянии (температура минус 15…40оС, давление 2,5 МПа). Особенность закачки окиси углерода состоит также в том, что растворяясь в воде, она образует углекислоту, отличающуюся высокой коррозионной активностью к оборудованию. Эти факторы следует принимать во внимание, проектируя разработку месторождения. Выбор средств перекачки зависит от физического состояния СО2; для газообразного – компрессоры, для жидкого – насосы. 5.18.Применение мицеллярных растворов Мицеллярные растворы – смесь диспергированных одна в другой жидкостей, например, углеводорода в воде, нефти в воде и т.д. Повышение нефтеотдачи при применении мицеллярных растворов (МЦР) достигается за счет уменьшения поверхностного натяжения на границе фаз, регулирование вязкости вытесняемой и вытесняющей сред, восстановление проницаемости коллектора и его охват воздействием. Мицеллярыне растворы – термодинамически устойчивые системы с размером частиц 10-6…10-4 мм. Стабилизация растворов поверхностно-активными веществами придает им устойчивость, они образуют агрегаты (мицеллы), способные удерживать воду. МЦР могут быть и гидрофильными и гидрофобными, они не коагулируют и не коалесцируют. Опыты показали, что МЦР успешно применимы в песчаниках, малоэффективны в карбонатах. Проницаемость ниже 50 кв.мкм для применения МЦР не рекомендуется, остаточная нефтенасыщенность более 20…25%, вязкость нефти от 2…3 до 10…20 Мпа-с, предельное содержание солей в пластовой воде 4…5%, температура пласта не более 65…75оС. При закачке воздают оторочку из МЦР, затем идет волна буферной жидкости. 5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров Применение воды, отличающейся пониженной по сравнению с нефтью вязкостью и следовательно, более высокой подвижностью, вызывает неравномерное ее продвижение по пласту, образование языков и направленных потоков. В целях повышения эффективности процесса применяют методы искусственного увеличения вязкости закачиваемой воды путем добавки в воду полимеров. Получил применение полиакриламид (ПАА), отличающийся хорошей растворимостью в воде и высоким молекулярным весом. Регулируя количество ПАА, можно добиться требуемой вязкости вытесняющего раствора и повышения нефтеотдачи на 7…10%. Концентрация раствора – 0,025…0,5%, объем оторочки – не менее 30% порового пространства. Критерием эффективности применения полимерного заводнения является количество дополнительно добытой нефти на 1т полимера. Установлено, что применение загустителей приводит к снижению расхода для заводнения, выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин, снижению темпа обводнения. Промышленное воздействие применялось с 1975 года на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения. Закачку раствора полиметра с концентрацией 0,05% вели в пласт с характеристикой нефти – 18 Мпа-с, р = 0,886 г/куб.см, обладающей неньютоновскими вязкопластичными свойствами. 5.20. Применение углеводородных растворителей Физической смысл применения углеводородных растворителей в качестве вытесняющих агентов очевиден: вязкая нефть, парафин, смолы могут быть эффективно растворены, а также отмыты от породы различными растворителями. Проблема состоит в том, чтобы подобрать наиболее дешевый и эффективный растворитель, добиться оптимального процесса вытеснения, при котором критериальный показатель – количество дополнительно извлеченной нефти на 1 т растворителя, был бы максимальным. Были изучены вытесняющие свойства растворителей – бензола, толуола, этилового спирта, дивинила, ароматических углеводородов и других. Рациональным решением применения растворителя является создание оторочки из него и последующее вытеснение растворителя буферной жидкостью, например, загущенными полимерами жидкостями. Известны данные о промышленном применении жидкости РСУО – реологической системы на углеводородной основе, состоящей из двухфазной пены и углеводородного растворителя. Она обладает псевдопластическими свойствами, регулирующими подвижность фаз находящейся в пласте жидкости. Испытание метода на Сураханском месторождении производилось в течении 1976-77 годов. В нагнетательную скважину была закачана оторочка РСУО из смеси 100 куб.м. воды, 2,5 т сульфанола и 17 куб.м. углеводородного растворителя. Оторочка позволила ликвидировать прорыв воздуха к добывающим скважинам, возникавший при осуществлении ППД с помощью сжатого воздуха. Было получено увеличение добычи нефти. 5.21.Применение щелочного заводнения Метод закачки в пласт щелочей основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефть щелочной раствор и преобразования характера смачиваемости породы вытесненным агентом из гидрофобного в гидрофильный. Раствор щелочи NaOH при концентрации до 0,1% ведет к увеличению КНО на 10...15%. При контакте с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, щелочи образуют натриевые мыла (они снижают поверхностное натяжение фазы) и нефтяные эмульсии. Последние устремляются в зоны повышенной проницаемости, создавая вследствие своей повышенной вязкости (по сравнению с водой) фильтрационные сопротивления и, направляя, таким образом, поток жидкости в зону пониженной проницаемости. Щелочи могут закачиваться в виде оторочки. Вследствие доступности и низкой стоимости из закачка более экономична. Однако применение щелочей не рекомендуется для продуктивных пластов, содержащих соли Са и Mg при концентрации более 0,025 г/л, т.к. это может вызвать выпадение осадка. Н е следует применять щелочи и в пластах с глинистыми пропластками, которые вследствие смачиваемости будут набухать, уменьшая проницаемость пласта. 5.22.Применение поверхностно-активных веществ Существует много проектов закачки ПАВ, физические основы действия которых на залежь сводятся к снижению поверхностного натяжения на границе нефть-порода, уменьшению вязкости нефти и улучшению ее отмыва от породы. Данные об эффективности ПАВ противоречивы и требуют дальнейших исследований. 6. 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. 6.1. 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. 6.2.Технология капитального 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. 6.2.1 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. 6.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны. Одним из часто встречающихся дефектов колонны является нарушение ее целостности в результате повреждения оборудованием или инструментом в процессе эксплуатации или коррозийного износа. В обоих случаях через повреждения начинается интенсивное движение в скважину посторонних вод. Интервал повреждения может быть определен дебитометром или термометром, которые фиксируют аномалии показаний. Ремонт колонны может быть проведен несколькими способами, но наиболее прогрессивным является ремонт обсадных труб металлическими пластырями. Этот метод включает в себя проведение шаблонирования и очистки колонны, ликвидацию смятия, уточнение формы и размеров повреждения. Пластырь – тонкостенная цельнотянутая продольно-гофрированная труба с наружным периметром, равным периметру обсадной колонны и покрытая герметизирующим антикоррозийным составом. Дорн состоит из дорнирующей головки, силовых гидроцилиндров и полых штанг. Принцип работы устройства основан на расширении гофрированной трубы до плотного контакта с колонной за счет создания избыточного давления в полости дорнирующей головки с последующей протяжкой устройства талевой системой. Силовые цилиндры создают условия для начала операции, расширяя трубы и закрепляя ее в колонне. Комплекс устройств используется на промыслах «Башнефти», «Татнефти» и других объединений. Наиболее уязвимыми к разрушениям являются эксплуатационные колонны нагнетательных скважин, испытывающие в процессе работы действие высоких давлений при закачке воды и гидравлическом разрыве пласта и коррозийно- активные жидкости, действие кислот при интенсификации. Следует иметь ввиду, что ремонт колонны, каким бы методом он не проводился, ведет к уменьшению ее диаметра, снижает и без того ограниченные возможности применения эксплуатационного и исследовательского оборудования. 6.2.3. Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков. Обводнение скважин может происходить по разным причинам. Вот несколько из них: негерметичность заколонного цементного кольца, вследствие чего возникает сообщение между нефтеносным и водоносным пластами; подтягивание к фильтру скважины подошвенных вод из-за интенсивного отбора или заводнения; прорыв вод из верхних водоносных горизонтов через дефекты в эксплуатационной колонне. Наличие заколонного перетока может быть определено закачкой в пласт через фильтр радиоактивных изотопов, растворенных в 1.5…2 м3 воды (радиоактивное железо, цирконий, цинк). Наличие перетока позволит попасть части радиоактивной жидкости в водонасыщенный пласт, что будет отмечено на кривой гамма-каротажа аномальным всплеском по сравнению с аналогичной кривой, снятой до закачки изотопа. Изоляция притоков производится несколькими способами, одним из которых является закачка цементного раствора в трещину с целью ее повторного цементирования, или закачка специальных смол. 6.2.4. Изоляция притока подошвенной воды. В практике часто встречаются случаи обводнения путем подтягивания подошвенной воды за счет форсированного отбора. При этом образуются конуса обводнения, высота которых может быть соизмерима с толщиной пласта. В таких случаях прибегают к ограничению отбора жидкости по скважине или изоляции обводнившейся части пласта: устанавливают цементный мост и перекрывают часть пласта, закачивают в подошвенную часть пласта под давлением цементный раствор или различные пластмассы, схватывающиеся в водяной среде и образующие горизонтальный экран. Перевод скважины на другой эксплуатационный объект. В связи с обводнением эксплуатирующегося пласта может возникнуть необходимость в переводе скважины на эксплуатацию с другого пласта, если таковой имеется в разрезе месторождения. При этом этот пласт может ниже или выше эксплуатируемого. Технология перевода состоит в надежной изоляции обводненного пласта посредством закачки в него тампонирующего материала (цемента, смол) под давлением, образовании на забое цементного стакана, его разбуривании и углублении скважины до следующего, продуктивного пласта, спуске эксплуатационной колонны и ее цементировании, простреле фильтра, вызове притока из нового объекта. 6.2.5. Ловильные работы в скважине. Технология ловильных работ разрабатывается применительно к характеру аварии в конкретной скважине на основе тщательного обследования. Устанавливается характер аварии, глубина расположения оставшегося оборудования, диаметр скважины, возможность применения известных средств захвата, необходимость разработки новых средств. Ловильные работы сопряжены с возникновением больших, иногда непредсказуемых нагрузок, поэтому требуют высокой квалификации персонала. Опишем некоторые из часто встречающихся технологий ловильных работ. 6.2.6. 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. 6.2.7. Извлечение установки ЭЦН. Технология извлечения УЭЦН с оборвавшимися трубами не отличается от принятой для извлечения обычных труб. Работы могут осложниться, если трубы окажутся покрытыми оборвавшимся кабелем. В этом случае проводят работы по извлечению кабеля для получения доступа к трубам. Не исключено заклинивание узлов УЭЦН в колонне ослабленным кабелем и металлическими поясами, что потребует создания больших усилий, которые могут закончится разрушением труб или соединительных частей УЭЦН. Работы могут потребовать фрезерования оставшихся частей, нарезания на них резьбы и длительных спуско-подъемных операций по извлечению частей УЭЦН. 6.2.8. Испытание колонны на герметичность. Нормальная длительная работа скважины обеспечивается периодическим испытанием ее эксплуатационной колонны на герметичность. Это, тем более, необходимо делать после аварийных и изоляционных работ. Испытания на герметичность проводят двумя способами: опрессовкой и снижением уровня жидкости в стволе скважины. Технология испытательных работ состоит в следующем. Для опрессовки устье скважины оборудуется опрессовочной головкой, через которую в ствол нагнетают жидкость. 6.2.9. Зарезка второго ствола. Если аварию в скважине устранить не удается, и ствол ее не может быть использован для добычи нефти, следует рассмотреть вопрос о ликвидации скважины или возможность бурения с некоторой глубины нового ствола. При этом следует провести тщательный технико-экономический анализ, чтобы убедиться в целесообразности зарезки второго ствола по сравнению с бурением новой скважины. Технология зарезки второго ствола состоит в следующем. На основании исследований и обследования эксплуатационной колонны выбирают интервал бурения: он должен быть по возможности ниже. В этом интервале колонна не должна иметь смятий, нарушений, а в разрезе не должно быть поглощаемых горизонтов. Устанавливают цементный стакан высотой 5..6 м на глубине выбранного интервала, и после затвердения цемента проверяют колонну, спуская в нее направление диаметром на 6 мм меньше диаметра эксплуатационной колонны и длиной 6..8 м. Спускают отклонитель на бурильных трубах и сажают его на цементный стакан. Создают нагрузку, расклинивают отклонитель на заданной глубине, поднимают трубы и спускают фрейзер-райбер. Вращаясь по отклонителю, райбер прорезает «окно» в эксплуатационной колонне, которое затем расширяется райбером большего диаметра. После прорезки и расширения «окна» приступают к проводке скважины по технологии, принятой для обычной скважины. 6.2.10. Ликвидация скважин. Ликвидация скважин – комплекс работ, связанный с выводом скважины из эксплуатации по следующим причинам: а) скважины геологоразведочные, выполнившие свое назначение (первая категория); б) сухие эксплуатационные скважины (вторая категория); в) аварийные скважины с осложнениями при бурении или эксплуатации (третья категория); г)обводнившиеся эксплуатационные скважины (четвертая категория); д) скважины, оказавшиеся в зонах строительства или стихийных бедствий (пятая категория). Ликвидация скважины согласуется с органами надзора и предполагает проведение на скважине следующих работ. Интервал пластов со слабыми нефтяными проявлениями цементируется на глубину толщины пласта, плюс 20 м ниже подошвы и выше кровли. Над продуктивным пластом устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м. Ствол скважины заполняется буровым раствором, позволяющим создать давление на забой выше пластового. Если в разрезе скважины не встречаются напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней колонны устанавливают цементный мост высотой не менее 50 м. Устье ликвидированной скважины оборудуют репером, представляющим собой сплюснутую сверху 73 мм трубу, на нижний конец которой насаживается деревянная пробка. Труба опускается в скважину на глубину не менее 2 м и заливается цементом. Над устьем устанавливают бетонную тумбу размером 1*1*1 м, из которой должен выходить репер высотой не менее 0.5 м. При извлеченной колонне репер над шахтной тумбой не устанавливают. 6.3. Механизмы и оборудование для ремонтных работ. Для механизации подготовительных работ используют специальные агрегаты. Агрегат для механизированной установки якорей для оттяжек – АМЯ-6Т смонтирован на трелевочном тракторе ТДТ-75. Агрегат состоит из мачты, ротора, механизма вращения ротора, лебедки, трансмиссии, гидро- и электросистемы. Ротор служит для передачи крутящего момента якорю. Лебедка предназначена для подъема и удержания на мачте рабочей штанги. Перемещение ротора вверх-вниз, подъем мачты и стрелы обеспечивается гидравлическими насосами. Диаметр заглубляемых якорей 350, 500 мм, при грузоподъемности мачты 60 кН и максимальном крутящем моменте ротора 30 кН*м. Передвижной агрегат ремонта скважины (ПАРС) применяется для выполнения земляных работ при подготовке скважины к ремонту: установка оттяжек, рытье траншей, укладка мостков, труб, штанг и т.д. Выполнен на базе трактора и состоит из гидравлического крана, бульдозерного отвала, механизма для резки грунта, лебедки. Стрела грузоподъемностью 5 кН и с вылетом 3,6 м смонтирована на бортовом фрикционе. Механизм для резки грунта готовит траншеи глубиной 1.5…1.7 м и шириной 400 мм. Агрегат для механизированной погрузки, транспортировки и разгрузки штанг (АПШ) предназначен механизировать процесс перевозки штанг, сохранив при этом их качество. Включает в себя тягач, гидравлический кран, полуприцеп. Кран установлен за кабиной, управление с пульта (есть переносной пульт – до 10 м). Штанги при погрузках пакетируются и поднимаются специальной траверсой. Грузоподъемность агрегата до 55 кН. В настоящее время получило преимущественное развитие самоходных ремонтных агрегатов. Основными узлами такого агрегата являются вышка, укрепленная оттяжками, талевый кронблок, кронблок, лебедка, гидравлический домкрат для вышки, винтовой домкрат для снятия усилий с колес, кабина для управления лебедкой. 6.3.1. Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения. Стационарные вышки являются грузоподъемным сооружением скважины и предназначены для подъема глубинного оборудования и устройств из скважины. Подразделяются на стационарные и передвижные. Вышки изготавливаются из сортового проката и труб. Наиболее часто применяют вышки высотой 24 и 22 м и грузоподъемностью 750 и 500 кН. Вместо вышек могут применяться стационарные или передвижные мачты, грузоподъемностью 150, 250 кН. Следует иметь ввиду, что стационарные вышки используются лишь 2…3% времени в году. Поэтому в последние годы для подземного ремонта широко используют передвижные агрегаты, оснащенные своими вышками. Вторым, не менее важным компонентом в технологической цепочке оборудования для подземного ремонта, является лебедка, монтируемая на шасси трактора или автомобиля отдельно или совместно с грузоподъемным сооружением. Наиболее широкое распространение на промыслах получили лебедки с приводом от двигателя трактора или автомобиля и тяговым усилием до 10 кН. Для безвышечной эксплуатации скважин применяются самоходные агрегаты А-50у, «Бакинец-3М», «АзИНМАШ-43А», «АзИНМАШ-37А». 6.3.2. Ловильный инструмент. Конструкции ловильного инструмента весьма многообразны. Однако по принципу захвата их можно подразделить на три основные группы: a) Плашечные ловильные инструменты, работающие на принципе заклинивания предмета снаружи или изнутри ловителя; b) Нарезные ловильные инструменты, работающие на принципе нарезания резьбы на предмете с одновременным наворачиванием на него ловителя; c) Прочие типы. Рассмотрим некоторые конструкции ловильного инструмента. Наружная труболовка предназначена для захвата труб, штанг, или других предметов в скважине за тело или муфту. Представляет собой разрезной гребенчатый захват, помещенный в корпус и укрепленный на трубах. Ловимый предмет накрывается захватом, который при входе вверх увеличивает диаметр отверстия, пропуская предмет в ловитель. При натяжке шлипс идет вниз и его зубья врезаются в тело предмета, заклинивая его в ловителе. Внутренняя труболовка предназначена для спуска внутрь ловимой трубы. Состоит из корпуса, на котором укреплена плашка, связанная со стержнем и подвижным кольцом. Корпус вводится внутрь ловимой трубы, при этом плашка поднимается вверх, уменьшая диаметр ловителя, и создавая условия для входа. При натяжке плашка уходит вниз, увеличивая диаметр корпуса ловителя и заклинивая трубу. Овершот эксплуатационный предназначен для ловли труб или штанг за муфту при помощи плоских пружин укрепленных на внутренней поверхности корпуса. При надвигании на предмет пружины расходятся, пропуская его внутрь ловителя, а затем сходятся. Клапан для ловли штанг применяется для ловли штанг за муфту. Состоит из корпуса, в котором укреплены раскрывающиеся подпружиненные плашки. Плашки раскрываются, пропуская предмет, а затем сходятся. Фрезер с внутренними зубьями применяется для фрезирования верхних концов аварийных труб или штанг для того, чтобы затем можно было работать ловителями. Состоит из корпуса, в котором нарезаны продольные зубья. Метчик эксплуатационный предназначен для ловли за внутреннюю поверхность трубы или муфты. Состоит из корпуса, на котором в его усеченной части имеется резьба. Она может быть нарезана на ловимом предмете, а затем заловлена. 7. Сбор и подготовка нефти. 7.1. Групповая замерная установка. 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». 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. 7.2. Установка комплексной подготовки нефти. 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. 8. НГДУ «Чекмагушнефть» Август 1954 года. Из скважины № 11, пробуренной бригадой бурового мастера М. Ш. Газизуллина из треста «Башзападнефтеразведка», близ деревни Верхне-Манчарово забил нефтяной фонтан с дебитом 150 тонн в сутки. Так начиналась большая нефть северо-запада Башкортостана. 1956 год. Манчаровская площадь подготовлена к промышленной разработке. Открыта нефть на Крещено-Булякской площади. Создана новая нефтедобывающая организация – Культюбинский укрупненный нефтепромысел – с целью освоения нефтяных богатств перспективного района. Сентябрь 1957 года. Добыты первые тонны промышленной манчаровской нефти. 1960 год. Введены в промышленную разработку Манчаровский, Игметовский, Крещено-Булякский и Тамьяновский участки Манчаровской группы месторождений. Работает 59 нефтяных скважин, годовая добыча нефти – около 0,5 млн т; суммарная закачка воды в нагнетательные скважины – 117 тыс. м3. Продолжается планомерное и, вместе с тем, быстрое освоение базового Манчаровского месторождения. Рост добычи происходит за счет наращивания фонда нефтяных скважин и освоения системы заводнения. Вторая половина шестидесятых годов характеризуется широким развертыванием буровых работ на Грем-Ключевском и Иванаевском участках Юсуповской площади, Таймурзинском, Карача-Елгинском, Шелкановском, Чермасанском и Мене-узовском нефтяных месторождениях. 1968 год. Начало бурения на Саитовской площади. Ввод новых скважин в промышленную экс-плуатацию. Ускоренные темпы разработки новых месторождений позволили нефтяникам достичь максимального уровня добычи нефти – 6282 тыс, тонн в год. 10 лет назад, в 1958 г., этот показатель составлял чуть более 40 тыс. тонн. Таких сжатых сроков освоения не знал ни один нефтедобывающий район страны. 1970 год. Начало разбуривания Андреевского месторождения нефти. Возникшая проблема обводненности нефти и связанные с этим технологические трудности привели к увеличению числа проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) до 3000 в год. 1970-1980 годы. Начался упорный труд нефтедобытчиков по стабилизации уровня добычи нефти в объеме 5,3-4,9 млн т в год, а в следующие 1980-1990 годы – на уровне 4,8-4,1 млн т нефти в год. В эти годы шло интенсивное разбуривание нефтяных месторождений, увеличение объемов закачки пресных и сточных вод и добычи жидкости путем внедрения высокопроизводительных установок ЭЦН. В 1990 году достигнут максимальный годовой объем закачки воды в продуктивные горизонты – 43,8 млн м3 и максимальный объем добычи жидкости – 50,2 млн т. За 40 лет, прошедших со дня образования НГДУ «Чекмагушнефть» введено в эксплуатацию 3490 нефтяных скважин из бурения, 803 нагнетательных скважины. В продуктивные пласты закачано 794 млн м3 воды. Добыто 871 млн т жидкости. В настоящее время удалось стабилизировать добычу нефти на уровне 2 млн т в год. Это стало возможным благодаря проведению большого количества геолого-технических мероприятий, внедрению достижений науки и техники по повышению нефтеотдачи, использованию технико-технологических разработок с целью интенсификации добычи нефти, В 70-х годах на промыслах НГДУ началось внедрение принципа комплексной автоматизации и обустройства нефтяных предприятий; в 1973 году была сдана первая комплексно-автоматизированная районная инженерно-технологическая служба № 2, а к концу 1975 года эта работа была завершена в масштабе всего НГДУ. Вошли в технологические схемы объектов добычи нефти разработки инженеров НГДУ в области сбора нефти и автоматизации. Среди них: – технологическая схема дожимной насосной станции и сепарационной установки со сбросом сточной воды, – устьевая арматура скважины; – способы предупреждения отложений неорганических солей в скважинах; – бригадные узлы учета нефти; – установка трубная наклонная для очистки и сброса воды и т. д. Впервые в Башкортостане на промыслах НГДУ «Чекмагушнефть» успешно решена проблема отложений неорганических солей в нефтяных скважинах на основе периодической обработки гипсующихся скважин отечественными и импортными ингибиторами солеобразования. Серьезное внимание обращается в НГДУ на экономическую работу, улучшение структуры управления цехов и бригад, внедрение новых форм организации производства и труда. Так, созданные в 70-е годы по результатам деятельности фонды экономического стимулирования – материального поощрения, развития производства, жилищного строительства и социального развития, – позволили освоить за эти годы 1758 млрд рублей капиталовложений. Впервые в отрасли в НГДУ была разработана система обслуживания нефтяных скважин на промыслах на основе широкого совмещения профессий. Сегодня на промыслах каждый рабочий владеет несколькими смежными профессиями. Комплексные механизированные звенья, начавшиеся с Кушульского экономического эксперимента, успешно выполняют весь комплекс работ, обеспечивающих нормальный ритм технологического процесса добычи нефти и газа. Так, бригада по добыче нефти и газа мастера Р. М. Галеева обеспечивает бесперебойную работу около 200 скважин и других объектов нефтедобычи. Бригада нефтепромысла № 4 по добыче нефти и газа (мастер Ф. М. Акрамов) обслуживает до 280 скважин Для поддержания эксплуатационных скважин в работоспособном состоянии и обеспечения надежного функционирования скважинного оборудования в НГДУ созданы цехи подземного и капитального ремонта. Сегодня подземники в совершенстве овладели секретами своей профессии. Не случайно один из основных показателей подземного ремонта – межремонтный период работы скважин (МРП) – составляет свыше 600 суток. Бригада ПРС мастера 3. И. Ахметзянова достигла самого высокого показателя МРП – 645 суток, а по электро-центробежным насосам – 697 суток. Бригадами КРС ежегодно производится 550-600 капитальных ремонтов скважин. Выполняются они с учетом экологических требований, при этом обращается внимание на изоляцию попутной воды, восстановление герметичности колонн и цементного кольца за колонной и кондуктором, ликвидацию перетоков. Благодаря слаженной работе бригад КРС, руководимых мастерами Ф. Ф. Хайдаровым, М. С. Туктаровым, Р. Л. Насибуллиным, А. М. Молчановым, средняя продолжительность одного ремонта составляет 1103 б/час при плане 120,3 б/час, Производительное время -98,2%. В коллективе НГДУ «Чекмагушнефть» значительно активизировалась природоохранная деятельность, направленная на предотвращение загрязнения недр, водных, земельных ресурсов и атмосферы. Нефтедобытчики понимают, что в этом деле нет мелочей, поэтому все вопросы решаются при активном участии каждого работника управления. Для контроля качества поверхностных и подземных вод создана сеть контрольных водопунктов. В 1996 году эта сеть расширена с 30 до 88 точек (пунктов), из которых.по графику осуществляется отбор и анализ воды и, при необходимости, принимаются меры по определению и ликвидации причин. вызвавших ухудшение ее качества. Для снижения агрессивной активности попутно-добываемой жидкости и закачиваемой воды на трубопроводы системы сбора и подготовки нефти, поддержания плотового давления (ППД) скважин и их глубинного оборудования со 183 точек осуществляется их дозировка ингибиторами коррозии. НГДУ «Чекмагушнефть» – пионер в разработке и внедрении трубных водоотделителей (ТВО), позволяющих с незначительными расходами сбрасывать воду непосредственно на объектах нефтедобычи. ТВО не нуждаются в постоянном обслуживании, вода, сбрасываемая после них, хорошего качества. При этом экономятся средства для транспортировки этих вод до установок предварительного сброса (УПС) и обратно, чем ликвидируется потенциальная опасность аварийного воздействия на окружающую среду сточной воды при ее транспортировке. В настоящее время в НГДУ эксплуатируются 13 ТВО, ведутся строително-монтажные работы еще двух водоотделителей. В НГДУ постоянно ведется работа по снижению потребления пресной воды на производственные нужды, особенно на ППД. Удельный вес пресной воды в объем объеме закачки в 1996 году составляет З%. Для снижения выбросов газов в атмосферу введены в эксплуатацию установки по улавливанию легких фракций углеводородов в нефтесборочных парках «Калмаш» (1993 г) и «Манчар» (1996 г). Только в НСП «Калмаш» с начала пуска уловлено более 450 тыс.м3 газа. Проводится большая работа по повышению надежности и герметичности устьев скважин, запорной арматуры нефтепромыслового оборудования, снижению утечек насосов, своевременному ремонту и производству антикоррозиониых покрытий. С 1990 года в НГДУ идет интенсивная замена металлических труб на трубы антикоррозиониого исполнения (металлопластовые, гибкие полимернометаллические, футероваииые). В начале 1997 года сдан в эксплуатацию цех по производству металлопластовых труб производительностью 200 км труб в год. 9. Заключение В ходе ознакомительной практики произошло ознакомление с процессами, оборудованием и принципами его функционирования для бурения нефтяных и газовых месторождений, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения. Также закреплены знания, полученные в курсе "Основы нефтегазовой деятельности" и получен навык работы в производственном коллективе.

Введение

Первая учебная практика является ознакомительной частью обучения и способствует ознакомлению со своей профессией до начала изучения специальных предметов. Данная практика проходила на учебном полигоне НГДУ «Ямашнефть». Основными задачами практики являлись:

Ознакомление студентов с обустройством нефтяного месторождения и процессами бурения нефтяных и газовых скважин.

Ознакомление с основным оборудованием, которое применяется при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Ознакомление с нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.
4. Получение определенных практических знаний и опыта, способствующих хорошему усвоению теоретического материала при дальнейшем обучении по своей специальности в ВУЗе.

В ходе учебной практики мы посетили и ознакомились с обустройством ГЗНУ, ДНС, КНС, а также с кустом скважин предназначенных для 1-лифтовых ОРЭ, посетили буровую установку, машины КРС и тренировочные сектора по ремонту оборудования и проведения соревнований среди сотрудников.

1. Понятие о нефтегазодобывающем и сервисном предприятии ОАО «Татнефть» или промышленных предприятиях Юго-востока Татарстана (НГДУ «Альметнефть»)

Общие положения НГДУ «Альметьевнефть»: Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» является структурным подразделением вертикально-интегрированной компании ОАО «Татнефть», имеющее свою организационную структуру и функциональные обязанности.

НГДУ в своей деятельности руководствуется Уставом ОАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина (далее - Общество), настоящим положением, иными актами Общества и действующим законодательством.

Миссия НГДУ «Альметьевнефть» неразрывно связана с миссией одной из крупнейших в нефтегазовом комплексе компании России - ОАО «Татнефть»: укрепление и повышение статуса международно-признанной, финансово-устойчивой компании, как одного из крупнейших российских вертикально-интегрированных производителей нефти и газа, продуктов нефтепереработки и нефтехимии, с обеспечением высокого уровня социальной ответственности.

Основные виды деятельности НГДУ - добыча, подготовка, переработка и реализация нефти и нефтепродуктов.

Основной целью создания НГДУ «Альметьевнефть» является получение прибыли за счет осуществления своей деятельности в нефтяной промышленности.

Основными видами деятельности НГДУ «Альметьевнефть» являются:

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, в том числе с трудноизвлекаемыми запасами;

Повышение нефтеотдачи пластов (вторичными и третичными методами) за счет применения прогрессивных технологий;

Осуществление ремонтных работ в скважинах;

Освоение скважин;

Сдача в аренду основных средств физическим и юридическим лицам;

Контроль качества строительства трубопроводов с помощью дефектоскопической лаборатории;

Сбор, сортировка и переработка сырья и вторичных материалов и отходов;

Разработка проектно-сметной документации и внедрение в производство;

Создание и эксплуатация производственной и испытательной лаборатории по проведению контроля оборудования и материалов неразрушающими методами контроля и др.

2. Основные технико-экономические показатели, характеризующие работу предприятия. Организационная структура предприятия

буровой экономический нефтедобыча

Основные технико-экономические показатели должны охарактеризовать в обобщенном виде все стороны производственно-хозяйственной деятельности предприятия: показать общие результаты работы, количество используемых ресурсов, эффективность их использования, степень повышения жизненного уровня трудящихся. Анализ этих показателей дает возможность успешно разрабатывать оптимальные управленческие решения в целях наиболее рационального использования производственных мощностей, основных фондов, оборотных средств предприятия для дальнейшего положительного развития нефтегазодобывающего управления.

Для анализа деятельности НГДУ использует систему наиболее важных основных технико-экономических показателей. Эта система объективно оценивает основные результаты хозяйственной деятельности. Показатели применяют как для планирования производственно-хозяйственной деятельности, учета результатов, отчетности, так и для анализа.

Рассмотрим систему технико-экономических показателей НГДУ «Альметьевнефть», представленную в табл. 1.1.

Таблица 1.1. Основные технико-экономические показатели работы за 2011 год

	Показатель		2010 год факт					Откл. 2011 г. к 2010, +/-
	Добыча нефти - всего	тыс. тонн
	Товарная продукция
	Объем подготовленной нефти	тыс. тонн
	Ввод новых скважин:
	Нефтяных
	Нагнетательных
	Эксплуатационный фонд скважин на конец года
	Нефтяных
	Нагнетательных
	Среднегодовой действующий фонд скважин
	Нефтяных
	Нагнетательных
	Коэффициент эксплуатации нефтяных скважин
	Коэффициент использования нефтяных скважин
	Среднесуточные дебиты скважин
	По нефти
	По жидкости
	Межремонтный период работы скважин
	Текущий ремонт скв.
	Кол-во отремонтированныхскв
	Объем работ
	Добыча жидкости	тыс. тонн
	Обводненность нефти
	Капитальные вложения
	Ввод основных фондов
	Среднегодовая ст-ть ОПФ
	Среднесписочная численность
	Средняя з/п 1 работника
	Непромышленный персонал
	Производительность труда 1 работника ППП
	Уд.расход численности ППП на 1 скв.
	Затраты на про-во тов.

На основе данных таблицы 1.1 проанализируем основные технико-экономические показатели НГДУ «Альметьвнефть» за 2010-2011 годы.

Добыча нефти. Поскольку из года в год из-за ухудшения горно-геологических условий разработки площадей происходит снижение объемов добычи нефти, то доля увеличения и сохранения темпов добычи нефти в 2011 году был проделан большой объем геолого-технических мероприятий.

В целом эксплуатационный фонд увеличился, из 2735 скважин действующего фонда до 2774.

Всего добыто 4035 тыс. тонн нефти, что на 2,1% больше плана, и на 0,3% больше добычи 2010 года.

Введено 42 нефтяных и 26 нагнетательных скважин, что на 9 и 2 скважины больше, чем в предыдущем, соответственно. Однако план по нагнетательным был не выполнен.

Незначительно выросли коэффициенты эксплуатации и использования нефтяных скважин.

Обводненность нефти осталась неизменной.

Организационная структура нефтегазодобывающего предприятия зависит от целого ряда факторов: объема производства и характера технологического процесса; природно-геолографических и климатических условий; степени концентрации и специализации и многого другого.

Общее требование к организационной структуре - аппарат управления должен быть оперативным, то есть принимаемые им решения должны быть своевременны, отвечать требованиям и ходу производственного процесса. Его работа должна обеспечивать принятие наиболее оптимальных решений из множества возможных вариантов и надежное функционирование предприятия, исключающее ошибки и недостатки информации.

Общее и административное руководство НГДУ осуществляется начальником управления, назначаемым генеральным директором ОАО «Татнефть», который действует от имени ОАО «Татнефть» как его полномочный представитель на основании доверенности, выдаваемой ОАО «Татнефть», в установленном порядке пользуется его расчетным счетом. Цеха и другие подразделения НГДУ действуют в соответствии с положениями, подтвержденными начальником НГДУ.

Организационная структура НГДУ «Альметьевнефть» внутренняя структура формальной организации, определяющая состав, соподчиненность, взаимодействие и распределение работ по подразделениям и органам управления, между которыми устанавливаются определенные отношения по поводу реализации властных полномочий, потоков команд и информации.

Структура предприятия - это состав и соотношение его внутренних звеньев: цехов, участков, отделов, лабораторий и других подразделений, составляющих единый хозяйственный объект.

Под общей структурой предприятия (фирмы) понимается комплекс производственных подразделений, организаций по управлению предприятием и обслуживанию работников, их количество, величина, взаимосвязи и соотношения между ними по размеру занятых площадей, численности работников и пропускной способности.

Структура предприятия должна быть рациональной, экономичной, прямолинейной (обеспечивать кратчайшие пути транспортировки сырья, материалов, готовых изделий).

Организационная структура управления предприятием - упорядоченная совокупность служб, управляющих его деятельностью, взаимосвязями и соподчинением. Она непосредственно связана с производственной структурой предприятия, определяется задачами, которые стоят перед персоналом предприятия, многообразием функции управления и их объемом.

Организационная структура - состав и соподчиненность взаимосвязанных организационных единиц или звеньев, выполняющихразличные функции в системе производственно-хозяйственной деятельности предприятия.

В нефтегазодобывающей промышленности и бурении скважин встречается большое разнообразие построения организационной структуры предприятий и объединений, хотя постоянно ведется работа по их упрощению и унификации. Основные направления совершенствования организационной структуры нефтегазодобывающих предприятий и объединений предусматриваются системой мероприятий по внедрению генеральных схем управления нефтяной и газовой промышленности.

3. Особенности производственного процесса в нефтедобыче

Первой характерной особенностью нефтегазодобывающего производства является повышенная опасность его продукции, т.е. добываемого флюида - нефти, газа, высокоминерализованных и термальных вод и др. Эта продукция пожароопасна, для всех живых организмов опасна по химическому составу, гидрофобности, по возможности газа в высоконапорных струях диффундировать через кожу внутрь организма, по абразивности высоконапорных струй. Газ при смешении с воздухом в определённых пропорциях образует взрывоопасные смеси. Степень такой опасности наглядно проявилась при аварии, которая произошла невдалеке от г. Уфы. Имела место утечка газа из продуктопровода, образовалось скопление взрывоопасных компонентов. От искры (на этом участке двигались поезда) произошел мощный взрыв, приведший к многим человеческим жертвам.

Второй особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что оно способно вызывать глубокие преобразования природных объектов земной коры на больших глубинах - до 10-12 тыс. м. В процессе нефтегазодобычи осуществляются широкомасштабные и весьма существенные воздействия на пласты (нефтяные, газовые, водоносные и др.). Так, интенсивный отбор нефти в больших масштабах из высокопористых песчаных пластов - коллекторов приводит к значительному снижению пластового давления, т.е. давления пластового флюида - нефти, газа, воды. Нагрузка от веса вышележащих пород первоначально поддерживалась как за счет напряжений в породном скелете пластов, так и за счёт давления пластового флюида на стенки пор. При снижении пластового давления происходит перераспределение нагрузки - снижается давление на стенки пор и, соответственно, повышаются напряжения в породном скелете пласта. Эти процессы достигают таких широких масштабов, что могут приводить к землетрясениям, как было, например, в Нефтеюганске. Здесь следует отметить, что нефтегазодобыча может воздействовать не только на отдельный глубокозалегающий пласт, но и на несколько различных по глубине пластов одновременно. Иными словами, нарушается равновесие литосферы, т.е. нарушается геологическая среда.

Третьей особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что практически все его объекты, применяемые материалы, оборудование, техника являются источником повышенной опасности. Сюда же относится весь транспорт и спецтехника - автомобильная, тракторная, авиа и т.п. Опасны трубопроводы с жидкостями и газами под высоким давлением, все электролинии, токсичны многие химреагенты и материалы. Могут поступать из скважины и выделяться из раствора такие высокотоксичные газы, как, к примеру, сероводород; являются экологически опасными факелы, в которых сжигается неиспользуемый попутный нефтяной газ. Во избежание ущерба от этих опасных объектов, продуктов, материалов система сбора и транспорта нефти и газа должна быть герметизирована.

Четвёртой особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что для его объектов необходимо изымать из сельскохозяйственного, лесохозяйственного или иного пользования соответствующие участки земли. Иными словами, нефтегазодобывающее производство требует отвода больших участков земли (нередко на высокопродуктивных угодьях). Объекты нефтегазодобычи (скважины, пункты сбора нефти и т.п.) занимают относительно небольшие площадки в сравнении, например, с угольными карьерами, занимающими очень большие территории (как сам карьер, так и отвалы вскрышных пород). Однако число объектов нефтегазодобычи очень велико. Так, фонд скважин в нефтедобыче близок к 150 тысячам. Ввиду очень большой разбросанности объектов нефтегазодобычи очень велика протяжённость коммуникаций - постоянных и временных автодорог, железных дорог, водных путей, ЛЭП, трубопроводов различного назначения (нефте-, газо-, водо-, глино-, продуктопроводов и т.д.). Поэтому общая площадь отводимых под нефтегазодобычу земель - пашен, лесов, сенокосов, пастбищ, ягельников и т.д. достаточно велика.

Пятой особенностью нефтегазодобывающего производства является огромное количество транспортных средств, особенно автотракторной техники. Вся эта техника - автомобильная, тракторная, речные и морские суда, авиатехника, двигатели внутреннего сгорания в приводах буровых установок и т.д. так или иначе загрязняют окружающую среду: атмосферу - выхлопными газами, воды и почвы - нефтепродуктами (дизельным топливом и маслами). По уровню отрицательного воздействия на окружающую природную среду нефтегазодобывающее производство занимает одно из первых мест среди отраслей народного хозяйства. Оно загрязняет практически все сферы окружающей среды - атмосферу, гидросферу, причём не только поверхностные, но и подземные воды, геологическую среду, т.е. всю мощность вскрываемых скважиной пластов с совокупности с насыщающими их флюидами.

4. Понятие о фонде скважин. Планирование производственной программы. Понятие об исходном дебите скважин

Фонд скважин - число и классификация по состоянию и назначению всех пробуренных скважин (на месторождении, газовом промысле или подземном хранилище газа). В этот фонд входят все разведочные, эксплуатационные, наблюдательные и специальные скважины. Они подразделяются на ликвидированные и функционирующие для реализации эксплуатационных, наблюдательных или других функций. Функционирующие скважины находятся на балансе газодобывающего предприятия.

Фонд скважин подразделяется на следующие категории:

1. Нагнетательные.

2. Эксплуатационные:

а) действующие:

¨ дающие продукцию;

¨ остановленные к моменту учета:

¨ в ожидании ремонта;

¨ на ремонт;

¨ из-за отсутствия оборудования;

б) бездействующие:

¨ в отчетном году (остановленные в текущем году и в декабре предыдущего года);

¨ в освоении и ожидающие освоения.

Контрольные.

Находящиеся в консервации:

¨ ликвидируемые и ожидающие ликвидации.

¨ ликвидированные:

а) после бурения:

¨ в результате неустранимых аварий и осложнений;

¨ геологически неудачные;

¨ разведочные, выполнившие и не выполнившие своего назначения;

б) по окончании эксплуатации.

Эксплуатационный фонд скважин - та часть основных фондов нефтегазодобывающих предприятий, который обеспечивает добычу нефти и газа. Эксплуатационный фонд скважин представляет собой основную рабочую часть фонда скважин, обеспечивающую задание по добыче нефти и газа, это все когда-либо сданные в эксплуатацию скважины.

где - скважины действующие, - скважины бездействующие

Поскольку эксплуатационный фонд скважин представляет собой основную часть фонда скважин, и только он обеспечивает задание по добыче нефти и газа, показатели объема работ на каждый данный момент определяются этой частью фонда и выражаются в виде числа нефтяных скважин на начало или на конец данного периода времени.

Планирование производственно-коммерческой деятельности предприятия начинается с определения объема и возможностей производства и реализации продукции, т.е. производственной программы.

Производственная программа - это задание по выпуску и реализации продукции в ассортименте, соответствующего качества в натуральном и стоимостном выражении исходя из спроса и реальных возможностей предприятия в удовлетворении его на определенный период. Обычно составляется на год с разбивкой по кварталам и месяцам.

Производственная программа служит базой для разработки следующих планов:

) материально-технического снабжения;

) численности персонала и оплаты труда;

) инвестиций;

) финансового плана.

Производственная программа предопределяет задания по вводу в действие новых производственных мощностей, потребность в материально-сырьевых ресурсах, численности рабочих и др. Она тесно связана с финансовым планом, планом по издержкам производства, прибыли и рентабельности.

Предприятия формируют свою производственную программу самостоятельно на основе выявленного в процессе изучения рынка потребительского спроса; портфеля заказов (договоров) на продукцию и услуги; государственных заказов и собственных потребностей.

Годовая производственная программа устанавливает ряд номенклатурно-количественных заданий, которые составляют ее разделы:

¨ номенклатуру и ассортимент продукции;

¨ задание по выпуску готовых изделий в натуральном и стоимостном выражении по укрупненным группам;

¨ объем поставок полуфабрикатов сторонним организациям;

¨ объем работ, услуг промышленного характера сторонним организациям;

Производственная программа состоит из трех разделов:

План производства продукции в натуральном выражении - устанавливает объем выпуска продукции соответствующего качества по номенклатуре и ассортименту в физических единицах измерения (т, м, шт.). Он определяется, исходя из полного и лучшего удовлетворения спроса потребителя и достижения максимального использования производственных мощностей;

План производства продукции в стоимостном выражении в показателях валовой, товарной и чистой продукции;

План реализации продукции в натуральном и стоимостном выражении. Он составляется, исходя из заключенных договоров на поставку продукции, а также полуфабрикатов, узлов и деталей по договорам кооперации с другими предприятиями, а также собственной оценки емкости рынка. Расчет объема реализуемой продукции производится на основе величины товарной продукции с учетом изменения остатков продукции на складе и отгруженной, но не оплаченной заказчиками, на начало и конец планируемого года. Но объем реализации продукции также влияют изменение качества выпускаемой продукции и действующих на предприятии цен на продукцию и услуги.

Дебит - объём жидкости (воды, нефти или газа) стабильно поступающий из некоторого естественного или искусственного источника в единицу времени. Дебит является интегральной характеристикой источника (буровой скважины, трубы, колодца и т.п.), определяющей его способность генерировать продукт, при заданном режиме эксплуатации, зависящей от его связей с прилегающими нефте-, газо- или водоносными слоями, истощения этих слоёв, а также сезонных колебаний (для грунтовых вод). Дебит жидкости выражается в л/с или м³/с, м³/ч, м³/сут; газа - в м³/сут.

Дебит скважины - объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунду, сутки, час и др.). Может характеризовать добычу нефти, газа, газоконденсата, воды.

¨ Дебит нефтяных скважин измеряется в кубических метрах либо тоннах в единицу времени (м³/час, м³/сутки).

¨ Дебит газовых скважин измеряется в тысячах кубических метров в единицу времени (тыс. м³/час, тыс. м³/сутки).

¨ Дебит газоконденсатных скважин измеряется в тоннах в единицу времени (тонн/час, тонн / сутки).

5. Геология нефти и газа

Земная кора - верхняя часть литосферы. В масштабах всего земного шара её можно сравнить с тончайшей плёнкой - столь незначительна её мощность. Но даже эту самую верхнюю оболочку планеты мы знаем не очень хорошо. Как же можно узнать о строении земной коры, если даже самые глубокие скважины, пробуренные в коре, не выходят за первый десяток километров? На, помощь учёным приходит сейсмолокация. Расшифровывая скорость прохождения сейсмических волн через разные среды, можно получить данные о плотности земных слоёв, сделать вывод об их составе. Под континентами и океаническими впадинами строение земной коры различно.

Океаническая земная кора более тонкая (5-7 км), чем континентальная, и состоит из двух слоёв - нижнего базальтового и верхнего осадочного. Ниже базальтового слоя находится поверхность Мохо и верхняя мантия. Рельеф дна океанов очень сложен. Среди разнообразных форм рельефа особенно выделяются огромные срединно-океанические хребты. В этих местах происходит зарождение молодой базальтовой океанической коры из вещества мантии. Через глубинный разлом, проходящий вдоль вершин по центру хребта - рифт, магма выходит на поверхность, растекаясь в разные стороны в виде лавовых подводных потоков, постоянно раздвигая в разные стороны стенки рифтового ущелья. Этот процесс называется спредингом. Срединно-океанические хребты возвышаются над дном океанов на несколько километров, а их протяженность достигает 80 тыс. км. Хребты рассекаются параллельными поперечными разломами. Их называют трансформными.

Рифтовые зоны - самые неспокойные сейсмические зоны Земли. Базальтовый слой перекрывают толщи морских осадочных. Континентальная земная кора занимает меньшую площадь (около 40% поверхности Земли), но имеет более сложное строение и гораздо большую мощность. Под высокими горами её толщина измеряется 60-70 километрами. Строение коры континентального типа трёхчленное - базальтовый, гранитный и осадочный слои. Гранитный слой выходит на поверхность на участках, именуемых щитами. Например, Балтийский щит, часть которого занимает Кольский полуостров, сложен породами гранитного состава. Именно здесь велось глубокое бурение, и Кольская сверхглубокая скважина достигла отметки 12 км. Но попытки пробурить весь гранитный слой насквозь оказались неудачными. Шельф - подводная окраина материка - также имеет континентальную кору. То же относится и к крупным островам - Новой Зеландии, островам Калимантан, Сулавеси, Новая Гвинея, Гренландия, Сахалин, Мадагаскар и другим. Окраинные моря и внутренние моря, такие как Средиземное, Чёрное, Азовское, расположены на коре континентального типа.

Скорость струйной миграции газа и нефти зависит, главным образом, от фазовой проницаемости для газа и нефти, пористости нефтегазонасыщен-ной части пласта, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотности воды, нефти и газа в пластовых условиях. Характер распределения песчаных и глинистых пластов в нефтегазосодержащей толще во многом определяет условия формирования залежей. В случае равномерного чередования глинистых покрышек с пластами-коллекторами при наличии благоприятных условий для вертикальной миграции формируются залежи по всему разрезу комплекса. В пределах нефтегазоносной территории, объединяющей нефтегазовые месторождения, однотипные по условиям формирования залежей. При изучении условий скопления углеводородов необходимо иметь в виду, что формирование залежей нефти и газа происходит в водной среде, причем нефть и газ являются лишь незначительными по объему компонентами пластовых флюидов.

Гидрогеологические факторы во многом определяют условия миграции и аккумуляции нефти и газа. Изучение динамики пластовых вод имеет существенное значение для установления направления миграции углеводородов и определения условий сохранности залежи. Над месторождениями нефти и газа в процессе разрушения последних при определенных условиях отмечается образование залежей серы. Пластовая залежь нефти и газа может накопиться при условии изгиба пластового резервуара в антиклинальную структуру.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://allbest.ru/

Министерство образования и науки РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

ОТЧЁТ

По учебной практике, проходившей в НГДУ “Лениногорскнефть”, учебный полигон, НГДУ «Елховнефть»

Место прохождения практики г. Альметьевск

Руководитель практики от кафедры РиЭНГМ

г. Альметьевск 2012

С одержание

Введение

1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов

2. Системы разработки нефтяных месторождений

3. Размещение скважин по площади залежи

4. Геолого-физическая характеристика объектов

5. Бурение скважин

6. Система ППД

7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

8. Исследование скважин

9. Методы увеличения производительности скважин

10. Текущий и капитальный ремонт скважин

11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды

12. Промышленная безопасность на предприятиях нефтегазового комплекса

Список литературы

Введение

Трест по добыче нефти и газа «Альметьевнефть» образован 1 октября 1952 года на базе нефтепромысла «Миннибаево» треста «Бугульманефть» ПО «Татнефть». В 1954 году он был преобразован в нефтепромысловое управление, в 1970 году -- в НГДУ «Альметьевнефть". «НГДУ Альметьевнефть - современное промышленное предприятие с шестью комплексно -автоматизированными нефтепромыслами, мощной развитой высокомеханизированной ремонтной базой, подразделениями вспомогательного и подсобного производства, широкой сетью социальных, культурно-бытовых, торговых объектов и производств.

Сегодня в состав управления входят:

6 цехов по добыче нефти и газа;

2 цеха комплексной подготовки и перекачки нефти;

цех по приему и сдаче нефти;

цех поддержания пластового давления;

10 цехов вспомогательного производства;

жилищно-коммунальное хозяйство.

Управление «Альметьевнефть» располагает спортивно-оздоровительным цехом, в его ведении находятся оздоровительный лагерь «Юность», база рыбака «Кама».

НГДУ «Альметьевнефть» разрабатывает центральную и северо-западную части Ромашкинского месторождения.

Организация производственных процессов в НГДУ «Альметьевнефть»:

ОППД" отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта Главная задача-разработка и организация выполнения мероприятий, направленных на выполнение плана закачки технологической жидкости в пласт, повышение эффективности использования нагнетательного фонда скважин и другого оборудования системы ПДД контроль за своевременным выполнением мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, контроль за выполнением природоохранных мер при эксплуатации объектов ППД.

ЦИТС обеспечение выполнения суточных и месячных планов добычи нефти и газа, организация и контроль выполнения суточных заданий, ежедневный анализ производственной ситуации, круглосуточная организация и контроль работ всех объектив, осуществление координации с вспомогательным производством.

ТОДНиРП- технологический отдел по добыче нефти и развитию производства, Главная задача: разработка перспективных, годовых, квартальных и месячных планов добычи нефти, ввода скважин в эксплуатацию, подземных и капитальных ремонтов скважин и скважин на механизированную добычу нефти.

ОKPC - обеспечение качественного ремонта скважин от написания планов работ до окончания ремонт, разработка организационно-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности ремонта скважин, осуществление контроля за соблюдением технологического процесса при капитальном ремонте скважин, внедрение новых технологий, материалов.

ООСС- отдел организации строительства скважин осуществляет контроль над своевременным выполнением работ по строительству скважин при условии не превышения лимита затрат.

CПСН служба по приему - сдаче нефти. Главной задачей по приему сдачи нефти, является организация приема нефти от подразделений ОАО «Татнефть» и сдачи ее на объединенных узлах учета в систему магистральных нефтепроводов АК «Транснефть».

СПБиОТ - служба промышленной безопасности и охраны труда (Основной задачей является обеспечение промышленной безопасности и охраны труда в подразделениях управления, организация и координация работы в этом направлении. Технический отдел - осуществляет руководство работами по внедрению и эксплуатации на объектах НГДУ средств новой техники, передовой технологии.

ОМТСиКО отдел материального - технического снабжения и комплектации оборудования. Осуществляет корпоративного управления процессом материального - технического обеспечения производством.

Отдел главного энергетика - осуществляет техническое и методическое руководство энергетической службой управления, разрабатывает и контролирует внедрение мероприятий по рациональной эксплуатации энергетического и теплотехнического оборудования.

Отдел главного механика. Главной задачей является осуществление технического и методического руководства механоремонтной службы управления, обеспечения рациональной эксплуатации оборудования.

Отдел главного технолога. Главной задачей является организация выполнения планов по подготовке и перекачке нефти, выработке широкой фракции, мероприятий, направленных на улучшение качества и снижения потерь подготовленной нефти.

ТОРНиГМ - технологический отдел по разработке нефтяных и газовых месторождений. Главной задачей отдела является внедрение, утверждение технологических схем и проектов разработки месторождений.

Геологический отдел. Главной задачей геологического отдела является детальное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания их эксплуатационными и нагнетательными скважинами.

МГС - маркшейдерско-геодезическая служба. Главной задачей МГС является своевременное и качественное проведение предусмотренного нормативными требованиями комплекса маркшейдерских работ, достаточных для обеспечения безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых, обеспечения технологического цикла горных, строительно-монтажных работ, а гак же для прогнозирования опасных ситуаций при ведении таких работ.

ОВП - отдел вспомогательного производства. Главной задачей отдела является изучение социологических проблем организации труда, быта и отдыха работников, разработка социальных программ, организация их выполнения и контроль, за ходом их реализации.

СОИ - служба обработки информации. Главной задачей является внедрение и обеспечение эффективного функционирования информационной системы НГДУ, сбор первичной информации, своевременная выдача потребителям результатов вычислений.

ПООМ - производственный отдел по обустройству месторождений. Главной задачей является разработка мероприятий по своевременному вводу в эксплуатацию строящихся объектов, текущих и перспективных планов капитального строительства.

ОЭР и П - отдел экономических расчетов и прогнозирования. Главной задачей является организация и совершенствование расчетов и обоснований по прогнозированию и оперативному анализу финансовой деятельности управления, расчеты и обоснования финансового плана по самостоятельным структурным подразделениям.

ООТиЗП - отдел организации труда заработной платы. Главной задачей является создание условий для прогрессивной и эффективной трудовой деятельности за счет разработки и внедрения передовых форм организации труда.

ОКС - отдел капитального строительства. Главной задачей отдела является составление текущих и перспективных планов капитального строительства городских объектов жилищно-гражданского назначения, финансируемых ОАО «Татнефть» и другими источниками финансирования, контроль за ходом строительства и финансирования сооружаемых объектов, обеспечение своевременного ввода в эксплуатацию законченных строительством объектов.

Отдел регистрации имущества - Главной задачей отдела является представление НГДУ «Альметьевнефть» по вопросам Государственной регистрации прав на имущество и при заключении сделок (аренды, купле-продаже) с имуществом, а также учет, контроль и анализ эффективности использования имущества, принадлежащего НГДУ «Альметьевнефть» и разработка предложений по его улучшению.

ПСО - проектно - сметный отдел. Главной задачей является своевременная выдача проектно - сметой документации «Заказчику» согласно мероприятиям, разработанным по своевременному вводу в эксплуатации. Строящихся объектов, текущих и перспективных планов строительства новых, реконструкции существующих объектов собственными силами.

ЦДНГ - цеха по добыче нефти и газа. Главная задача - обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.

ЦППД - цех поддержания пластового давления. Главная задача - поддержание пластового давления на объектах разработки.

ЦКППН - цех комплексной подготовки и перекачки нефти. Главная задача - прием нефти с ЦДНГ в резервуарные парки, сепарация нефти при товарных парках, выработка широкой фракции легких углеводородов, сдача подготовленной нефти

ЦКПРС - цех капитального и подземного ремонта скважин. Основной задачей является своевременная и качественная замена вышедших из строя электроцентробежных установок и подземного оборудования.

ПРЦГНО - прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования. Основной задачей является осуществление ремонта ревизии опрессовки.

ЦПСН - цех по приему-сдаче нефти. Главной задачей является организационно-техническое обеспечение приемо-сдаточных операций нефти, обеспечение достоверности учета и контроля качества нефти.

ПРЦЭиЭ - прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения.

Основная задача - обеспечение надежной, экономичной, безопасной работы электроустановок, проведение ремонта электрооборудования во всех подразделениях НГДУ.

ТЭЦ - теплоэнергетический цех. Главной задачей цеха является бесперебойное, рациональное обеспечение тепло энергией объектов НГДУ, ОАО «Татнефть» с минимальными затратами и предотвращением потерь энергоносителя.

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования. Главной задачей цеха является обеспечение надежной и бесперебойной работы нефтепромыслового оборудования.

ЦАП - цех автоматизации производства. Главной задачей является техническое обслуживание и обеспечение надежной работы КИП.

АУТТ-1 - Альметьевске управление технологического транспорта. Главной задачей АУТТ-1 является качественное и своевременное транспортное обслуживание и выполнение работ специальной техникой для предприятий, организаций и структурных подразделений НГДУ в целях обеспечения выполнения плановых заданий по добыче нефти и газа, строительству нефтяных и газовых скважин.

ЦАКЗО - цех по антикоррозийной защите оборудования. Главной задачей цеха является увеличение срока службы нефтепромыслового оборудования с помощью применения технологий по защите от коррозии.

СОЦ - Спортивно-оздоровительный цех НГДУ «АН». Главной задачей цеха является обеспечение условий для укрепления здоровья и разностороннего физического развития работников НГДУ «АН» и членов их семей.

База отдыха «Юность». Главной задачей является обеспечение отдыха работников НГДУ и их семей.

Центральный склад. В задачи склада входит: прием, обработка, хранение и отпуск материальных ценностей и оборудования.

УКК - Учебный курсовой комбинат. Главной задачей является: подготовка, переподготовка, повышение квалификации рабочих, обучение бригадиров и их резервов.

1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов

Разработка многопластовых месторождений, содержащих различные виды углеводородных флюидов (нефть, газ, газоконденсат и вода), является сложной оптимизационной задачей, от грамотного решения которой зависит, насколько эффективно и рационально будут эксплуатироваться недра. Определяющую роль при решении данного вопроса играет степень изученности месторождения, а именно - наличие достоверной информации относительно конфигурации залежей, о геолого-физических характеристиках продуктивных пластов, их природных режимах, физико-химических свойств и компонентного состава углеводородного сырья.

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. Подобные изменения могут существенным образом отразиться как на технологической, так и на экономической эффективности проекта.

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 /-го 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).

Объективным критерием адекватности модели служит критерий согласия.

Критерии эффективного применения методов

Критерии применимости методов включают в себя в определенной степени технико-экономические показатели применения метода на основании обобщения ранее полученного опыта применения метода в различных геолого-физических условиях.

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

Нефтяные и нефтегазовые месторождения - это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Залежью называется естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.

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.

В настоящее время без поддержания пластового давления разрабатываются либо залежи, имеющие активный естественный режим, способный обеспечить поддержание давления в процессе всего периода разработки и получение высокого конечного коэффициента нефтеотдачи, либо небольшие по запасам месторождения, где организация работ по поддержанию давления экономически нецелесообразна.

3. Размещение скважин по площади залежи

Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (преимущественно рядами).

Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами. Схема расположения точек заложения скважин на перспективной или нефтегазоносной площади и последовательность их бурения, обеспечивающие достоверное и эффективное решение геологоразведочных задач 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

Ромашкинское месторождение -- расположено в 70 км к западу от г. Альметьевск. Открыто в 1948, разрабатывается с 1952. Приурочено к Альметьевской вершине Татарского свода размером 65х75 км, присводовая часть осложнена многочисленными локальными поднятиями. Месторождение многопластовое. Основная промышленная нефтеносность связана с терригенными толщами среднего, верхнего девона и среднего карбона (бобриковский горизонт); меньшие по размерам залежи расположены в карбонатных коллекторах верхнего девона, нижнего и среднего карбона. Выявлено свыше 200 залежей нефти. Основная залежь высотой 50 м находится в пашийском горизонте. 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/м 3 , содержание S 1,5-2,1%, парафина 2,6-5,4%. Состав попутного газа (%): CH 4 30-40, С 2 Н 6 +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.

Миннибаевская площадь является одной из центральных площадей месторождения. Площадь начала вводиться в промышленную разработку в 1952г. Первые нагнетательные скважины Альметьевско - Миннибаевского разрезающего ряда переведены под закачку воды в 1954 г. Сегодня это одна из наиболее выработанных площадей Ромашкинского месторождения.

Размещено на http://allbest.ru/

Размещено на http://allbest.ru/

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

а - границы месторождений;

б - границы площадей.

5. Б урение 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.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы(гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис. 3). 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 6.

Размещено на http://allbest.ru/

Размещено на http://allbest.ru/

Рис. 3. Схема ударного бурения:

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

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.

По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается.

Рис. 2. Классификация способов бурения скважин на нефть и газ

Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

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 ППД

Поддержание пластового давления -- процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ поддержания пластового давления или их комбинацию.

Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, ступенчатого осевого, барьерного площадного, очагового или избрательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор искусственной газовой шапки. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.

При площадном заводнении в зависимости от геологического строения нефтяной залежи и стадии её разработки для поддержания пластового давления применяют рядное, 4-точечное, 7-точечное и другое расположение нагнетательных и добывающих скважин. В размещении скважин по правильной геометрической сетке могут допускаться отклонения, если площадное заводнение проводят дополнительно к ранее внедрённой системе заводнения с учётом её эффективности, геологического строения и состояния разработки пластов-коллекторов. Суммарный объём закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания и большей частью от коллекторских и упругих свойств пластов. Число нагнетательных скважин при известном объёме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательных скважин определяется коэффициентом приёмистости, так же как производительность нефтяной скважины -- коэффициентом продуктивности. Максимальное давление нагнетания зависит от типа имеющегося насосного оборудования. Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти определяется отношением заданного объёма закачки воды в сутки к поглотительной способности одной скважины. Об эффективности процесса заводнения судят по увеличению текущей добычи нефти из действующих скважин. Применение поддержания пластового давления резко увеличило темпы отбора нефти, сократило сроки разработки нефтяных залежей, обеспечило высокие конечные коэффициенты нефтеотдачи.

7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

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

Рис. 4. СШНУ:

1 - станок-качалка; 2 - полированный шток; 3 - колонна штанг; 4 - обсадная колонна; 5 - насосно-компрессорные трубы; 6 - цилиндр насоса; 7 - плунжер насоса; 8 - нагнетательный клапан; 9 - всасывающий клапан.

Штанговый насос (рис.4) опускается в скважину ниже уровня жидкости. Состоит из цилиндра, плунжера, соединённого со штангой, всасывающих и нагнетательных клапанов. Цилиндр невставного штангового насоса опускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер -- на колонне штанг внутри насосно-компрессорных труб; цилиндр вставного штангового насоса опускается вместе с плунжером на штангах и закрепляется на замковой опоре, установленной на конце насосно-компрессорных труб или на пакере; штанговый насос большого диаметра опускается целиком на колонне насосно-компрессорных труб и соединяется с колонной штанг через сцепное устройство. Существуют также: штанговые насосы с подвижным цилиндром и неподвижным плунжером, с двумя ступенями сжатия, с двумя цилиндрами и плунжерами, с камерой разрежения и др. Штанги соединяются в колонну с помощью муфт. Длина штанги 8-10 м, диаметр 12,7-28,6 мм. Используются также полые неметаллические штанги или непрерывные колонны штанг, наматываемые при подъёме на барабан. Длина колонны до 2500 м. При длине свыше 1000 м колонна штанг делается ступенчатой, с увеличивающимся кверху диаметром для уменьшения массы и достижения равнопрочности.

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное 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. Используют электрический, реже газовые двигатели (на нефтяном газе от скважины) мощностью до 100 кВт. Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) 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 (башенные до 12 м), максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели мощностью до 100 кВт.

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 м 3 /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 (рис. 5) 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 (рис. 6).

Рис. 5. Электроцентробежная насосная установка:

1 - электродвигатель; 2 - протектор; 3 - центробежный насос; 4 - кабель; 5 - устьевая арматура; 6 - трансформатор; 7 - станция управления; 8 - датчик.

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 м 3 /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 м 3 /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.

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.

Рис. 7. Схема проведения кислотной обработки.

Для снижения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в качестве которых применяют формалин (CH 2 O), 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 м 3 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.

Рис. 8. Схема проведения гидравлического разрыва пласта:

1 - продуктивный пласт; 2 - НКТ; 3 - эксплуатационная колона; 4 - пакер

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. В процессе гидравлического разрыва пласта должны быть созданы такие условия, при которых в пласте возникают и закрепляются трещины. Скорости нагнетания жидкости разрыва должны быть такими, чтобы закачиваемый объем превышал приемистость пласта, подвергающегося гидравлическому разрыву. Необходимая скорость закачки зависит от вязкости жидкости разрыва и параметров призабойной зоны. Из этого следует, что в низкопроницаемых породах гидравлический разрыв может быть при сравнительно малых скоростях закачки с использованием жидкостей небольшой вязкости. В высокопроницаемых породах необходимо применять жидкости разрыва большой вязкости или существенно повышать скорости нагнетания.

нефтяной месторождение скважина производительность

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.

Агрегат -- в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды

Сбор нефти и газа на промыслах -- подготовка нефти, газа и воды до такого качества, которое позволяет транспортировать их потребителям. Осуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).

Подобные документы

Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.

отчет по практике , добавлен 23.10.2011


Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.

отчет по практике , добавлен 22.10.2012


Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.

отчет по практике , добавлен 20.03.2012


Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.

курсовая работа , добавлен 07.07.2015


Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.

отчет по практике , добавлен 23.09.2014


Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Этапы поисково-разведочных работ. Классификация залежей нефти и газа. Проблемы при поисках и разведке нефти и газа, бурение скважин. Обоснование заложения оконтуривающих разведочных скважин.

курсовая работа , добавлен 19.06.2011


Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.

реферат , добавлен 14.07.2011


Понятие о нефтяной залежи, ее основные типы. Источники пластовой энергии. Пластовое давление. Приток жидкости к скважине. Условие существования режимов разработки нефтяных месторождений: водонапорного, упругого, газовой шапки, растворенного газа.

презентация , добавлен 29.08.2015


Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.

отчет по практике , добавлен 28.10.2011


Первичный, вторичный и третичный способы разработки нефтяных и газовых месторождений, их сущность и характеристика. Скважина и ее виды. Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение. Искусственное отклонение скважин. Бурение скважин на нефть и газ.

Выполняем все виды студенческих работ

Отчет

Рабочей частью винтового насоса является однозаходный стальной винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля, внутренняя полость которой представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза большим шага винта. Винтовой насос - насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения винта. При вращении винт и его обойма образуют по всей длине...

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ ОТЧЕТ Студентки Маклаковой А. С. группы 18−13 В По учебно-ознакомительной практике, проходившей в НГДУ

«Альметьевнефть», учебный полигон ЦПК НГДУ «Елховнефть»

Расположенном в г. Альметьевске Начало практики 31.03.10. окончание практики 26.04.10.

Руководитель практики от кафедры РиЭНГМ:

Гарипова Л.И.

Альметьевск 2010 г.

1. Разработка нефтяных месторождений

1.1 Геология района и разработка месторождений

1.2 Организация производственных процессов в НГДУ

2. Техника и технология добычи нефти

2.1 Фонтанная эксплуатация скважин

2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами

2.3 Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насосами

2.4 Основные операции, выполняемые при исследовании скважин

2.5 Подземный и капитальный ремонт скважин

2.6 Методы воздействия на прискважинную часть пласта

3. Сбор и подготовка нефти на промысле

3.1 Сбор и подготовка добываемой продукции

3.2 Система ППД. Организация ППД на промысловых объектах

3.3 Ознакомление с работами по обслуживанию и ремонту трубопроводов

4. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и подземного оборудования

4.1 Безопасность труда и промышленная санитария

4.2 Охрана труда и окружающей среды на предприятии Список использованной литературы

Введение

Цель первой учебной практики заключается в закреплении представлений о процессах сооружения скважин и добычи нефти и газа, полученных студентами по учебной дисциплине «Основы нефтегазопромыслового дела» и подготовки студентов к изучению специальных дисциплин. В связи с тем, что к началу прохождения ознакомительной практики не предусматривается изучение специальных дисциплин, входящих в комплекс профессиональных знаний, поэтому первая учебная практика является начальным этапом практического обучения студентов. Ее целью является ознакомление студентов с основными технологическими процессами и оборудованием.

В связи с небольшой продолжительностью первая учебная практика проводиться экскурсионным порядком. Во время экскурсии по предприятию могут быть освещены следующие вопросы:

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.

НГДУ «Альметьевнефть» разрабатывает центральную и северо-западную части Ромашкинского месторождения. Объекты разработки - 4 площади терригенного девона (Миннибаевская, Альметьевская, Северо-Альметьевская, Березовская), залежи терригенных и карбонатных отложений карбона. НГДУ «Елховнефть» разрабатывает шесть нефтяных месторождений: уникальное по объему запасов Ново-Елховское месторождение (второе по величине извлекаемых запасов нефти в республике Татарстан).

1. Разработка нефтяных месторождений

Геология района и разработка мест о рождений

Самое крупное в Татарстане — Ромашкинское месторождение в административном отношении занимает территорию Альметьевского, Бугульминского, Лениногорского и Сармановского районов Республики. Ромашкинское месторождение многопластовое. В отложениях девона и карбона выделено 22 нефтеносных горизонта, 18 из которыз представляют промышленный интерес. В них выявлено около 400 залежей нефти. Детально изучены регионально-нефтеносные горизонты: пашийско-кыновских, черепетско-кизеловских, бобриковских отложений. Слабо изученными остаются локально-нефтеносные горизонты (заволжские, алексинские, данково-лебедянские). Основные запасы нефти месторождения приурочены к терригенным отложениям девона и карбона. Ромашкинское месторождение приурочено к крупному тектоническому элементу территории — Южному куполу Татарского свода. Залежь нефти в пашийском горизонте приурочена к сводовой части этого поднятия. Режим залежей упруго-водонапорный. Во всем осадочном разрезе месторождения выделяется до 22 водоносных комплексов пород. Наиболее водообильными являются терригенные породы девона и карбона. Нефти девонских отложений относятся к типу легких, сернистых, парафинистых. Нефти всех отложений карбона близки по составу и и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых. Месторождение введено в разработку в 1952 году. К настоящему времени на месторождении выделено 10 эксплуатационных объектов.

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. 2.24]

Совокупность указанных данных с учетом охраны недр и окружающей среды, определяет систему разработки залежи или месторождения.

Рациональная система разработки — это такая система, при которой месторождение эксплуатируется минимальные числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи, высокую конечную нефтеотдачу, при возможно низкой себестоимости нефти.

Составной частью разработки месторождений является выделение объектов разработки.

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 разработки разделяют как самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты предполагается разрабатывать скважинами, которыми эксплуатировали первоочередной объект до его истощения.

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 н е равномерной 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.

Для систем с неравномерным расположением 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 методу воздействия различают системы разработки без воздействия и с во з действием на пласт.

В системах без воздействия на пласт в процессе разработки залежи используют только естественную пластовую энергию.

Системы разработки оценивают по их характеристикам и показателям.

Характеристики системы разработки:

— фонд скважин - общее число эксплуатационных (добывающих, нагнетательных скважин, предназначенных для разработки залежи).

Подразделяется на основной и резервный.

— удельный извлекаемый запас — отношение извлекаемых запасов нефти к общему числу скважин;

- плотность сетки скважин на площади принято выражать в гектарах, приходящихся на одну скважину.

— интенсивность системы заводнения — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих.

— отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда , расстояние между рядами скважин и между скважинами, расстояние от контура до добывающих скважин, и др.

Показатели разработки абсолютные характеризуют интенсивность и степень извлечения нефти, газа и воды во времени:

— добыча нефти — основной показатель — суммарный по всем добывающим скважинам объекта в единицу времени и среднесуточная добыча, приходящаяся на одну скважину.

— добыча жидкости — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени,

— добыча газа - отношение объема газа к количеству нефти, извлеченных из скважины в единицу времени,

— накопленная добыча — отражает количество нефти, добытое по объекту за весь прошедший период времени.

Регулирование процесса разработки заключается в обеспечении равномерного перемещения контуров водоносности. Неравномерность продвижения воды устраняют ограничением отбора жидкости из скважин обводняющихся с одновременным увеличением объема нагнетаемого агента в зонах, где продвижение контурных вод замедленное. Постоянно контролируется изменение пластового давления по площади. Давление замеряют в возможно большем числе скважин и строят через определенные промежутки времени карту изобар, по которым определяют падение пластовых давлений на отдельных участках.

1.2 Организация производственных процессов в НГДУ

нефть месторождение скважина добыча Рис. 1.2.1 Схема организации производственных процессов в НГДУ Во главе НГДУ стоит начальник. Его непосредственные подчиненные — это главный геолог, главный инженер, главный технолог и заместитель по общим вопросам. В подчинении главного геолога имеются: отдел разработки (ОР), геологический отдел (ГО), группа моделирования (ГМ) и цех научных и производственных работ (ЦНИПР). Производственный отдел по добыче нефти (ПОДН), служба главного механика (СГМ), отдел охраны труда и пожарной безопасности (ООТиПБ), отдел текущего и капитального ремонта скважин (ОТиКРС), технологическая служба по работе внутрискважинного оборудования (ТСВО) и центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС) подчиняются главному инженеру. В ведении ЦИТС имеются: цех подземного ремонта скважин, цех добычи нефти и газа № 1 (ЦДНГ-1), цех добычи нефти и газа № 2 (ЦДНГ-2), цех поддержания пластового давления (ЦППД) и прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО). Главному технологу подчиняются: служба главного технолога (СГТ), цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), газовая служба (ГЗ) и химико-аналитическая лаборатория (ХАЛ). Административно-хозяйственный отдел (АХО), служба обеспечения производства (СОП), транспортное производство (ТП), участок погрузочно-разгрузочных работ (УПРР) и ведомственная охрана (ВОХР) являются непосредственными подчиненными заместителя начальника НГДУ по общим вопросам.

Главный инженер руководит работой всех производственных цехов, лабораторий. Он возглавляет научно-исследовательскую работу на предприятии.

Функция технического отдела — обеспечение совершенствования техники и технологии производства. Основная задача этого отдела — разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, разработка месторождений.

Отдел охраны труда контролирует соблюдение правил безопасности, охраны труда и промышленной санитарии.

Особые функции в управлении буровых и нефтегазодобывающих предприятий выполняет геологический отдел. Главная задача этого отдела — выбор и обоснование основных направлений поисково-разведочных работ, осуществление геологического контроля в процессе бурения и опробования скважин, выявление промышленных нефтегазоносных горизонтов, выбор рациональной системы разработки месторождений.

Главная задача производственного отдела — разработка и анализ выполнения оперативных планов — графиков, производственной программы организационно-технических мероприятий.

Планово-экономический отдел разрабатывает текущие и перспективные планы, организует внутризаводской хозрасчет.

Отдел организации труда и заработной платы проводит работу по планированию научной организации труда, затрат труда и заработной платы, организует социалистическое соревнование.

Для организации и управления работ по капитальному строительству на предприятиях имеются отдел капитального строительства и строительно-монтажные участки.

Бухгалтерия осуществляет учет денежных расходов предприятия основных и оборотных средств, заработной платы.

Отдел кадров подбирает и комплектует кадры, принимает и увольняет.

Административно-хозяйственный отдел — создание благоприятных условий для деятельности работников управления.

Объединение «Татнефть» - одно из крупнейших нефтегазодобывающих объединений РФ. Объединение является сложным производственным комплексом, располагающим огромными производственными мощностями и высокоразвитой социальной инфраструктурой. Объединение своей деятельностью вызвало к жизни ряд современных городов и рабочих поселков. В состав объединения сегодня входят 14 нефтегазодобывающих управлений (НГДУ).

Организация производства и управления в нефтегазодобывающем производственном объединении во многом определяется специфическими особенностями отрасли и меняется в зависимости от масштабов и структуры производства.

Характерные особенности нефтедобывающей отрасли заключаются в следующем:

добыча нефти и газа связана с большим объемом специальных работ по поискам и разведке месторождений нефти и проектированию их разработки; бурению скважин, их освоению, обустройству месторождений; добыче, сбору, подготовке нефти и переработке газа, транспорту и хранению продукции.

Сооружения и оборудование нефтедобычи подвержены сильному влиянию окружающей среды, часто агрессивной, поэтому значительный и все возрастающий объем работ связан с производством ремонта подземного и наземного оборудования:

— объем и структура производства меняются по мере ввода новых мощностей и истощения запасов нефти в недрах;

— нефтепромысловые объекты (сооружаемые буровые, скважины, товарные парки, установки по подготовке нефти и др.) и производственные подразделения рассредоточены на большой территории, значительно удалены от баз вспомогательного производства и снабжения;

— подвижность границ объектов производства, обусловленной вводом в разработку новых месторождений, площадей, скважин;

— круглосуточное (в течение всего года) функционирование производства;

— значительное влияние природно-геологических и климатических условий на итоги деятельности производства.

2. Техника и технология добычи нефт и

2.1 Фонтанная эксплуатация скважин

Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет природной энергии называют фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит при пластовом давлении меньшем, чем гидростатическое давление столба жидкости в скважине, что обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа.

При движении жидкости из зоны повышенного давления (пласт) в зону пониженного давления (скважина) из нее выделяется газ, который, расширяясь, помогает подъему жидкости. Во время подъема продукции скважины со снижением давления насыщения, в колонне подъемных труб выделяется растворенный в нефти газ и образуется газожидкостная смесь (ГЖС), плотность которой см меньше плотности жидкости ж (см < ж).

Условия фонтанирования в этом случае: Р пл > см g H.

Забойное давление: Р заб = см g H +Р тр +Р у.

Приток жидкости из пласта тем больше, чем меньше будет давление на забое — Р заб. В то же время пропускная способность подъемника будет тем выше, чем больше будет давление на забое. В процессе работы пласта и подъемника установится равновесие системы — «пласт-подъемник».

Рис. 2.1.1 Устройство скважины для фонтанной добычи.

1 — эксплуатационная колонна;

3 — башмак;

4 — фланец;

5 — фонтанная арматура;

6 — штуцер.

По мере эксплуатации естественный приток нефти к скважине постепенно уменьшается. Это связано с уменьшением давления на забое. В связи с этим применяется механизированный способ эксплуатации. В частности компрессорный и бескомпрессорный газлифт. Подъем производится с помощью энергии вводимого в скважину сжатого газа или извлекается различными видами насосов.

Рис. 2.1.2. Устройство скважины для газлифтной эксплуатации

1 — обсадные трубы;

2 — подъемные трубы;

3 — газовые трубы.

2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами

Длительная работа УШГН в скважине будет обеспечена грамотно подобранным режимом — системой следующих параметров: типоразмер насоса, глубина спуска, величина погружения под динамической уровень, длина хода и число ходов полированного штока, а также нагрузкой на колонну штанг. Проектирование оптимального режима производится по данным исследованиям, на основании которых рассчитывают добывные возможности скважины Qc. Им должны соответствовать возможности оборудования. Штанговая насосная установка состоит из наземного и подземного оборудования, установленного у устья скважины.

К наземному оборудованию относятся станок-качалка с приводом и устьевое оборудование. К подземному оборудованию относят глубинный штанговый насос, колонну насосно-компрессорных труб и колонну насосных штанг.

Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, предназначенный для работы на больших глубинах. Насос в свою очередь состоит из двух основных узлов: цилиндра и плунжера. Привод насоса осуществляется с поверхности с помощью колонны насосных штанг.

Глубинные штанговые насосы по конструкции и способу установки делятся на две основные группы: трубные или не вставные и вставные.

Трубные насосы характерны тем, что основные узлы спускаются в скважину по отдельности. Цилиндр на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер на колонне насосных штанг. Подъем осуществляется в том же порядке.

Вставной насос, в отличие от трубного, спускают в скважину и поднимают из скважины уже в собранном виде с помощью насосных штанг. Насос закрепляется с помощью специального замкового соединения, установленного на колонне насосно-компрессорных труб. Для замены вставного насоса достаточно поднять колонну насосных штанг.

Используются балансирные и безбалансирные штанговые установки.

Схема и принцип работы штанговой насосной установки с трубным насосом и балансирным станком-качалкой:

Рис. 2.2.1. Схема штанговой скважинно-насосной установки:
1 — эксплуатационная колонна; 2 — всасывающий клапан; 3 — цилиндр насоса; 4 — плунжер; 5 — нагнетательный клапан; 6 — насосно-компрессорные трубы; 7 — насосные штанги; 8 — крестовина; 9 — устьевой патрубок; 10 — обратный клапан для перепуска газа; 11 — тройник; 12 — устьевой сальник; 13 — устьевой шток; 14 — канатная подвеска; 15 — головка балансира; 16 — балансир; 17 — стойка; 18 — балансирный груз; 19 — шатун; 20 — кривошипный груз; 21 — кривошип; 22 — редуктор; 23 — ведомый шкив (с противоположной стороны тормозной шкив); 24 — клиноременная передача; 25 — электродвигатель на поворотной салазке; 26 — ведущий шкив; 27 — рама; 28 — блок управления.

Применяются также безбалансирные станки-качалки в которых вместо балансира используют гибкое звено перекинутое через шкив на стойке и соединенное с сальниковым штоком, а также станки с цепным приводом и гидроприводом.

В состав насосной установки с цепным приводом входят: корпус преобразующего механизма 1, электродвигатель 2, редуктор 3, звездочки 4 и 5, цепь 6, каретка 7, уравновешивающий груз 8, тормоз 9, подвеска устьево штока 10, канат 11, клиноременная передача 12.

Привод устанавливается на основании 13, на нем же размещается станция управления. Передача крутящего момента от электродвигателя осуществляется ременной передачей с возможностью изменения частоты качаний путем замены шкивов. Корпус преобразующего механизма представляет собой сварную металлоконструкцию, в которой перемещается уравновешивающий груз, соединенный канатом через ролики с подвеской устьевого штока. В корпусе размещен редуцирующий преобразующий механизм.

Рис. 2.2.2. Схема установки электропривода

1 — корпус; 2 — электродвигатель; 3 — редуктор; 4,5 — звездочки; 6 — цепь; 7 — каретка; 8 — уравновешивающий груз; 9 — тормоз; 10 — подвеска; 11 — канат; 12 — клиноременная передача; 13 — основание; 14 — станция управления.

Привод осуществляется следующим способом: движение от электродвигателя через ременную передачу, редуктор, ведущую звездочку, установленную на валу редуктора, передается на тяговую цепь. Тяговая цепь соединена посредством консольно прикрепленной к ней скалки с кареткой и уравновешивающим грузом. В тот момент, когда уравновешивающий груз находится в нижнем положении, а подвеска устьевого штока находится в верхнем положении, каретка находится в среднем положении. При вращении звездочек каретка перемещается вправо и одновременно вверх вместе с уравновешивающим грузом, а подвеска устьевого штока перемещается вниз. При достижении кареткой горизонтальной оси нижней звездочки движение каретки вправо прекращается и она движется только вверх. При достижении кареткой горизонтальной оси верхней звездочки каретка начинает перемещаться влево, продолжая при этом движение вверх. Это движение продолжается до тех пор, пока каретка не перейдет на противоположную сторону звездочки. При этом направление движения уравновешивающего груза и подвески устьевого штока меняется на противоположное. Тем самым обеспечивается возвратно-поступательное движение точки подвески штанг.

Мощность подключенного электродвигателя равна 3 и 5 кВт.

Преимущества над балансирным приводом

— постоянная скорость движения штанг на преобладающей части хода;

— редуктор с меньшим передаточным отношением;

— меньшая зависимость габаритов и массы привода от длины хода;

— обеспечение длины хода в широком диапазоне изменения скорости;

— снижение динамических и гидродинамических нагрузок;

— снижение энергетических затрат;

— повышение коэффициента использования мощности.

2.3 Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насос а ми

Главной отличительной особенностью бесштанговых скважинных насосов (БШГН), позволяющей выделить их в самостоятельную группу, является отсутствие механической связи между приводом и самим насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса.

Широкое распространение получили установки с погружными центробежными электронасосами, позволяющие при большей подаче развивать высокий напор достаточный для подъема нефти с больших глубин. Отличительная черта таких установок — перенос двигателя непосредственно к месту работы насоса и отсутствие штанг.

Оборудование для эксплуатации скважин с помощью УПЦН включает погружной электродвигатель 2, центробежный насос 5, станцию управления 11 с автотрансфор матором. К нижней части погружного электродвигателя присоединен компенсатор 1. Вал электродвигателя соединен шлицевыми муфтами через протектор 3 с валом насоса. Жидкость всасывается через боковой прием 4 и откачивается насосом по колонне насосно-компрессорных труб 6 на поверхность. Для питания двигателя электроэнергией предназначен бронированный трехжильный кабель 7, который крепится во время спуска насоса к трубам поясками 8. При подъеме насоса кабель наматывается на барабан 10. Устье герметизируется арматурой 9 фонтанного типа.

Принципиальная схема УПЭЦН

1 — автотрансформатор; 2 — станция управления; 3 — кабельный барабан; 4 — оборудование устья скважины; 5 — колонна НКТ; 6 — бронированный электрический кабель; 7 — зажимы для кабеля; 8 — погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 — приемная сетка насоса; 10 — обратный клапан; 11 — сливной клапан; 12 — узел гидрозащиты (протектор); 13 — погружной электродвигатель; 14 — компенсатор.

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.

Погружной центробежный электронасос — многоступенчатый, секционный. Каждая ступень состоит из направляющего аппарата и рабочего колеса, насаженного на общий вал. Рабочие колеса закреплены на валу общей шпонкой, а направляющие аппараты — в корпусе насоса, представляющем трубу от 92 до 114 мм. Число ступеней может достичь 400. Давление, развиваемое насосом, определяется числом ступеней и частотой вращения колес, диаметром насоса и другими факторами. 3.60]

Компенсатор — устройство для регулирования объема масла в погружном электродвигателе, которое расширяется вследствии нагрева двигателя во время его эксплуатации.

Станция управления обеспечивает контроль и регулирование работы установки, автоматическое включение, выключение ее в зависимости от давления в коллекторе.

Разработан безтрубный метод эксплуатации скважин, который предусматривает спуск агрегата в скважину на кабель-канате, что значительно упрощает и ускоряет спуско-подъемные операции.

Для разделения в скважине пространства нагнетания от полости всасывания насоса применяют специальные разделительные пакеры. Погружной агрегат применяют с верхним расположением электродвигателя. По этой схеме, спущенный в скважину насосный агрегат опирается на заранее установленный в эксплуатационной колоне — пакер, который отделяет фильтровую зону эксплуатационной колонны от ее верхней части. Насос отбирает жидкость из-под пакера и нагнетает в эксплуатационную колонну. Для спуска агрегата в скважину применяют специальную лебедку, смонтированную на автомобиле. Такая схема позволяет применять максимальные диаметры двигателя и насоса, последовательно, повысить подачу и напор. Погружные центробежные насосы не рекомендуются в скважинах с большим содержанием песка, свободного газа, мало эффективны для извлечения нефти высокой вязкости.

К бесштанговым погружным насосам относятся также винтовые, гидропоршневые вибрационные, диафрагменные и струйные насосы. Особенно широко используются для добычи вязкой нефти винтовые насосы.

Схема установки винтового насоса в скважине ничем не отличается от центробежного, за исключением самого насоса.

Рабочей частью винтового насоса является однозаходный стальной винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля, внутренняя полость которой представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза большим шага винта.

Винтовой насос — насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения винта. При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Получили широкое распространение винтовые насосы с верхним электроприводом, расположенным у устья скважины. Вращательный момент винту передается посредством колонны штанг, оборудованной специальными центраторами и размещенной внутри колонны насосно-компрессорных труб.

На необорудованных скважинах извлекать жидкость возможно методом свабирования, аналогично технологиям вызова притока из пласта.

У диафрагменного насоса резиновая диафрагма разделяет откачиваемую жидкость от приводной части насоса.

К БШНГ следует отнести струйные насосы. Разработанные и испытываемые в настоящее время на промыслах союза. Они основаны на принципе подъема нефти за счет эжекционного эффекта, создаваемого потоком подаваемой в скважину жидкости.

Вибрационный насос предназначен для подъема жидкости из скважины под воздействием упругих деформаций жидкости и колонны труб, генерируемых вибратором.

2.4 Основные операции, выполняемые при исследовании скважин

Под основными операциями понимают комплекс работ, направленных на получение данных о параметрах и характеристике пласта и призабойной зоны с целью установления эффективной эксплуатации 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 исследований. Для месторождения, вступающего в эксплуатацию, он может быть следующим: определение пластового давления, определение температуры пласта, определение характеристики добываемой продукции и отдельных ее компонентов, изучение геологической 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 могут быть отнесены к одной из следующих групп. 3.86]

Первичные исследования — получение информации на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения для подсчёта запасов и составления проекта разработки.

Текущие исследования — получение данных в процессе разработки для установления режимов работы скважин, уточнения параметров пласта.

Специальные исследования — получение данных для решения специальных вопросов, например: определение дефекта в обсадной колонне, места нарушения изоляции цементного кольца и т. д.

Прямые исследования — непосредственные измерения различных параметров в скважинах приборами.

Косвенные исследования - получение информации путём расчёта её по известным зависимостям — графикам, формулам и т. д.

Промыслово-геофизические исследования — получение данных с помощью геофизических приборов различного типа.

Гидродинамические методы — исследования, проводимые в скважинах на заданных режимах её работы и включают определения таких параметров: уровни, забойные и пластовые давления дебит, газовый фактор, обводнённость, приёмистость, профиль притока и т. д.

Перечень технологических операций перед исследованием скважин УШГН должен предусматривать:

1) установку эксцентричной планшайбы и скважинного отклонителя;

2) оснащение колонны труб муфтами с фасками с обеих сторон;

3) промывку скважины и очистку эксплуатационной колонны от отложений с последующим спуском шаблона;

4) использование проволоки диаметром 2,0−2,2 мм для подвески приборов;

5) перед спуском прибора снижение давления в затрубном пространстве до атмосферного;

6) спуск прибора через лубрикатор, если необходимо поддержание в затрубном пространстве давления выше атмосферного;

7) спуск приборов через направляющий ролик, устанавливаемый на планшайбу и центрируемый по отверстию;

8) перед спуском прибора произвести спуск шаблона, по длине и диаметру равного намечаемому к спуску прибору;

9) спуск и. подъем приборов производить со скоростью не более 30−40 м/мин, а в интервалах повышенной опасности лучше перейти на ручной спуск-подъем;

10) при возникающих задержках в процессе спуска рекомендуется в качестве первой меры увеличить массу груза до 8−12 кг;

11) при задержках, возникающих через каждые 200−300 м; следует спуск прибора прекратить, поднять его и переориентировать планшайбу;

12) возникающие «захлесты» из-за, неправильного расположения планшайбы могут быть устранены изменением расположения планшайбы и, следовательно, колонны труб. Если это не помогает, следует прибор поднять, используя крючки, или вызвать бригаду подземного ремонта.

При выборе направления спуска следует учесть азимут искривления скважины, используя инклинограмму. Метод просто осуществляется в вертикальной скважине, но требует определенного опыта в искривленных скважинах.

Оператор добычи нефти:

— поддерживает чистоту и порядок на территории закрепленных скважин;

— обеспечивает подготовку скважины к ремонту;

— контролирует проведение определенных операций, выполнение которых специфично для данной скважины;

Установку дополнительных устройств, исследовательских приборов и т. д. ;

— контролирует запуск УЭЦН после ремонта и вывод скважины на режим: следит за подачей, затрубным и буферным давлениями, динамикой уровня жидкости;

— участвует в операциях на очистке скважины от парафина, солей, песка.

В процессе эксплуатации оператор определяет и записывает в журнал сведения о дебите жидкости, обводненности продукции, динамическом уровне, буферном, затрубном и линейном давлении в следующие сроки:

— через 1 сутки после вывода скважины на режиме;

— в течение первых 30 суток — еженедельно; после первых 30 суток — ежемесячно.

— при запуске;

— через 2 суток после вывода на режиме;

— ежемесячно в течение 60 суток;

— 1 раз в квартал после 60 суток.

2.5 Подземный и капитальный ремонт 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.

Подземный ремонт является одним из производственных процессов разработки месторождений и в зависимости от сложности и трудоемкости условно подразделяют на текущий и капитальный.

Текущий ремонт — комплекс работ по исправлению или изменению режима работы внутрискважинного и устьевого оборудования, поддержанию скважины в работоспособном состоянии.

Основной объем операций текущего ремонта осуществляется по заранее составленному графику с учетом способа эксплуатации, технических характеристик используемого оборудования, состояния скважины, свойств эксплуатируемого объекта. Основные виды работ:

— ревизия и частичная или полная замена скважинного оборудования;

— оптимизация режимов эксплуатации;

— очистка и промывка забоя скважины;

— выполнение запланированных геологических и технологических мероприятий.

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.

Виды работ, выполняемые капитальным ремонтом можно сгруппировать по следующим направлениям:

— охрана недр и окружающей среды;

— изоляционные работы по перекрытию и ограничению путей поступления воды в продукцию скважины;

— воздействие на продуктивные пласты;

— восстановление и ликвидация аварий в стволе скважины.

Основанием для рассмотрения вопроса необходимости капитального ремонта каждой конкретной скважины является аварийное состояние, наличие аномалий в величинах добычи продукции и содержания в ней воды, загрязнение окружающей природной среды, выполнение скважиной своего назначения. В первом случае должно быть принято решение «ремонт» или «ликвидация», во втором — ремонт или эксплуатация при аномальных показателях, в третьем — обязательная ликвидация источников загрязнения, в четвертом — ликвидация.

Характерной особенностью подземного ремонта скважин является то, что при различных его назначениях, продолжительности и сложности в большинстве случаев выполняются одни и те же операции с использованием одних и тех же специальных машин и инструментов.

Технологический процесс подземного ремонта скважин можно разделить на три основных этапа:

1) подготовительные работы:

2) спускоподъемные операции и собственно ремонт;

3) освоение скважины после ремонта.

Первый технологический этап ремонта — подготовительные работы — состоит из двух частей:

— собственно подготовки скважины к ремонту;

— подготовка оборудования и инструмента для проведения ремонта.

К первой группе относятся работы, связанные с предупреждением проявлений воды, нефти и газа в процессе ремонта.

Скважину считают подготовленной к ремонту, если созданы условия для проведения в ней всех необходимых операций при соблюдении охраны труда, исключения загрязнения окружающей среды и потерь продукции.

Одной из технологий подготовки является глушение скважины, заключающееся в замене скважинной жидкости на жидкость глушения, плотность которой обеспечивает создание необходимого противодавления на эксплуатируемый объект. Глушение скважины нежелательный процесс, так как жидкость глушения в сочетании с репрессией на пласт может оказывать отрицательное влияние на его коллекторские свойства. 3.104]

Более рациональный способ подготовки скважин к ремонту по сравнению с глушением — установка в скважине выше эксплуатационного объекта клапанов-отсекателей или оснащение устья скважины специальным оборудованием для производства спускоподъемных операций под давлением.

Вторая часть подготовительных работ заключается в доставке и развертывании на устье скважины необходимого оборудования, обеспечении инструментом, материалами и приспособлениями, демонтажем оборудования после проведенных работ и пр.

Рис. 2.5.1. Подъемная установка.

1 — талевая система; 2 — вышка; 3 — силовая передача; 4 — передняя опора; 5 — кабина оператора; 6 — лебедка; 7 — гидроцилиндр подъема вышки; 8 — задняя опора .

Большинство технологий ремонта осуществляется с применением спускоподъемных операций, поэтому спуск и подъем колонны труб рассматривается как самостоятельная группа операций. Их выполняют комплексом грузоподъемного оборудования, включающего вышку с оснасткой, инструмент и средства механизации для захвата, поддержания труб, а также операций с резьбовыми соединениями.

Грузоподъемное оборудование смонтировано на транспортной базе.

Мобильный агрегат для производства спускоподъемных операций в подземном ремонте скважин в рабочем и транспортном положении показан на рисунках:

нефть месторождение скважина добыча Рис. 2.5.2. Самоходная подъемная установка.

1 — оттяжки вышки, 2 — установочные оттяжки, 3- клиновые упоры, 4- винтовой домкрат, 5- поворотный кран, 6- крюкоблок, 7- коробка перемены передач, 8- лебедка, 9- пост управления подъема вышки, 10- гидравлический домкрат, 11- инструментальный ящик, 12- задняя опора вышки.

Для технологических операций предназначено специальное наземное и подземное оборудование. Основное наземное оборудование — насосные агрегаты для нагнетания жидкостей в скважину, установки для производства пара, оборудование для герметизации устья скважины, агрегаты для исследования скважин. Подземное — пакеры, якори, захватные устройства для извлечения труб, канатов, инструменты для очистки забоя и стенок скважины, инструменты для разрушения металла в скважине, создания дополнительных работ используются специальные технические и транспортные средства.

Освоение заключается в создании в заглушенной скважине условий для притока жидкости и газа из пласта к забою после ремонта.

Канатные технологии основаны на использовании каната для спуска на забой или заданный интервал скважины приборов, приспособлений, устройств, контейнеров, с соответствующими материалами.

Технологии с использованием гибких труб заключается в разматывании и наматывании на барабан, размещенный на площадке транспортного средства, непрерывной гибкой колонны.

На устье скважины размещается специальный механизм, принудительно заталкивающий гибкую колонну при одновременном ее распрямлении. На оси барабана установлен вертлюг, соединенный с внешним неподвижным концом гибкой колонны, что позволяет подавать в трубы жидкость в процессе вращения барабана. На спускаемом конце гибкой колонны может быть укреплен необходимый инструмент или приспособление для проведения технологической операции.

Длинномерная гибкая труба отличается от насосно-компрессорных труб материалом и отсутствием соединительных муфт.

Технологии ремонта предусматривают спуск гибкой колонны в обсадные трубы, в трубы насосно-компрессорных труб, в межтрубное пространство в скважине между обсадной и подъемной колонной труб.

От традиционных методов ремонта скважин колтюбинговые технологии отличает упрощение процесса работы при избыточном давлении в стволе скважины, оперативное свертывание и развертывание установок, возможность работы в межколонном пространстве, исключение спускоподъемных операций при некоторых видах ремонта.

2.6 Методы воздействия на прискважинную часть пласта

Высокие показатели разработки нефтяных месторождений и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) можно получить только при рациональной эксплуатации объекта.

При эксплуатации скважины значительная часть нефти (на практике при современных технологиях больше половины) остается в недрах, она прилипает к породам коллектора, застревает в мелких порах и т. п. Поэтому используют искусственные методы воздействия на пласт.

Искусственные методы воздействия на пласт делят на три группы:

Методы поддержания пластового давления нагнетанием воды или газа,

— методы повышения нефте и газоотдачи пластов,

— методы повышения проницаемости призабойной зоны.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) — обозначается вся совокупность технологий объемного воздействия на нефтяной пласт (обычно осуществляется через нагнетательные скважины) с целью длительного улучшения характеристики заводнения и, в конечном итоге, предназначенных для увеличения извлекаемых запасов нефти (закачка в пласты воды с ПАВ, вытеснение нефти раствором полимеров, закачка в пласт углекислоты, нагнетание в пласт теплоносителей, вытеснение нефти из пласта растворителями, внутрипластовое горение).

Методы повышения проницаемости — обработка призабойной зоны (ОПЗ) — обозначается совокупность технологий локального воздействия на пласт в непосредственной близи от скважины (обычно осуществляется через добывающие скважины) с целью обеспечения заданных или восстановления утраченных эксплуатационных характеристик скважины без указания связи с состоянием извлекаемых запасов нефти (кислотные обработки, ГРП, ГПП, торпедирование, вибрационное воздействие, тепловая обработка).

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 (НС1) и фтористоводородную (HF) кислоты. Соляная кислота растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты) продуктивных пластов, а продукты реакции соляной кислоты с карбонатами — соли хлористого кальция (СаС1) и хлористого магния (MgCl 2), углекислый газ (СО 2), 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 м 3 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.

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.

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.

Рис. 2.6.1. Схема ГРП

I — нагнетание жидкости для разрыва; II — нагнетание жидкости с песком; III-нагнетание жидкости вдавливания. 1 - глины; 2 — нефтяной пласт

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. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне труб с помощью того же наземного оборудования, что и для гидравлического разрыва пласта.

Рис. 2.6.2. Схема ГПП 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. 2.56]

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.

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.

3. Сбор и подготовка нефти на промысле

3.1 Сбор и подготовка добываемой продукции

Продукция нефтяных добывающих скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Вода присутствует в свободном состоянии, а также образует водонефтяные эмульсии, в которых мелко раздробленные капельки воды в нефтяной среде не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых и газоконденсатных скважин вместе с газом извлекается жидкая фаза в виде капель воды и углеводородов. Кроме газа и жидкости в продукции содержатся механические примеси природного и техногенного характера.

Система сбора нефти, нефтяного газа и воды организуется в зависимости от устьевых давлений, схемы группирования скважин, взаимодействия с системами воздействия на нефтяную залежь, расположения пункта подготовка добываемой продукции с учетом того, что за время эксплуатации месторождения изменяются число и расположение добывающих скважин, их дебиты, обводненность.

Промысловая система сбора и подготовки продукции скважин представляет комплекс инженерных коммуникаций и сооружений, расположенных на территории разрабатываемых объектов, обеспечивающих замер, транспортирование к технологическим аппаратам, подготовку нефти, газа и воды до требуемых параметров, утилизацию всех попутно добываемых и извлекаемых в процессе производства продуктов и вредных веществ.

Конструктивно — это разветвленная сеть трубопроводов, соединяющих скважины, технологические установки, аппараты, сооружения. На территории промысла прокладывают трубопроводы подземные, наземные, подводные, подвесные. По назначению выделяют нефтепроводы, водопроводы, газопроводы, нефтегазопроводы.

Промысловая подготовка продукции скважин заключается в разделении жидких и газообразных углеводородов, освобождении их от посторонних примесей любого происхождения.

Рис. 3.1.1. Принципиальная технологическая схема добычи подготовки добываемой продукции нефтегазодобывающим предприятием (НГДУ).

Нагнетательные скважины конструктивно не отличаются от эксплуатационных скважин для добычи нефти или газа. Единственное- в оборудование устья входит регулятор расхода закачиваемой воды.

После сбора нефть проходит несколько стадий обработки:

— обезвоживание;

— обессоливание;

— стабилизация;

— дегазация.

При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия - механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

Рис. 3.1.2. Схема обезвоживания нефти

1 - газосепарационный узел;

2 - отстойник предварительного сброса воды;

3 - печь подогрева;

4 — узел обезвоживания нефти;

5 — каплеобразователь;

6 — гравитационный сепаратор-отстойник водонефтяной эмульсии.

Различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

— гравитационное холодное разделение;

— внутритрубная деэмульсация;

— термическое воздействие;

— термохимическое воздействие;

— электрическое воздействие;

— фильтрация;

— разделение в поле центробежных сил.

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Принципиальная схема отстойника непрерывного действия приведена на рисунке:

Рис. 3.1.3. Схема отстойника Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество - деэмульгатор в количестве 15 … 20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45 … 80 °C.

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1 … 2%.

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0.1%.

Нефть после ступени обезвоживания I нагревается в теплообменнике 1 и смешивается с промывочной пресной водой IV в количестве 5-10% от массы обрабатываемой продукции. Перед этим в ее поток вводят поверхностно-активное вещество — деэмульгатор II и (если в нефти содержатся неорганические кислоты) щелочь или соду III. Пресная вода диспергируется в нагретой нефти до поступления в электродегидратор 2, в котором под действием электрического поля происходит слияние капель соленой и пресной воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая направляется затем в нефтеотделитель 3 для дополнительного отстоя. Уловленная в нефтеотделителе нефть с оборотной водой VII возвращается на прием электродегидратора, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки для поддержания пластового давления (ППД). Обессоленная нефть из электродегидратора V направляется на следующую ступень — стабилизацию.

Рис. 3.1.4. Схема обессоливания нефти

1 — теплообменник;

2 — электродегидратор;

3 — нефтеотделитель.

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40 … 80 0С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

3.2 Система ППД. Организа ция ППД на промысловых 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.

При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным является 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. Подготовка пресных вод для использования в системе ППД.

Количество пластовых сточных вод, добываемых вместе с нефтью и используемых в системе заводнения, обычно обеспечивает потребность для этих целей не более чем на 30−50%, остальные 70−50% - это пресные, подземные минерализованные и реже — морские воды.

Водозаборы грунтовых вод разделяются на подрусловые артезианские. В практике заводнения большее распространение получили подрусловые водозаборы, схемы которых приводится на рис 3.2.1 а.

Рис 3.2.1. Водозаборы поверхностных вод: а-подрусловый водозабор: 1 — обсадная труба; 2- эксплуатационная колонна; 3 -фильтр; 4 -резервуар; 5 — вакуум-компрессор; 6,9 — насосы; 7 — колодец; 8 — резервуар чистой воды; б — водозабор открытого водоема: 1 — прием насоса; 2 — приемная труба; 3 — площадка; 4- сваи; 5 — насосная станция первого подъема.

Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины.

В последние годы получили распространение блочные НКС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде. Кустовые насосные станции предназначены для нагнетания очищенных вод в продуктивные горизонты.

Число КНС, их расположение на месторождении, мощность устанавливаемых насосов определяют на основе проекта разработки залежи и технико-экономических расчетов. Во избежание больших гидравлических потерь при подаче воды к нагнетательным скважинам КНС обычно располагают вблизи скважин. В КНС устанавливают от 2 до 5 центробежных насосов, один из которых — резервный.

Рис. 3.2.2. Схема КНС.

1 — магистральный водовод;

2 — приемный коллектор.

Рис. 3.2.3. Схема законтурного заводнения:

1 — нефтяные скважины;

2 — нагнетательные скважины;

3 — контрольные скважины;

4 — внутренний контур нефтеносности.

Законтурное заводнение характерно тем, что нагнетательные скважины расположены за пределами залежи вблизи внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины расположены рядами (батареями) параллельно внутреннему контуру нефтеносности. Наиболее благоприятным объектом законтурного заводнения — пласты сложенные однородными породами с хорошей проницаемостью, не осложненными нарушениями. Расстояние нагнетательного ряда до внешнего ряда добывающих скважин принимают для однородных пластов в пределах 1000 - 1200 м. для пластов неоднородных и с низкой проницаемостью 600 — 700 м.

Извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи пласта наиболее тесно связан с охватом пласта вытесняющим агентом и определяется особенностями геологического строения, проницаемости коллектора, свойствами нефти и вытесняющего агента, системой разработки. Наибольшему увеличению охвата пластов воздействием способствуют технологии, основанные на нестационарном режиме заводнения, избирательном и очаговом заводнении, применением повышенных давлений на линии нагнетания, выбором оптимальной сетки скважин.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2−3 ближайшие ряда добывающих скважин. При разработке залежей значительных по площади применяют внутриконтурное заводнение.

Особенностью этой системы является размещение нагнетательных скважин рядами в нефтяной залежи, которыми вся ее площадь разрезается на отдельные участки.

Рис. 3.2.4. Схема внутриконтурного заводнения

1 — нагнетательные скважины; 2- эксплуатационные скважины.

Различают осевое заводнение с расположением нагнетательных скважин по оси структуры и кольцевое — с расположением внутри залежи в виде кольца, разделяющего ее на центральную и кольцевую площади.

Рис. 3.2.5. Схемы центрального заводнения:

а — осевое заводнение; б - кольцевое заводнение;

1 — нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины

Блоковая система заводнения предусматривает расположение нагнетательных скважин параллельными прямолинейными рядами с размещением между ними рядов добывающих скважин. Залежь разрабатывается по блокам, независимым друг от друга. Такие системы разделяют по числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные.

Площадное заводнение характерно расположением добывающих и нагнетательных скважин на площади равномерно по правильной геометрической сетке

Элемент пятиточечной системы — квадрат в центре которого расположена скважина нагнетательная, а по углам квадрата добывающие;

Элемент семиточечной системы — шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре.

Элемент девятиточечной системы - квадрат, в углах которого и в середине его сторон расположены добывающие скважины, а в центре нагнетательная).

Избирательное заводнение характерно выбором скважин под нагнетание воды после разбуривания части площади по равномерной сетке на основании данных геофизических и гидродинамических исследований.

3.3 Ознакомление с работами по обслуживанию и ремонту трубопроводов

Нефть, газ и нефтепродукты на дальние расстояния и в больших объемах транспортируют по трубопроводам.

Различают следующие трубопроводные системы: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы.

Трубопровод для перекачки нефти называют нефтепроводами.

Нефтепровод и газопровод — сложное инженерное сооружение, частями которого являются: запорная, регулирующая и предохранительная арматура; устройства для ввода химических реагентов; контрольно-измерительные приборы и средства автоматики; устройства для защиты от коррозии, деформации трубопровода и т. д.

Собственно трубопровод — основная составляющая магистрального нефтепровода — представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенными камерами приема и спуска скребков, разделителей, диагностических приборов.

Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей — атмосферный. Для защиты трубопроводов от коррозии применяют пассивные и активные средства и методы.

В качестве пассивного средства используется изоляционное покрытие, к активным методам относится электрохимическая защита. Изоляционное покрытие применяемое на подземных магистралях трубопроводах, должно обладать высокими диэлектрическими свойствами; быть сплошными, водонепроницаемыми, механически прочными. Изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Их прокладка должна осуществляться комплексно со средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

ЭХЗ осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присоединением защищаемого трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной.

Профилактические мероприятия на трубопроводе, а также ликвидация повреждений и аварий выполняются ремонтно-восстановитетьной бригадой, которая размещается на перекачивающих станциях; при больших расстояниях между перекачивающими станциями (больше 100-120 км) организуются промежуточные ремонтно-восстановительные пункты, количество которых зависит от рельефа местности, наличия проезжих дорог и состояния трубопровода. Эти бригады располагаются обычно вблизи населенных пунктов.

Состав самостоятельных ремонтно-восстановительных бригад, их оснащенность машинами и механизмами устанавливаются в зависимости от трассы, технического состояния трубопровода, количества параллельно уложенных ниток трубопроводов.

Каждая ремонтно-восстановительная бригада должна быть обеспечена средствами передвижения, средствами откачки и пожаротушения, землеройными механизмами и сварочными машинами. Все машины и механизмы постоянно находятся в полной исправности и готовности к выезду для ликвидации повреждения на трубопроводе.

В зависимости от повреждения подготовляется котлован, размеры которого должны обеспечить свободный доступ к трубопроводу для выполнения работ.

Котлован тщательно очищают от нефтепродукта (после полной «го откачки) и изолируют от него. Необходимо перед началом сварочных работ добиться остановки поступления нефтепродукта из трубопровода.

Если повреждение представляет собой свищ, то утечку нефти можно остановить, забив деревянную пробку и срезав ее заподлицо с трубой

4. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и подземного оборудования

4.1 Безопасность труда и промышленная санитария

Техника безопасности — система организационно-технических мероприятий и средств, предотвращающих воздействие на работающих опасных производственных факторов.

Оборудование и инструмент должны содержаться в исправности и чистоте, соответствовать техническим условиям завода-изготовителя и применяться в соответствии с требованиями эксплуатационной и ремонтной документации. Для бурения нужно использовать лишь полностью исправную буровую установку. Вышку необходимо укреплять оттяжками из стального каната, число, диаметр и места, крепления которых должны соответствовать технической документации на данную установку. Все оборудование должно быть установлено так, чтобы была обеспечена возможность удобного и безопасного его обслуживания и ремонта. Оборудование, которое может оказаться под напряжением электрического тока, должно быть надежно заземлено и опробовано без нагрузки. Буровая установка должна иметь щит с приборами контроля за работой механизмов, ведением технологических процессов и состоянием скважины. На буровой следует иметь аптечку с набором перевязочных средств и медикаментов, необходимых для оказания первой помощи при несчастных случаях. Члены буровой бригады должны быть обучены приемам оказания первой помощи. Все вращающиеся и движущиеся части машин и механизмов должны надежно ограждаться. 1.23]

ГСМ должны храниться на расстоянии не менее 50 км от буровых установок с соблюдением необходимых мер безопасности.

При приеме смены бурильщик обязан проверить следующее:

1. Наличие документации;

2. Исправность бурового станка;

3. Исправность электрооборудования: надежность крепления двигателей.

Производственная санитария — система организационных, гигиенических и санитарно-технических мероприятий и средств, предотвращающих воздействие на работающих вредных производственных факторов. К их числу относятся повышенные уровни шума, вибрации, загазованности.

Для устранения или уменьшения опасности вредных веществ для человека важно ограничить применение их по числу и объему, а где возможно, заменить высокотоксичные на менее токсичные, сократить длительность пребывания людей в загрязненном воздухе и следить за эффективным проветриванием производственных помещений. Во всех случаях необходим постоянный контроль за чистотой воздуха. Наряду с другими средствами контроля эффективна одоризация выбросов сильно пахнущими одорантами. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях можно производить без снятия изоляции. Однако если состояние стенок или сварных швов трубопроводов вызывает сомнение, то по указанию лица, осуществляющего надзор за эксплуатацией трубопроводов, должно быть проведено частичное или полное удаление изоляции.

Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходных каналах или в земле, должен производиться путем вскрытия на отдельных участках длиной не менее 2 м. Число участков, в зависимости от условий эксплуатации, устанавливается лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию.

Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов — до плюс 60 °C, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер по технике безопасности.

При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с действующими инструкциями и дефекты устранены.

За своевременное устранение дефектов отвечает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов.

При наружном осмотре должно быть проверено состояние: изоляции и покрытий:

— сварных швов;

— фланцевых и муфтовых соединений, крепежа и устройств для установки КИП;

— компенсирующих устройств;

— дренажных устройств;

— арматуры и ее уплотнений;

— реперов для замера остаточной деформации;

К самостоятельной работе на объектах месторождений с содержанием сероводорода допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности работ на объекте и аттестацию в соответствии с требованиями работников, эксплуатирующих опасные производственные объекты, знающие свойства сероводорода, его воздействие на человека и умеющие оказывать пострадавшему первую доврачебную помощь.

Опасными и вредными производственными факторами на объектах сернистой нефти являются:

загазованность (сероводород, сернистый газ);

взрывопожароопастность;

нефть, химические реагенты;

электрический ток.

4.2 Охрана труда и окружающей среды

Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды. Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка, план, смета) и дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе работ. Рабочему на территории промысла при обходе трассы трубопровода следует соблюдать следующие правила. Места открытого выделения газа обходить с наветренной стороны и извещать об опасности всех присутствующих вблизи аварийной зоны. Не располагаться на отдых и для приема пищи вблизи газоопасных мест. Не допускать появления открытого огня на территории промысла курить только в специально отведенных местах. Не допускать на территории промысла разлива нефти и замазученности, принять все меры по недопущению загрязнения почвы и водоемов нефтью и атмосферы нефтяным газом. Запрещается наносить удары по оборудованию, находящемуся под давлением. Запрещается использовать неисправные или не прошедшие в установленный срок проверку изолирующие защитные средства.

Список литературы

1. Карпеев Ю. С. Организация охраны труда на нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах. М.: Издательство Недра, 1998. — 330 с.

2. Коршак А. А. , Шаммазов А. М. Основы нефтегазового дела. Уфа. 2000.-220с.

3. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений. М.: Издательство Недра, 2003. — 639с.

4. Калошин А. И. Охрана труда. М.: Издательство Агропромиздат, 1991. — 400с.

5. «Сборник инструкций по охране труда и технике безопасности по безопасному ведению работ при текущем и капитальном ремонте скважин НГДУ. 2000. — 200с.

6. Вакула Я. В. Основы нефтегазопромыслового дела. Альметьевск, 2009.- 364с.

7. Yandex, http :// tatnipi - razrab . narod . ru / web - kadastr / romashkinskoe .

Контрольная

Графоаналитический способ рационально сочетает графические и вычислительные приемы отыскания проектных высот и рабочих отметок. По точности он несколько ниже аналитического, но обладает достоинствами обоих способов. Графоаналитический способ обеспечивает эффективное выравнивание проектируемой поверхности. Способ применим при всех стадиях проектирования. По способу изображения процесса...

Положение рукояти в седельный подшипнике 4 позволяет ей поворачиваться вокруг вала напорного механизма под действием усилия в подъемном канате, а также перемещаться поступательно в седельный подшипнике в результате действия напорного механизма. Таким образом, механизм имеет две степени свободы, необходимые для управления ковшом в процессе копания. Ковш перемещается в результате добавления...

Кв = Стоимость выбывших основных средств______. Стоимость основных средств на начало периода (3.2). Крост = (Фвв - Фвыб)/Фкон (3.3). Где Фвв - стоимость вновь введённых основных фондов за определённый период (год); Фвыб - стоимость выбывших основных фондов за определённый период; Фкон - стоимость основных фондов на конец того же периода. Фондоотдача (ФО) основных производственных фондов - один...

Из-за ограниченной доступности основных редкоземельных элементов некоторые компании разрабатывают материалы-заменители. Корпорации Toyota и General Electric объявили о своих намерениях уменьшить использование редкоземельных элементов при производстве машин и ветродвигателей. В то же время другие страны (Австралия, Бразилия, Индия, Россия, ЮАР, Малайзия и Малави) обладают ощутимыми запасами...

Серия аналитических приборов типа «Стереоанаграф» отечественного производства имеют несколько модификаций. Первые модификации приборов состояли из стереокомпаратора, координатографа и ЭВМ, Они предназначены для создания и обновления карт и планов всего масштабного ряда по аэро- и космическим снимкам. Эти приборы имеют повышенную точность обработки снимков, автоматизацию процессов ориентирования...

Курсовая

Аппарат формул для предрасчета погрешности сбойки и точности полигонометрии довольно широк. Но как бы ни был хорош предрасчет точности будущих измерений, какие бы формулы не применялись, всегда необходимо знать фактическое положение пунктов полигонометрии. Наиболее простой анализ погрешности положения пункта полигонометрии делают по координатам x, y, полученным нескольких n ходов. Для этого...

Таблица 2.6 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 105 28.02.2008. Таблица 2.7 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 105 12.04.2008. Таблица 2.8 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 110 29.02.2008. Таблица 2.9 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 110 24.10.2008. Обработка результатов исследований позволила получить уравнение притока газа...

Курсовая

Четвёртый этап. Производят вынос оси сбойки в шахту. Для этого в точке, А откладывают горизонтальный угол, а в точке Вгоризонтальный угол, по которым задают проводимому орту с обеих его концов направления в горизонтальной плоскости. Контроль за правильностью проведения орта в вертикальной плоскости осуществляют по вычисленному уклону. Рисунок 1. Погрешность смыкания встречных забоев в плане для...