otchet_po_praktike_moy (1)

3
1. Сведения о месторождении (площади)..4
2. Строение эксплуатационного объекта6
3. Литолого-физическая характеристика коллекторов.8
3.1. Коллекторские свойства терригенных горных пород..8
3.2. Коллекторские свойства карбонатных трещиноватых пород....9
4. Физико-химические свойства жидкостей и газов..11
4.1. Свойства пластовой нефти и воды.11
4.2.Физико-химические свойства природных газов12
4.3. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа на Ново-Елховском месторождении...14
5. Эксплуатация скважин насосными установками..15
5.1. Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами..15
5.2. Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насосами.22
6. Классификация и характеристика видов подземного ремонта скважин.25
7. Классификация и характеристика видов капитального ремонта скважин28
8. Причины снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации. Методы воздействия на прискважинную часть пласта30
9. Характеристика исследований на фонде механизированных скважин...33
10. Технологические процессы сбора и подготовки нефти на промыслах35
11. Система ППД. Требования к качеству воды. Способы подготовки вод, используемых для закачки в пласт...41
12. Меры безопасности при обслуживании и ремонте механизированных скважин....46
12.1. Требования к ведению работ по ремонту скважин..46
12.2. Требования к подготовительным и монтажным работам48
Список литературы.......................................50
























2УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М





Содержание
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф.






2
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..







ВВЕДЕНИЕ
Ознакомительная практика является начальной стадией обучения. Способствует ознакомлению со своей профессией до начала изучения специальных предметов. Данная практика проходила в нефтегазодобывающих предприятиях «Джалильнефть», «Елховнефть», учебном полигоне
С древнейших времен люди знали о свойствах нефти. Уже за 6000 лет до нашей эры люди использовали ее для освещения и отопления своих помещений. Наиболее древние промыслы находились на берегах Евфрата, в китайской провинции Сычуань. Упоминания нефти встречаются во многих древних источниках.
В странах Западной Европы, где все научные сочинения в Средние века писали на латыни, для обозначения нефти широко используются слова, производные от латинского слова «петролеум», т.е. каменное масло.
Другое широко распространенное название нефти – «ойл» - означает также «масло», «растительное масло».
В настоящее время из нефти производят топлива (бензин, керосин, дизтопливо); масла и связки, столь необходимые любому механизму.
Синтетический каучук, вырабатываемый из нефти, является основой для изготовления всевозможных резиновых изделий
Пластмассы – еще один широко применяемый продукт переработки нефти. Они используются при изготовлении автомобилей, в самолето - и ракетостроении, машиностроении и в быту. (3)
В период прохождения второй учебной практики нами были посещены объекты НГДУ «Джалильнефть» и «Елховнефть»: учебный полигон «Елховнефть», групповые установки, цеха добычи нефти и газа, где изучили основы нефтедобычи, работу групповых установок. На учебном полигоне мы были ознакомлены с основным оборудованием, применяемым в нефтяной промышленности.
































2 УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М





Введение
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф.






3
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..







СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ (ПЛОЩАДИ)

Ново-Елховское месторождение расположено на юго-востоке Татарстана в административном отношении – на территории Альметьевского и Заинского районов, непосредственно к западу (2-3 км) от Ромашкинского месторождения.
Населенные пункты (Акташ, Ново-Елхово и др.) и нефтепромысловые объекты связаны широкой сетью асфальтированных дорог между собой и с другими поселками, городами и нефтепромысловыми объектами республики. Ст. Шентала Уфимской ж. д. находится в 50км от месторождения. Вблизи северо-восточной границы месторождения проходит ж.д. линия, связывающая гг. Бугульма и Набережные Челны. Город Альметьевск расположен в 20 км к востоку, г.Бугульма в 45 км к юго-востоку от месторождения. Ближайшие водные пристани находятся к судоходной р.Каме – г.Набережные Челны и г.Чистополь северо-восточнее месторождения.
В орогогидрафическом отношении месторождение расположено в наиболее приподнятой части восточного Закамья, в пределах пологого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности, занимает часть водоразделов рек Шешма, Кичуй, Степной Зай. Реки имеют многочисленные притоки, но не судоходны. Протяженность рек 120-300 км, площадь водосбора 1300-6200 км2. Период, свободный ото льда равен 200 дням.
Рельеф местности сильно расчленен, холмист, склоны водоразделов изрезаны густой сетью оврагов. Значительная часть территории месторождения покрыта лиственными и реже смешанными лесами. Абсолютные отметки на водоразделах достигают более 300 метров на юго-востоке и к северу 200 метров. Минимальные отметки (100м) приурочены к речным долинам.
































2 УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М





Сведения о месторождении (площади)
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф.






4
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..







Климат умеренно континентальный. Самый холодный месяц январь, среднемесячная температура минус 13,7-14,4 0С, минимум достигает – 48 0С, наиболее теплый месяц – июль, среднемесячная температура +18,2 +19,7 0С, абсолютный максимум +38 0С, среднегодовое количество осадков 400-490 мм, с максимумом в июле и минимумом в марте. Толщина снегового покрова составляет 0,5-1,0 м, снеговой покров держится, в среднем, 148-153 дня.
Преобладающее направление ветров – южное, юго-восточное и западное, среднегодовая скорость ветров 5,2 м/сек.
Для водоснабжения населенных пунктов и нефтепромысловых объектов используется вода рек Кама, Кичуй, Шешма, Степного Зая.
Энергоснабжение района осуществляется от Куйбышевского ГЭС, Уруссинской и Хаинской ГРЭС, Нижне-Камской ГЭС.


























2 УП.130503.65.11.1.03



Лист











5


Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





2. СТРОЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА

На площадях Ново – Елховского месторождения по данным бурения осадочная толща представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.
Девонская система, в состав среднего и верхнего отделов залегает на глубинах 1280 – 1930 м., и представлена в объеме четырех ярусов, от Эйфельского и Фаменского, и 14 горизонтов – от Бийского до Лебедянского включительно.
Нижняя часть разреза, до Кыновского горизонта сложена терригенными породами, песчанно – глинистыми, песчанно – алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотным и глинистыми породами (горизонты Д Д). Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 м.
Общая толщина карбонатной части составляет, в среднем , 450500 м. Толщина горизонтов карбонатного девона имеют большие колебания – от 3 до 125 м., в литологическом отношении отложения горизонтов отличаются незначительно, что существенно затрудняет их выделение в разрезе. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо – проницаемых интервалов.
Каменная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от Турнейского до Гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 м., общая толщина до 820 метров.
Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. На Ново – Елховском месторождении эта толщина представлена Акташским типом разреза, который характерен для южного и северного куполов Татарского свода и отличается, по сравнению с бортовым типом (Билярским, Саитовским), уменьшением турнейского яруса до 120 – 200 м.































2 УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М




Строение
эксплуатационного объекта
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф.






6
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..







В разрезе палеозоя по степени совпадения и соотношения поверхностей маркирующих горизонтов выделяется несколько структурно – тектонических этажей (СТЭ), каждый из которых имеет свои отличительные особенности. Первый СТЭ – терригенные отложения девона, второй тектонический этаж – верхняя граница проводится по кровле нижнего карбона, третий СТЭ – кровля верей – каширских отложений, четвертичный СТЭ – кровля верхнего карбона.
В региональном плане для юга – востока Татарии характерно четкое совпадение основных тектонических элементов по всем СТЭ.
Ново – Елховское месторождение приурочено к Акташско – Ново – Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющему склон Южно- Татарского свода, от центральной части которого он отделен узким (1,5 – 3 км) и сравнительно глубоким (50 – 60) Алтунино – Шунакским прогибом меридионального простирания и протяженностью около 100 км
По терригенным отложениям девона (первый СТЭ) Акташско – Ново – Елховская структура представляет собой узкую асимметричную складку меридионального простерания со слегка ундулированной осью Восточное крыло складки в сторону Алтунино – Шунакского прогиба крутое, наклон слоев достигает 3 – 4; на западном крыле, а также периклиналях складки углы падения пород небольшие 12 – 15 минут.C запада от других поднятий склона складка отделяется небольшим по амплитуде Кузайкинским прогибом. Простирание его также меридиональное, но в виде прогиба он прослеживается не на всем протяжении.
Как свод, так и крылья Ново – Елховскогой структуры, особенно северная переклиналь и западное крыло, осложнены локальными поднятиями и погружениями небольшой амплитуды (3 – 10 м.). Ширина складки по стратоизогипсе – 1516 м., соответствующей отметке ВНК по основному эксплуатационному объекту, составляет 14 – 18 км, длина 85 км.
На Ново – Елховском месторождении по терригенному девону выделено три площади разработки: на севере – Акташская, площадь 34 тыс. га, на своде структуры – Ново – Елховская, площадью 42 тыс. га и на юге – Федотовская 12 тыс.га.






























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











7

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





3. ЛИТОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРОВ
3.1. Коллекторские свойства терригенных горных пород
Пористая среда пласта, аккумулирующая углеводороды, характеризуется коллекторскими свойствами, с учетом которых определяют наряду с запасами нефти и газа промышленную ценность залежи и продуктивность скважин. Основные коллекторские свойства- гранулометрический состав, пористость, проницаемость, удельная поверхность, сжимаемость пор породы при изменении давления.
Гранулометрический состав - содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в % от массы или количества зерен исследованного образца. Определяют его только в случае сыпучих и слабосцементированных пород с помощью ситового и седиментационного анализа. Скорость осаждения частиц, которая зависит от размера, можно определить по формуле Стокса и другими методами.
Нефтегазовые коллекторы слагаются в основном частицами, размер которых составляет десятые доли миллиметра.
Проницаемость пород – способность фильтровать жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютной называется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом.
Фазовой или эффективной называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.
Характерная особенность коллекторов нефти и газа – высокая степень изменчивости всех их свойств как по площади залегания пород, так и по вертикали по законам случайных величин. (7)






























2 УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М




Литолого-физическая характеристика коллекторов
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф






8
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..







3.2. Коллекторские свойства карбонатных (трещиноватых) пород
Трещиноватость пород в той или иной степени характерна для коллекторов всех типов. Но большей частью залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены к карбонатным отложениям. Поровое их пространство состоит из межзерного объема блоков (матриц), на которые пласт разбит трещинами, и объемов самих трещин, микрокарстовых пустот и каверн. Часто поровое пространство трещиноватого коллектора рассматривается как система двух его видов – межзернового порового пространства блоков и систем трещин, вложенных одна в другую. Поэтому трещиноватые породы характеризуются также параметрами, определяющими свойства трещинного пространства. К ним относятся трещинная пустотность и проницаемость, густота, плотность и раскрытость трещин.
Параметры трещиноватости изучаются по кернам, данным геофизических и гидродинамических исследований пластов, методами фотографирования открытых стволов скважин в зоне пласта, а также исследованиями пород на выходах трещиноватых пластов на поверхность. Опыт показывает, что трещинная пустотность редко превышает значение 0,01; раскрытость трещин колеблется в пределах 14 – 80 мкм. При этом проницаемость трещин может достигать нескольких десятков квадратных микрометров.
Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность, которая на месторождении достаточно высока: в разрезе выделяется до 9 – 10 пластов, а для нефтенасыщенной части разреза 6 – 9 пластов.
Отмечено закономерное сокращение толщины отложений горизонтов с юга на север месторождения. Наиболее значительно сокращается толщина верхнепашийского подгоризонта – в 2,2 раза; толщина кыновского горизонта изменяется почти в 2 раза и менее всего изменяется толщина отложений нижнепашийского подгоризонта.
Коллекторы остальных пластов залегают линзами различных размеров, полосами, протяженностью через все месторождение: полосы коллекторов имеют извилистые очертания, соединяются между собой протоками, рукавами, в ряде случаев полосы можно отнести к шнурковому типу. (7)






























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











9

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





Таблица 3.2.1.
Средневзвешенные параметры коллекторов по
Ново-Елховскому месторождению
Плас-ты
Класс коллек-тора
Нефтенасыщенная толщина, м
По месторождению:



Акташ-ская
Ново-Елхов-ская
Федото-вская
Порис-тость, %
Нефте-насыщен-ность, %
К,
10-3 мкм2

Д 0

а

б1

б2+3

в

г

д
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
2,6
3,3
1,6
1,8
1,8
2,3
2,4
3,8
1,9
2,8
3,0
4,1
-
-
2,5
3,6
1,9
2,4
2,0
3,0
2,4
3,9
1,9
3,0
4,5
6,1
1,8
2,3
1,1
3,4
1,6
2,9
1,7
3,0
1,9
3,5
1,9
2,3
1,3
2,5
-
-
16,0
20,0
16,0
20,0
16,0
20,0
16,0
20,0
16,0
20,0
16,0
20,0
16,0
20,0
82
87
82
87
82
87
82
87
82
87
82
87
82
87
140
500
140
500
140
500
140
500
140
500
140
500
140
500




























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











10

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





4. ФИЗИКО – ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ
4.1. Свойства пластовой нефти и воды
В связи с большим влиянием на нефть температуры, давления и растворенного газа свойства ее в пластовых условиях могут значительно отличаться от свойства на поверхности. Характеристики пластовых жидкостей существенно влияют на схему и режим разработки залежей. Поэтому их свойства служат важнейшим исходным материалом при проектировании разработки месторождений нефти.
Давление насыщения нефти газом – это то давление, при котором растворенный газ начинает выделяться из нефти. Оно зависит (кроме состава нефти и газа) от температуры системы, количества растворенного газа, скорости снижения давления и других факторов. В лабораторных условиях этот параметр определяют при пластовой температуре обычно путем снижения давления в пробе нефти за счет ее расширенияв бомбе PVT или в прессе высокого давления.
Объемный коэффициент нефти и воды – отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости после дегазации. Известны нефти, объемный коэффициент которых превышает 3,5, для пластовой воды этот коэффициент редко превышает 1,06.
Вязкость нефти и воды зависит в основном от состава углеводородов нефти, температуры и количества растворенного газа.
Вязкость пластовых жидкостей обычно измеряют с помощью вискозиметров высокого давления (по времени качения шарика в калиброванной трубке, заполненной испытуемой жидкостью) или же ротационными вискозиметрами.
Плотность пластовых жидкостей. Плотность пластовых и дегазированных нефтей в большинстве случаев находится в пределах 700 – 1000 кг/м3. При высокой концентрации солей плотность пластовых вод может достигать 1450 кг/м3. (7)
































2 УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М




Физико – химические свойства жидкостей и газов
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф






11
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..







4.2. Физико – химические свойства природных газов
Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений состоят в основном из углеводородов гомологического ряда метана и неуглеводородных компонентов: азота, углекислого газа, сероводорода, редких газов: гелия (He), аргона (Ar), крептона (Cr), паров ртути (Hg).
Каждая залежь характеризуется свои составом газа, даже в пределах залежи он может изменяться.
Состав газа – важнейшая характеристика, определяющая пути дальнейшего использования его отдельных компонентов. Кроме того, по этому показателю можно оценить тип залежи.
Ниже рассмотрены основные свойства природных газов, которые необходимо знать как на стадии разведки, так и при разработке месторождений.
Теплота сгорания – количество тепла, выделяющегося при полном сгорании единицы объема (или массы) газа в определенных условиях.
Теплоемкость – отношение количества теплоты, сообщаемого системе при бесконечно малом изменении ее состояния к соответствующему изменению температуры этой системы. Отношение теплоемкости к массе называется удельной теплоемкостью. При стандартных условиях удельная теплоемкость метана при постоянном давлении составляет 2,22 Дж/(кг*К). Удельная теплоемкость углеводородных компонентов снижается по мере повышения их молекулярной массы.
Взрываемость. Природный газ при соединении с кислородом и воздухом отличается повышенной взрывоопасностью. Пределы взрываемости метана в воздухе составляют при его объемной доле 5,35 – 14,9 %. Сероводород заметно расширяет пределы взрываемости природного газа.
Плотность природных газов зависит от их состава. Наиболее легким компонентом является метан. Его плотность при стандартных условиях составляет 0,67 кг/м3. (7)

























2 УП.130503.65.11.1.03



Лист











12


Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





Вязкость природных газов – свойство оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой. Она зависит от состава газа, давления и температуры.
Растворимость. Углеводороды растворяются в воде незначительно. При низких давлениях и температуре с увеличением последней растворимость падает. Повышение солености воды и содержание в газе азота заметно снижают его растворимость, а содержание углекислоты и сероводорода – увеличивают. Более тяжелые углеводороды растворяются в воде существенно хуже, чем более легкие.
Дросселирование – расширение газа при прохождении через дроссель. При добыче природного газа часто происходит этот процесс, т.е. изменение давления без совершения внешней работы. Такой процесс изоэнтальпийный. Теоретически для идеального газа его температура не должна изменяться. Фактически температура изменяется, т. е. проявляется эффект Джоуля – Томсона. На практике используют так называемый интегральный эффект Джоуля – Томсона – изменение температуры на конечном участке процесса. (7)
























2 УП.130503.65.11.1.03



Лист











13


Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата






4.3. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа на Ново-Елховском месторождении
Нефть терригенных отложений девона Ново – Елховского месторождения по основным характеристикам аналогична Ромашкинской и Туймазинской. В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север (от Федотовской площади к Акташской) и, как следствие этого, увеличение объемного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти. Различия в свойствах нефти между горизонтами Д0 и Д1 хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, т.е. несущественны.
Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания, объемного коэффициента и вязкости нефти от давления при пластовой температуре.
Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м3\сут при понижении уровня воды в скважинах на 370 – 400 метров от устья.
Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д0 , в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением.
Подземные воды горизонтов Д0 и Д1 по своим физико-химическим свойствам на территории Ново Елховского месторождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное. Это хлор – кальциевые рассолы (по В.А. Сулину) с плотностью 1180 – 1190 кг\м3 и вязкостью в пластовых условиях 1,22 – 1,5 мПа*с. Общая минерализация составляет 250 – 300 г\л. Из микрокомпонентов присутствует (мг\л) бром 605 – 823; йод 6.6 – 10; аммоний 173 – 200; бор 9 – 18; нафтеновые кислоты – следы, сероводород не обнаружен.




















2 УП.130503.65.11.1.03



Лист











14


Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ
5.1. Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами

Установка скважинного штангового насоса (УСШН) включает следующие обязательные части: 1) привод штангового насоса, 2) канатная подвеска, 3) устьевой шток, 4) сальник, 5) устьевая арматура, 6) колонна насосно – компрессорных труб (НКТ), 7) колонна штанг, 8) скважинный насос, 9) станция управления, 10) фундамент.
Такой состав скважинной штанговой насосной установки является минимально необходимым для эксплуатации неосложненных скважин.
Привод штангового насоса служит для сообщения возвратно – поступательного движения колонне штанг. Посредством канатной подвески 2 привод соединяется с устьевым штоком 3. Устьевой шток движется в сальнике 4, который обеспечивает герметичность в верхней части колонны НКТ 6. К нижнему концу устьевого штока присоединяется колонна штанг 7, которая служит для передачи движения плунжеру скважинного насоса. Колонна штанг проходит внутри насосно-компрессорных труб 6. Насосно-компрессорные трубы образуют канал для движения продукции скважины от насоса к устью скважины. Скважинный насос 8 плунжерного типа. Он состоит из цилиндра и полого плунжера. Цилиндр насоса имеет всасывающий клапан, а плунжер нагнетательный клапан. Насос прикрепляется к нижней части колонны НКТ.
При движении штанг вниз плунжер опускается в цилиндр насоса, а жидкость, которая содержится в последнем, переходит через открытый нагнетательный клапан в верхнюю часть цилиндра насоса и, соответственно, в насосно-компрессорные трубы. Всасывающий клапан в это время закрыт. (4)































2 УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М





Эксплуатация скважин насосными установками
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф






15
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..








При движении штанг вверх нагнетательный клапан закрывается, и плунжер поднимает вверх находящийся над ним столб жидкости. На поверхности жидкость поступает в выкидную линию скважины. Во время движения штанг вверх всасывающий клапан открывается, и жидкость из скважины входит в цилиндр. Затем описанный цикл повторяется.
Устьевое оборудование скважин, эксплуатируемых УСШН, должно обеспечивать герметизацию устья скважины, подвеску колонны НКТ, отвод продукции скважины из колонны НКТ и газа из межтрубного пространства в выкидную линию, выполнения технологических операций с закачкой в скважину технологических жидкостей (промывки, глушение и др.), а также проведение исследовательских работ. Основными параметрами технической характеристики устьевого оборудования являются рабочее давление и температура, а также проходной диаметр запорных органов.
Арматура содержит сварной корпус с двумя боковыми отводами, служащими для отбора газа из межтрубного пространства через обратный клапан в выкидную линию и для подключения насосного агрегата при промывках скважины. Этот же отвод используется для отбивки уровня жидкости в скважине эхолотом и подключения дозирующих устройств. В нижней части корпус заканчивается резьбой для соединения с муфтой эксплуатационной колонны, а в верхней фланцем, на котором устанавливается планшайба с резьбами для подвески колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и присоединения тройника устьевого сальника.
Привод предназначен для приведения колонны насосных штанг в возвратно-поступательное движение. Как правило, в состав привода штангового насоса входят электродвигатель, клиноременная передача, редуктор, механизм преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное и подвеска устьевого штока. (4)


























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











16

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





Подавляющее большинство применяемых в настоящее время приводов штангового насоса (станков-качалок) балансирного типа, механического действия, с преобразующим механизмом, выполненным на основе шарнирного четырехзвенника.
Аксиальные и дезаксиальные приводы отличаются соотношением длин звеньев преобразующего механизма. У аксиальных приводов максимальная скорость подвески устьевого штока одинакова при ходе вверх и вниз, у дезаксиальных отличается (на величину порядка 6 % при максимальной длине хода).
Относительно технической характеристики приводов, предлагаемых раз-личными производителями, необходимо иметь в виду следующее: с точки зрения увеличения срока службы штанговой колонны предпочтительны режимы откачки с максимальной длиной хода, обеспечиваемой данным приводом при минимальном диаметре скважинного насоса.
Редуктор является одним из основных и ответственных узлов, от надежной работы которого зависит работа привода в целом. В ранее выпущенных приводах (станках-качалках) применялись в основном двухступенчатые редукторы с передаточным отношением порядка 38. В современных приводах штангового насоса применяются как двухступенчатые редукторы с передаточным отноше-нием около 40, так и трехступенчатые редукторы с передаточными отношениями 51, 63, 90, 125. Широкий выбор модификаций приводов штангового насоса, укомплектованных редукторами с разным передаточным отношением, позволяет на практике более гибко подбирать оборудование для каждой категории скважин в зависимости от дебита и свойств продукции. В частности, имеется возможность реализовать благоприятные тихоходные режимы откачки с большой длиной хода на скважинах с высоковязкой продукцией и обеспечить эксплуатацию малодебитных скважин в непрерывном режиме с поддержанием оптимального динамического уровня. Главным условием надежной работы редуктора является точное выполнение требований инструкции по эксплуатации, качественное уравновешивание привода, своевременная замена масла, применение масел рекомендуемых инструкцией, своевременная подтяжка всех болтовых соединений. (4)



























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











17

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата


















Рис. 5.1.1. Схема установки скважинного штангового насоса

















2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











18

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





Скважинные штанговые насосы (СШН) являются наиболее распространенным видом насосов, предназначенных для подъема жидкости из нефтяных скважин.Все основные производители СШН в США и Европе изготавливают насосы в соответствии со стандартами Американского нефтяного института (АНИ). (1,2,4)
Полная маркировка насоса включает:
Номинальный диаметр насосно-компрессорных труб;
Номинальный диаметр плунжера;
Тип насоса, тип рабочего цилиндра, расположение и тип замка;
Длину цилиндра в футах, или соответственно, число втулок;
Номинальную длину плунжера в футах;
Общую длину удлинителей, если таковые применяются.


Рис. 5.1.2. Схемы скважинных насосов






























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











19

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата






13 EMBED CorelPhotoPaint.Image.8 1415
Рис. 5.1.3. Устьевая арматура АУ 140-50
1, 9, 10  угловой вентиль; 2  корпус; 3  планшайба; 4  пробка; 5  тройник; 6  устьевой шток; 7  устьевой сальник; 8  быстросъемное соединение; 11  газоотводная линия; 12  затрубная линия; 13  выкидная линия; 14  переводник; 15  обратный клапан; 16  шток
Таблица 5.1.1.
Основные типы насосов по стандарту АНИ:
Тип насоса
Маркировка насоса


С металлическим плунжером
С манжетным плунжером


Толстостенный цилиндр
Тонкостенный цилиндр
Цилиндр втулки
Толстостенный цилиндр
Тонкостенный цилиндр

Вставные насосы: Неподвижный цилиндр, верхнее крепление
RHA
RWA
RLA

RSA

Неподвижный цилиндр, нижнее крепление
RHB
RWB
RLB

RSA

Неподвижный плунжер, нижнее крепление
RHT
RWT
RLT

RST

Трубные насосы
TH

TL
TR
































2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











20

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата






Перед проведением спускоподъемных операций на скважине рабочая пло-щадка и приемные мостки должны быть очищены от грязи и посторонних пред-метов. Внутренняя поверхность НКТ не должна иметь отложений солей, парафина, окалины, грязи.
Спуск трубного насоса:
- подготовить вспомогательное оборудование (газовый якорь, хвостовик, фильтр и т. д. в зависимости от конкретных скважинных условий);
- снять с насоса защитные заглушки и извлечь из цилиндра плунжер;
- подсоединить к цилиндру насоса вспомогательное оборудование и опу-стить в скважину цилиндр в сборе на НКТ до заданной глубины;
- опустить на штангах в НКТ плунжер насоса, до касания им всасываю-щего клапана.
Спуск вставного насоса:
- спустить в скважину на НКТ вспомогательное оборудование (газовый якорь, хвостовик, фильтр), замковую опору;
- опустить насос на колонне штанг в колонну НКТ и посадить его в зам-ковую опору.
Последние три-четыре штанги необходимо спускать плавно, не допуская удара насоса о замковую опору или плунжера трубного насоса об узел всасывающего клапана.
Особое внимание следует уделить регулировке хода плунжера. Посадка плунжера проверяется динамометрированием. Низкая посадка в левом нижнем углу динамограммы отмечается характерной петлей на линии веса штанг. В случае удара плунжера об узел всасывающего клапана трубного насоса или переходника в торец направляющей штока вставного насоса необходимо приподнять или укоротить подвеску штанг. (4)


























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











21

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





5.2. Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насосами

Работа штанговых глубинных насосов на больших расстояниях затруднена и эксплуатация скважин ими малоэффективна.
С увеличением глубины спуска насосов увеличиваются нагрузки, случаются неполадки в их работе и аварии - обрывы насосных штанг, труб и поломка наземного оборудования.
Для эксплуатации глубоких скважин с низкими статическими уровнями и для большего отбора жидкости из высокодебитных скважин применяют бесштанговые погружные насосные установки.
К бесштанговым погружным установкам относятся насосы:
а)электровинтовые;
б)гидропоршневые - 1%;
в)диафрагменные - 1 - 2 %;
г)электроцентробежные.
Наиболее широко распространены в практике установки электроцентробежных насосов.
Преимущества:
Скважины, оборудованные установками погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубиннонасосными установками.
Здесь на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громадные металлоемкие станки - качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки.
Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года, даже в самые суровые зимние месяцы, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтажа тяжелого оборудования. При эксплуатации скважин ЭЦН устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. Для установок ЭЦН характерно отсутствие промежуточного звена насосных шланг, благодаря чему повышается межремонтный период работы скважин. (2)

























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











22

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата






Расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин и форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин, а также наклонно-направленных скважин.
Недостатки:
К недостаткам бесштанговых насосных установок можно отнести: сложный ремонт скважины при падении труб, иногда не приводящий к результату; сложное оборудование (шкаф ШГС), требующее электрика высокой квалификации.
На больших оборотах нефть смешивается с водой, приходится тратить большое количество энергии, чтобы отделить нефть от воды. ЭЦН могут применяться также для межпластовой закачки воды и для поддержания пластовых давлений в нефтяных залежах.
Современные штанговые насосы не позволяют эксплуатировать скважины большой глубины, которые достигают 500м и более, что объясняется необходимостью иметь громоздкое тяжелое оборудование со штангами, изготовленными из стали высокой прочности. Да и подача этих насосных установок недостаточна. Поэтому в настоящее время разработаны принципиально новые бесштанговые насосные установки с переносом двигателей на забой.
Широкое применение в нашей стране получили погружные установки центробежных электронасосов. Начали, применяется гидропоршневые насосы, и прошли успешные промышленные испытания винтовые насосы. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120-140 тонн/сут., в то время как дебит скважин, оборудованных штанговыми насосными установками, всего 15 тонн/сутки. Большое преимущество этих установок - простота обслуживания, большой межремонтный период работы - 1 года. Нередки случаи, когда на отдельных месторождениях установки работают более 2-3 лет без подъема.
Установки имеют два исполнения обычные и коррозионностойкие. (2)























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











23

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





Пример условно обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВкО2 ТУ 26-06-1486-87, где У - установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м3/сутки; 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектаций; 02 - порядковый номер варианта комплектаций по ТУ. (1,2)


[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]


Рис. 5.2.1. Установка центробежного электронасоса типа УЭЦ11
1-электродвигатель, 2-насос, 3-кабельная линия, 4-колонна насосно-компрессорных труб, 5-крепежный пояс, 6-оборудование устья скважины, 7-станция управления, 8-трансформатор.


























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











24

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





6. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА ВИДОВ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.
При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.
Текущий ремонт скважин – комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его. Стенок скважин и забоев от различных отложений (песка. парафина, солей, продуктов коррозии), а также по осуществлению в скважинах геолого – технических и других мероприятий по восстановлению и повышению их добывных возможностей.
Цель текущего ремонта – устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин различного назначения (разведочных, эксплуатационных, нагнетательных и др.), полученных после бурения и капитального ремонта.
Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подземного оборудования (труб, штанг, насосов, их узлов), а также инструментов и приспособлений. Поэтому к основным при текущих ремонтах скважин относятся работы по спуско – подъемным операциям, монтажу и разборке устьевого оборудования. (5)






























2 УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М




Классификация и характеристика видов подземного ремонта скважин
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф.






25
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..








Обычно за счет своевременного и качественного текущего ремонта удается восстановить нормальную работу добывающих и нагнетательных скважин.
Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово – предупредительные (профилактические) и восстановительные.
Планово – предупредительный – текущий ремонт скважин. Запланированный заблаговременно, предусмотренный соответствующими графиками (декадными, месячными).
Восстановительный – текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного технологического режима их работы или внезапной их остановкой по различным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.).
ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИН:
1) Подготовительные работы
2) Глушат скважину (при наличии избыточного давления).
3) Производят передислокацию и монтаж оборудования.
4) Проверяют исправность подъемного агрегата и механизмов
5) Устанавливают индикатор веса.
6) Подбирают и проверяют инструмент и комплект устройств в соответствии со схемой оборудования устья, характером ремонта и конструкцией насосного оборудования. (5)
























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











26

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата












Фото № 1. Подземный ремонт скважины бригадой ПРС




















2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











27

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата






7. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА ВИДОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также со спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации и закачки; пакеров – отсекателей, клапанов – отсекателей, газлифтного оборудования.
В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты скважин подразделяются на две категории сложности: 1) ремонты при глубине скважины до 1500 м; 2) ремонты в скважинах глубиной более 1500 м.
Ко второй категории также относят независимо от глубины скважины все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в наклонно – направленных скважинах; все виды ремонтно – изоляционных работ и работ по закачке изотопов в пласт; и технологически необходимые неоднократные цементные заливки. [5,8]
Номер по схеме: 1) приемные мостики; 2) рабочая площадка; 3) устьевая арматура; 4) насосный агрегат; 5) автоцистерна; 6) приемный ангар с гидроизоляцией; 7) желобная система; 8) агрегат А – 50; 9) кабеленаматыватель; 10) культбудка; 11) инструментальная будка с осветительной установкой; 12) передвижная электростанция; 13) паропередвижная установка. (6)













































2 УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М




Классификация и характеристика видов капитального ремонта скважин
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф.






28
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..








8. ПРИЧИНЫ СНИЖЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИСКВАЖИННУЮ ЧАСТЬ ПЛАСТА.

Состояние прискважинной зоны пласта (ПЗП) оказывает значительное влияние на продуктивность скважин. В большинстве случаев ПЗП характеризуется пониженными фильтрационными свойствами, что обусловлено образованием зоны кольматации и сложной флюидальной системы в результате физико-химических процессов, происходящих в поровом объеме коллекторов в процессе бурения и последующих операций в скважине и в первую очередь адсорбционного воздействия, коагуляции и структурирования.
Поэтому при освоении скважин и вызове притока не всегда обеспечивается потенциальная их продуктивность. Для ее достижения обычно применяют методы интенсификации, т. е. разные методы искусственного воздействия на пласт, среди которых можно отметить химические, гидромеханические, импульсные и комбинированные.
За последнее время широкое применение получили способы, создающие в коллекторах импульсные и циклические возмущения. Перспективным является метод переменных давлений (МПД) – метод освоения скважин путем воздействия на пласт многократных глубоких депрессий или депрессий с репрессиями. Он основан на использовании энергии пласта, проявляющейся при искусственном многократном нарушении гидродинамического равновесия системы скважина – прискважинная зона – пласт. (8)
















































2 УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М




Методы воздействия на прискважинную часть пласта
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф.






30
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..







Однако эффективность данного метода могла бы быть более значительной при наличии методики определения оптимальных технологических параметров воздействия переменными давлениями. К сожалению, до настоящего времени нет такой научно обоснованной методики применительно к различным как по вещественному составу, так и по ФЕС коллекторов, что не позволяет полностью реализовать преимущества этого метода.
Известно, что основными технологическими параметрами воздействия МПД являются: величина (амплитуда) резко создаваемых депрессий
·Pд, количество циклов n и период воздействия Т. Величина
·Pд определяется как разница между величиной пластового давления Pпл и давлением в скважине Рскв на глубине воздействия на прискважинную зону пласта МПД:

·Pд= Pпл - Pскв.
К химическим методам относятся 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 карбонатных коллекторов используют растворы соляной кислоты (HCI), а песчаных и песчано – глинистых – смесь плавиковой (фтористоводородной) кислоты (HF) и соляной, которую называют грязевой или глинокислотой.
Соляная кислота растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты) продуктивных пластов.
Гидравлический разрыв пласта – процесс образования в пласте новых или расширения естественных трещин вследствие нагнетания в скважину рабочего агента под высоким давлением, превышающим местное горное давление и прочностные свойства горных пород.
Создание внутрипластового очага горения наиболее целесо¬образно в маломощных (315 м) пластах песчаников, которые залегают на небольших глубинах (до 9001000 м), обладают хо¬рошими коллекторскими свойствами и содержат высоковязкие нефти (более 100 сп) с плотностью до 0,966 г/см3. При использо¬вании водно-воздушных смесей успешное при-менение ВДОГ возможно и для менее вязких нефтей (менее 40 сП). (2,8)



























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











31

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





Наибольший эффект от периодического прогрева призабойной зоны скважин получен в малодебитных скважинах, а также в скважинах с небольшим выносом песка и удаленных от ВНК.
Внутриочаговое горение поддерживается за счет подачи воздуха в продуктивный горизонт через одну или несколько инжекционных скважин. Зажигание производят у нагнетательных скважин, а в направлении к эксплуатационным скважинам движется очаг горения (высокотемпературная зона с Т=200 и более °С).
Внутрипластовое горение может быть сухим или влажным. В последнем случае в пласт нагнетают периодически воздух и воду, а в первом только воздух.
Промысловые опыты показали, что «влажное» горение более эффективно, так как расход воздуха снижается, а темп разработки повышается по сравнению с «сухим» горением.
При закачке теплоносителей в пласт (горячей воды или пара) производят либо непрерывное их нагнетание в скважины, либо с последующим нагнетанием холодной воды.
Применение термических методов ограничено сравнительно небольшой глубиной залегания продуктивных пластов, что связано с большими потерями тепла по стволу скважины. Ограничения по толщине пласта при выборе объектов для закачки теплоносителей также объясняются потерями тепла через кровлю и подошву. В этом отношении с увеличением толщины пласта, наоборот, уменьшаются потери тепла. Поэтому более высокая эффективность прогрева продуктивных пластов горячей водой или паром наблюдается в пластах толщиной более 15 м.
Применение теплоносителей в целях повышения нефтеотдачи пластов с успехом проводится как на залежах тяжёлой вязкой нефти, так и на залежах легкой, но высокопарафинистой нефти. Однако процесс внутрипластового горения ограничивается применением только на залежах тяжёлой вязкой нефти (вязкость несколько десятков сантипуаз). (8)



























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











32

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





9. ХАРАКТЕРИСТИКА ИССЛЕДОВАНИЙ НА ФОНДЕ МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН
Для изучения свойств пластов и продуктивности скважин применяют различные виды (методы) гидродинамических исследований, которые можно подразделить на две группы. К первой относится метод установившихся отборов, ко второй – методы наблюдения за изменением (восстановлением) забойного давления в остановленной (закрытой) скважине после ее эксплуатации с постоянным расходом нефти (газа) и гидропрослушивания пласта.
Сущность исследования скважин методом установившихся отборов заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся установившихся режимах определяют зависимость дебита нефти (газа), газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины. Режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются.
После регистрации установившихся дебита и забойного давления скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления ее работы на новом режиме, определяют новые значения этих параметров. Наблюдения проводят при 3-4 режимах работы скважин и обычно заканчивают регистрацией динамического пластового давления в зоне исследуемой скважины. Оно определяется как полностью восстановившееся забойное давление в остановленной скважине и соответствует текущему пластовому давлению в пласте между работающими скважинами. Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей собой зависимость дебита скважины от депрессии пластового давления. (7)


































2 УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М




Характеристика исследований на фонде механизированных скважин
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф.






33
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..







Сущность метода исследования скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации заключается в том, что изменяют режим и проводят наблюдения за соответствующим нарастанием (или снижением) забойного давления со временем. В большинстве случаев скважину после длительной эксплуатации с постоянным дебитом Q останавливают и регистрируют кривую восстановления забойного давления (КВД) или уровня жидкости в межтрубном пространстве. По такому методу исследуют все виды нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, пробуренных на пласты при газовых и водонапорных режимах. В связи с упругими свойствами газов, горных пород и пластовых жидкостей давление на забое остановленной скважины изменяется.
(1)

На формуле (1) основана методика исследования скважины при неустаповившихся режимах. Следует отметить, что формула (1) предполагает мгновенную остановку скважины (при t = 0, Q = 0). Это равносильно срабатыванию крана или клапана непосредственно на забое скважины. В действительности остановка, например, фонтанной скважины производится на устье путем закрытия задвижки. В НКТ находится газожидкостная смесь, которая после остановки начнет сжиматься под действием возрастающего забойного давления. В затрубном пространстве также произойдет рост давления и сжатие газовой шапки.
Обычно числовой коэффициент под логарифмом округляют, так что 2,24587 = 2,25. Итак, если остановить скважину, работавшую с дебитом Q, то на ее забое давление начнет повышаться в зависимости от времени t согласно формуле (6.28). При этом предполагают, что режим упругий и давление на забое больше давления насыщения. (7)






























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











34

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





10. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ
Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная, двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.
При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющий при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкая фаза направляется на вторичную ступень сепарации. Нефть с водой самотеком поступают в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального пункта сбора (ЦПС).
Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на ЦСП. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов.
Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважины, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважины. Со скважины жидкость (нефть, газ, вода) поступает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) где производится учет количества нефти с каждой скважины с АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС). (1,2)






























2 УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М





Технологические процессы сбора и подготовки нефти на промыслах
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф.






35
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..








На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится на ГПЗ. Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора.
На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Жидкость со второй ступени поступает в резервный парк. После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.
Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН) и включает в себя следующее: сепарацию и разделение фаз; обезвоживание продукции; обессоливание; стабилизацию нефти.
На УПН жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом, нагревается до 50 градусов и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.
Нефть с содержанием воды более 10 % с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти в печи – нагреватели. В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента – днэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45 – 50 градусов, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть с содержанием воды до 1 % и температурой 44 – 49 градусов поступает в сепараторы «горячей сепарации» для дальнейшего разгазирования, оттуда следует в товарные резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). (8)

























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











36

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата









Фото № 2. Нефтяной резервуар для хранения сырой нефти


Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти на центральный товарный парк (ЦТП) или в магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод.(2)
























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











37

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





Для подготовки нефти используют следующее оборудование:
- сепарационные установки – двухфазные сепараторы для отделения газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2-й ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двухступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепарированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ или на ГРЭС как товарный продукт;
- печи ПТБ – 10 (печь трубная блочная). Предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и воду;
- блок нагрева БН. Предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания.
Кроме сепарации процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках – аппаратах ОВД – 200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения их на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента – деэмульгатора, способствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду. (1,2)


Рис. 10.1 Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора:
1 скважины; 2 нефтегазопровод; 3 сепаратор 1-й ступени; 4 сепаратор 2-й ступени; 5 регулятор давления; 6 резервуары.


























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











38

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата








Рис. 10.2. Принципиальные схемы современных систем сбора:
а) с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;
б) с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП.
Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).

Рисунок 10.3. Принципиальная схема УКПН с ректификацией.
1, 9, 11, 12 насосы; 2, 5 теплообменники; 3 отстойник; 4 электродегидратор;
6 стабилизационная колонна; 7 конденсатор-холодильник; 8 емкость орошения; 10 печь
I холодная "сырая" нефть; II подогретая "сырая" нефть; III дренажная вода; IV частично обезвоженная нефть; V пресная вода; VI обезвоженная и обессоленная нефть; VII пары легких углеводородов; VIII несконденсировавшиеся пары; IX широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X стабильная нефть. (10)

























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











39

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата






Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦСП насо-сом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 1, 5.
Нетрудно видеть, что в УКПН производятся обезвоживание, обессоливание и стабилиза-ция нефти. Причем для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.
При разработке нефтяных и газовых месторождений значительные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5...2 м3 - при площадном заводнении и 2...2,5 м3 - при законтурном заводнении. (1)
























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











40

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





11. СИСТЕМА ППД. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ВОДЫ. СПОСОБЫ ПОДГОТОВКИ ВОД, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ

Вопросу целенаправленной оптимизации пластовых давлений на месторождении уделялось недостаточное внимание. Хотя этой проблемой нефтяники занимались в течение всей истории разработки месторождений. Но пришло время искусственно поддерживать давление пласта. Для этого в нефтегазодобывающих предприятиях ввели ППД.
При разработке нефтяных и газовых месторождений для поддержания пластового давления применяют воду. Это позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать как природные так и сточные воды.
Воды, закачиваемые в пласт, должны быть определенным образом подготовлены. Подготовка включает в себя следующие операции:
1) Осветление мутных вод коагулированием.
2) Декарбонизацию
3) Обезжелезивание
4) Ингибирование
Осветление мутных вод коагулированием – удаление очень мелких взвешенных частиц под действием силы тяжести.
Декарбонизация – удаление из воды бикарбонатов кальция и магния.
Обезжелезивание – удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Для этого применяют аэрацию, известкование и другие методы.
В ходе аэрации – процесса обогащения воды кислородом воздуха – из солей железа образуется нерастворимый гидрат окиси железа, оседающий в воде в виде хлопьев. (1,2)






























2 УП.130503.65.11.1.03













Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата



Разраб.
Ахмадиев.А.М




Система ППД. Требования к качеству воды. Способы подготовки вод.
Лит.
Лист
Листов

Провер.
Надыршин Р.Ф.






41
50







АГНИ Группа 19-11

Н.контр.






Утв..








Аэрация повышает коррозионную активность воды.
При известковании в воду добавляют известковое молоко, что также приводит к образованию нерастворимого осадка гидрата окиси железа.
Ингибированием называется обработка воды ингибиторами – веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.
Для нагнетания воды в пласт используются кустовые насосные станции (КНС), водораспределительные пункты (ВРП), высоконапорные водоводы (ВВ) и нагнетательные скважины.
КНС предназначены для закачки воды через нагнетательные скважины в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления. Они оснащаются центробежными насосами марки ЦНС. Первая цифра в марке насоса – его номинальная подача в кубических метрах в час, а вторая – номинальный напор в метрах.
К сооружениям для нагнетания воды в пласт относятся кустовые насосные станции (КНС), водораспределительные пункты (ВРП), высоконапорные водоводы (ВВ) и нагнетательные скважины.
Кустовые насосные станции предназначены для закачки воды через нагнетательные скважины в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления. Они оснащаются центробежными насосами марки ЦНС (центробежный насос).
КНС сооружают как в капитальном исполнении , так и в блочном. Во втором случае продолжительность строительства уменьшается в 5 раз и более, а капиталовложения снижаются на 16 %.
Блочные кустовые насосные станции (БКНС) изготавливают по типовому проекту. На подготовленной площадке их монтируют из блоков заводского изготовления массой от 11 до 30 т. (10)

























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











42

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





Водораспределительные пункты строят для сокращения протяженности высоконапорных водоводов. Они предназначены для распределения воды, поступающей от КНС между несколькими нагнетательными скважинами.
Высоконапорные водоводы служат для транспортирования воды от КНС до нагнетательных скважин. Их протяженность зависит от принятой системы распределения воды по скважинам, числа нагнетательных скважин и расстояния между ними, а также от числа КНС.
Нагнетательные скважины конструктивно не отличаются от эксплуатационных скважин для добычи нефти и газа. Единственное – в оборудовании устья входит регулятор расхода закачиваемой воды.
Конструкция промысловых трубопроводов (диаметр, толщина стенки), способ их прокладки, материал для их изготовления определяются проектной организацией и обеспечивают:
- безопасную и надежную эксплуатацию;
- промысловый сбор и транспорт вод системы ППД в нагнетательные скважины;
- производство монтажных и ремонтных работ;
- возможность надзора за техническим состоянием водоводов;
- защиту от коррозии, молний и статического электричества;
- предотвращение образования гидратных и других пробок. (1,2)






























2 УП.130503.65.11.1.03

Лист











43

Изм..
Лист

№ докум.
Подп.

Дата





12. Меры безопасности при обслуживании и ремонте механизированных скважин
Основными условиями бесперебойной и безаварийной работы станков-качалок являются систематический уход и надзор за ними, своевременный ремонт или замена износившихся деталей и узлов.
Агрегат предназначен для механизации основных работ по обслуживанию, текущему и среднему ремонту станков-качалок на нефтегазодобывающих предприятиях.
Обслуживание и ремонт машин, оборудования и механизмов, связанных с добычей нефти и газа, в том числе: а) при спуско-подъемных операциях б) на электроустановках' и линиях электропередач в) при прочих работах
Приспособления и устройства по обеспечению безопасных условий труда при ремонте штанговых глубинных насосов.
Ремонт глубинных штанговых насосов, как правило, ведут в мастерских нефтегазодобывающих управлений.
В мастерских по ремонту насосов моют и очищают детали насоса (втулки, переводники, клапанные узлы и др.
Применение их устраняет необходимость в громоздком наземном оборудовании с движущимися частями и колонной штанг, что ликвидирует несчастные случаи, связанные с обслуживанием и ремонтом наземного оборудования, свинчиванием и развинчиванием насосных штанг, а также авариями при их обрыве.
Чтобы обеспечить безопасное ведение работ по обслуживанию арматуры и при подземном ремонте скважин, наиболее целесообразно расположить арматуру таким образом, чтобы вы-киды и воздушные линии были направлены в противоположные друг от друга стороны перпендикулярно к оси мостков.
При ремонте двухрядных скважин необходимо соблюдать некоторые дополнительные условия.
При эксплуатации очистных сооружений не исключена возможность






отравления, при газоопасных работах (очистке объектов, где хранятся нефтесодержащие сточные воды, ремонте оборудования, при котором могут выделяться взрывоопасные или токсичные газы, пары), работах в канализационных колодцах и др.
ремонт коммуникаций во время закачки раствора кислоты в скважину.
При необходимости ремонта коммуникаций следует прекратить закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а коммуникацию промыть водой.
При ремонте скважин с концентрацией газа, превышающей предельно допустимые санитарные нормы, необходимо применять ветродуйные установки, устройство для отсасывания и отвода затрубного газа (передвижной агрегат ВГ-1М), индивидуальные средства защиты (например, дыхательный аппарат АСВ-2М, см.
Во избежании отравления сероводородом работники бригад по добыче нефти, текущему и капитальному ремонту скважин должны иметь при себе во время работы противогазы, закрепленные за каждым работником, и индикаторы на сероводород.
Исправность действия предохранительного клапана проверяют при давлении свыше 6 МПа не реже, чем через 1000 ч работы установки и, кроме того, при ее остановке на плановый ремонт, включении установки в работу после ремонта предохранительного клапана и установки нового неотрегулированного на стенде.










Список литературы

Вакула Я. В. Нефтегазовые технологии. Учебное пособие. Альметьевск, 2006г.
Абдуллин Ф. С. Добыча нефти и газа. М., 1999г.
Коршак А. А., Шаммазов А. М. Основы нефтегазового дела. Уфа, 2001г.
Щуров В. И. Техника и технология добычи нефти. М., Недра,1983г.
Акульшин А.И., Бойко В.С. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., Недра,1989г.
Гиматудинов Ш.К. Эксплуатация и технология разоаботки нефтяных и газовых месторождений. М., Недра,1978г.










1  привод скважинного штангового насоса;
2  канатная подвеска;
3  устьевой шток;
4  сальниковое устройство;
5  устьевая арматура;
6  колонна НКТ;
7  колонна штанг;
8  скважинный насос;
9  станция управления;
10  фундамент;
11  ограждение;
12  рабочая площадка

АГНИ гр.19-11

48

Листов

Лит.

Меры безопасности при обслуживании и ремонте механизированных скважин




Утверд.



Н. Контр.



Реценз.

Надыршин Р.Ф

Провер.

Ахмадиев.А.М


Разраб.

2 УП.130503.65.11.1.03
ПЗ


44

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2 УП.130503.65.11.1.03


45

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2 УП.130503.65.11.1.03
ПЗ


46

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.



Root Entry

Приложенные файлы

  • doc 3563
    Размер файла: 9 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий