Отчет по практике Лит. Листов 22 гр. 2ЭД2-13




Скачать 319.21 Kb.
Дата02.08.2016
Размер319.21 Kb.

Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

2

ОП131018 01 УП 01 18



Разраб.

Провер.
Реценз
Н. Контр.
Утверд.

Отчет по практике



Лит.

Листов

22
гр. 2ЭД2-13


СОДЕРЖАНИЕ
Введение

  1. Краткие сведения о районе практики

  2. Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами

  3. Эксплуатация скважин бесштанговыми

погружными методами

  1. Техника и технология бурения скважин.………….…………10

  2. Подземный и капитальный ремонт скважин………………….12

  3. Сбор и подготовка скважин и продукции…………………..15

  4. Исследование скважин и пластов………………………..….22

  5. Методы увеличения нефтеотдачи………………..……27

  6. Охрана ОС на предприятиях нефтеотдачи………………………….34

Список использованной литературы ……………….……..….36
Введение
В последние годы объемы, скорости и глубины бурения при разведке твердых полезных ископаемых возрастают из года в год. Производительность буровых работ повышается главным образом за счет технического перевооружения геологической работы страны. Поэтому, бурение скважин в комплексе геологоразведочных работ занимает ведущее место как по объему и качеству геологической информации, так и по количеству ассигнований, выделяемых на их сооружение.

Нефтяная промышленность является одной из важнейших отраслью России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны и ее экспорт.



На сегодняшний день, эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной, притом, что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

В течение всей ознакомительно-производственной практики, я наглядно ознакомился с функциями цехов, с деятельностью производств и фирм, в которых мы побывали.




1. Краткое сведения о районе практики.
Ознакомительная практика проходила на территории объекта ОАО АНК “Башнефть” в городе Октябрьский, где имеются различные структурные подразделения этой нефтяной компании.

Город Октябрьский появился связи с открытием и разработкой Туймазинского нефтяного месторождения.


c:\users\pro\desktop\poezdka-24.04.2012-014.jpg

Рис. 1 Скважина № 1

1937 год начало разработки Туймазинского месторождения.

В 1944 году введена в эксплуатацию новая нефтяная скважина № 100, глубиной 1700 м и дебитом свыше 250 тонн. Она обеспечила дебит, превышающий дебит нефти всех существующих 57 скважин. Первые шесть девонских скважин давали ежесуточно 1100 тонн нефти. С открытием девона Туймазинское месторождение вошло в пятерку уникальных, самых крупных по запасам нефти месторождений мира.

В декабре 1948 года на месторождении впервые в истории страны было осуществлено законтурное заводнение пластов.

В 1956 году впервые в стране на Туймазинском месторождении было освоено глубокое обессоливание нефти в промысловых условиях.

В апреле 1983 года был добыта 300-миллионная тонна нефти на Туймазинском месторождении.

В 2001 году впервые в АНК «Башнефть» на территории была введена в эксплуатацию опытно-промышленная установка по переработке нефтешлама.

ООО АНК “Башнефть” в городе Октябрьский имеются различные структурные подразделения этой нефтяной компании.

В настоящее время в месторождение находятся на стадии разработки. Башнефть имеет в составе несколько «ООО»



        • ООО «Башнефть-Добыча»

        • ООО «Башнефть-Бурение»

        • ООО «Уфимское управление подземного капитального ремонта»

        • ООО «Нефтекамский завод нефтепромыслового оборудования»

В составе Башнефть можно выделить основное предприятие ООО «Башнефть-Добыча».

        • ООО «Башнефть-Добыча» включает в себе несколько НГДУ.

        • ООО «Башнефть-Бурение» включает в себя управления буровых работ (УБР).


2. Эксплуатация скважин штанговыми

глубинными насосами

 Для подъёма жидкости штанговыми глубинными насосами (рисунок 3) в скважину опускают трубы с цилиндром и всасывающим клапаном на конце. Внутри цилиндра перемещается поршень-плунжер с нагнетательным клапаном. Плунжер посредством длинной колонны стальных штанг соединён с балансиром станка-качалки, который придаёт плунжеру возвратно-поступательное движение.



c:\users\pro\documents\bluetooth folder\img_20131020_105217.jpg

Рис. 2 Штанговая глубинная установка скважина № 3343 , Куст 1515 ТЦДНГ -1


. рис. 1. схема установки со штанговыми глубинными насосами: 1 — всасывающий клапан; 2 — нагнетательный клапан; 3 — насосные штанги; 4 — тройник; 5 — сальник; 6 — балансир; 7 и 8 — кривошипно-шатунный механизм; 9 — двигатель.

Рис.3. Схема установки со штанговыми глубинными насосами.

1 - всасывающий клапан; 2 - нагнетательный клапан; 3 - насосные штанги; 4 - тройник; 5 - сальник; 6 - балансир; 7 и 8 - кривошипно-шатунный механизм; 9 - двигатель.

Эксплуатация скважин в условиях пескопроявления.


Серьезным осложняющим фактором работы скважины является содержание в откачиваемой продукции механических примесей (песка). Такая продукция, попадая в глубинный насос, приводит к износу пары трения (цилиндр-плунжер), клапанов, а в ряде случаев вызывает заклинивание плунжера в цилиндре и обрыв штанг. Также вызывает такие осложнения при эксплуатации скважин, как образование песчаных пробок.

Для предотвращения поступления песка в скважины широко используют:



  1. Специальное оборудование забоев различными фильтрами (гравийными,

сеточными). Основной недостаток гравийного - забиванием песком.

  1. Метод крепления призабойных зон специальными составами, которые после затвердевания образуют в призабойной зоне прочную пористую и проницаемую среду, предотвращающую в той или иной степени поступления песка в скважину.

  2. Используют плунжеры с канавками и типа «пескобрей»

  3. Ограничивают вынос песка путем регулирования отбора жидкости.

  4. Применяют полые штанги.

  5. Периодически удаляют накапливающийся песок на забое.

  6. Применяют песочные якоря.

  7. Применяют подлив жидкости в затрубное пространство.


3. Эксплуатация бесштанговыми насосами
Главной отличительной особенностью бесштанговых скважинных насосов (БШГН) является отсутствие механической связи между приводом и самим насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса. К БШГН относятся погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др.

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.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю. Вращая вал насоса, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр и нагнетается по подъемным трубам на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан.

Недостатками ЭЦН являются их низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м/сут; снижение подачи напора и кпд при увеличении вязкости, откачиваемой смеси, а также при увеличении свободного газа на приеме насоса.

image001.png
Рис.4 Установка электроцентробежного насоса.

4.Техника и технология бурение скважин.
буровые установки мобильные и стационарные:zj20-2000 м,zj30-…
Рис.. 5 Буровая установка
Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения.

Процесс бурения сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны в скважину, а также поддержанием ее на весу. Для того чтобы уменьшить нагрузку на канат и снизить установочную мощность двигателей применяют подъемное оборудование, состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой (полиспастовой) системы. Талевая система, в свою очередь, состоит из неподвижной части - кронблока (неподвижные блоки полиспаста), устанавливаемого наверху фонаря вышки, и подвижной части - талевого блока (подвижного блока полиспаста), талевого каната, крюка и штропов.

Буровой насос постоянно нагнетает промывочную жидкость внутрь бурильных труб, долото вращается с помощью забойного двигателя, а разрушенные породы выносятся потоком жидкости на поверхность по желобам. Далее рабочая жидкость попадает в систему очистки.

В ней частицы породы отделяются, и промывочная жидкость подается насосом в скважину, т.е. жидкость постоянно циркулирует.



c:\documents and settings\admin\рабочий стол\загрузки с интернета\475px-drilling_rig.png.jpg
Рис.6- Общая схема буровой установки.

1 - буровое долото; 2 - УБТ; 3 - бурильные трубы; 4 - кондуктор;   5 - устьевая шахта; 6 - противовыбросовое устройства; 7 - пол буровой установки; 8 - буровой ротор; 9 - ведущая бурильная труба; 10 - буровой стояк; 11 - вертлюг; 12 - крюк; 13 - талевый блок; 14 - балкон верхового рабочего; 15 - кронблок; 16 - талевый канат; 17 - шланг ведущей бурильной трубы; 18 - индикатор нагрузки на долото; 19 - буровая лебёдка; 20 - буровой насос; 21 - вибрационное сито для бурового раствора; 22 - выкидная линия бурового раствора.

Буровая установка БУ75БР7 . Текущий забой 1362 м, а проектный 1440 м. Диаметр скважины 190,5 мм. Ствол - наклонный (наклон составляет 36 градусов). Нефть ожидается на Бобриковском горизонте (глубина 1370 м). Промывка скважины выполняется ингибированным буровым раствором. Обсадные трубы диаметром 140мм. Буровая колонна стандартная, имеется 2 комплекта УБТ по 50 м каждый.

Нефтедобыча - сложный производственный процесс, включающий в себя геологоразведку, бурение скважин и их ремонт, очистку добытой нефти от воды, серы, парафина и многое другое.

По способам извлечения скважинной жидкости современные методы нефтедобычи делятся на:



  • фонтан (выход флюида происходит за счет разности давления в продуктивном пласте и давления на устье скважины)

  • газлифт

  • насосно-компрессорная добыча, в т.ч. с использованием различных видов насосов:

    • установка электро-центробежного насоса (УЭЦН)

    • установка электро-винтового насоса (УЭВН)

    • установка штангового глубинно-насосной установки (ШГНУ)


5. Подземный и капитальный ремонт скважин

Подземные ремонты скважин условно делят на текущий и капитальный.

Текущий ремонт включает следующие виды работ: смена насоса, ликвидация обрыва штанг или их отворота, смена труб или штанг, изменение погружения НКТ, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин от песчаных пробок желонкой или промывкой.

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, полученных после бурения и капитального ремонта. Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связанна со спуском и подъемом подземного оборудования (труб, штанг, насосов, их узлов и т.д.), а также инструментов и приспособлений.

При текущем ремонте используют такие агрегаты, как А50У на шасси КРАЗ-27 предназначенный для производства спуско-подъемных операций в процессе текущего ремонта скважин, не оборудованных вышками и мачтами.

c:\documents and settings\admin\рабочий стол\новая папка\img_1521.jpg

Рис.7 Оборудование для КРС скважина №4 Александровская площадь ТЦДНГ-4

Капитальный ремонт скважин - это проведение более сложных работ, связанных с ликвидацией аварий колонн или подземного оборудования. Капитальный ремонт скважины включает в себя следующие виды работ: ремонтно-изоляционные работы пластовых вод (пресных, сточных), отключение объектов из разработки, переход на другие объекты; ремонтно-исправительные работы - наращивание цементного камня, зарезка второго ствола, райбирование колонн, восстановление герметичности обсадных колонн; воздействие на призабойную зону пласта (физические методы, химические методы, физико-химические методы); ловильные работы; ликвидация скважин.

dddd.png
Рис. 8 Схема оборудование вышки для подземного ремонта

В оборудование вышки входит:



1 оттяжки вышки;   

2 установочные    оттяжки;  

3 винтовой домкрат;

4 поворотный кран;

5 талевый блок с крюком;  

6 коробка  перемены передач;

7 лебедка;

8 пост управления подъемом  вышки;  

9 гидравлический  домкрат

В настоящие время большое распространение получили подъемные агрегаты, на которых смонтированы мачта и все необходимое оборудование для проведения спуско-подъемных операций (рисунок 15). Подъемные работы могут осуществляться как с укладкой труб на мостики, так и с их установкой в вертикальное положение. Для КРС существуют такие агрегаты, как: Агрегат А-50М, подъемная установка УПА-60, УПТ1-50, установка АК-60 и т.д.

Эксплуатационные вышки и мачты устанавливают на надежном фундаменте и дополнительно укрепляют оттяжками из стального каната, которые крепят к якорям, зарытым в землю.

   На верхних площадках вышек и мачт устанавливают кронблоки, на шкивах которых подвешивается талевая система с подъемным крюком. Для доступа рабочих к кронблоку предназначены деревянные или металлические маршевые лестницы, которые подвешиваются к элементам конструкции.

   Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, так как ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году; все остальное время эти сооружения находятся в бездействии, поглощая значительные средства на их содержание в работоспособном состоянии. В связи с этим в настоящее время считается более целесообразным эксплуатировать скважины без вышек, используя для подземного ремонта подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой таких подъемников служат тракторы и автомобили.
6. Сбор и подготовка скважинной продукции.
Сначала продукция скважин поступает по выкидному коллектору на замерную установку где замеряется дебит скважины по жидкости. (кубометров в сутки)

АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка - блок учета для автоматического определения дебитов нефтяных скважин. Она предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса.

Установка состоит из двух блоков: замерно - переключающего и блока управления (БМА).

Рис.9 .АГЗУ 2857 куст 1515 ЦДНГ-1 НГДУ «Туймазанефть»


http://cs620823.vk.me/v620823094/191e2/mhgxvnpaqwk.jpg
Рис. 10 Внутренняя обвязка ТЦДНГ №1 АГЗУ № 2857 Куст 1515

pr1_pr16_2.jpg

Рис. 11 Сепаратор АГЗУ № 2857



l-x4_lbvfio
Рисунок 12 - Схема АГЗУ

Процесс работы установок заключается в следующем:

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ.

Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию.

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией



Установка предварительного сброса вод Установки предварительного сброса воды предназначены для дегазации нефти, отбора и очистки попутного газа, сброса пластовой воды под избыточным давлением.

УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

· Насосный блок.

c:\documents and settings\admin\рабочий стол\1234567.jpg

Рис. 13 УПСВ. «Туркменево» НГДУ «Туймазынефть»



Принцип работы УПСВ

На УПСВ жидкость проходит последовательно две или более ступени сепарации, одну ступень или более деэмульсации. На разных этапах подготовки ДНС с УПСВ в жидкость подаются реагенты - деэмульгаторы, ингибиторы гидратообразованя, ингибиторы солеотложения, ингибиторы коррозии. Попутный газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю (печи ПТБ, ПП, котельные и др) или на газоперерабатывающий завод ГПЗ, под собственным давлением или с помощью газового компрессора.

Разгазированная жидкость нагревается в печах подогрева нефти до 70 градусов по Цельсию, затем поступает в деэмульсатор (чаще отстойник ОГ), где происходит разрушение водонефтяной эмульсии, гравитационный отстой нефти и раздельный вывод воды и нефти. Нефть поступает на концевую ступень сепарации.

Жидкость с конечной ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит дальнейшее отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей её в систему поддержания пластового давления ППД.

Для поддержания давления в пласту используют блочную кустовую насосную станцию БКНС или модульную кустовую насосную станцию МНКС для закачки рабочего агента в пласт. В качестве рабочего агента может использоваться как отделённая пластовая вода на УПСВ, так и пресная из озёр и рек, сточная вода, отходы, специальные хим. реагенты. На ДНС с УПСВ производится подготовка пластовой воды и учёт расхода воды подающейся в систему ППД. Вода с насосных станций ППД поступает на водораспределительные батареи, а от туда подается в нагнетательные скважины под высоким давлением.

Далее нефть поступает на последующие стадии подготовки и переработки нефти, такие как установка подготовки нефти УПН, затем на пункт сдачи нефти ПСН или нефтеперерабатывающий завод НПЗ.



c:\documents and settings\admin\рабочий стол\123456.jpg

Рис. 14 ТВО-36 ТЦДНГ-1


Блочная кустовая насосная станция ( БКНС )

Блочная кустовая насосная станция (БКНС) предназначена для закачки воды (подтоварной, пресной, пластовой) в продуктивные пласты в системе поддержания пластового давления нефтяных месторождений. Блочная кустовая насосная станция БКНС выполнена в виде отдельных блок-боксов монтируемых на месте эксплуатации в единое здание и функционально связанных между собой технологическими, электрическими линиями. Насосное оборудование КНС подбирают в зависимости от объема закачиваемой воды и требуемого давления нагнетания.

Вода нагнетается в пласт под давлением 10-20 МПа с помощью

специальных центробежных насосов типа ЦНС-180, 90, 60.



c:\documents and settings\admin\рабочий стол\bplxxe-3yvy.jpg

Рисунок 15 – БКНС-22 общий вид


В насосном блоке БКНС предусмотрены агрегаты, трубопроводы слива утечек, приемный и нагнетательный коллекторы с запорной арматурой, системы водяного или электрического отопления, освещение блоков и электрооборудование.
c:\documents and settings\admin\рабочий стол\1234.png

Рис. 16 Насосный блок в сборе (БКНС-22)


7. Иследование скважин и пластов.
Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин. Существуют следующие методы исследований скважин и пластов: гидродинамические, дебитометрические, термодинамические и геофизические.
Гидродинамические исследования.
Гидродинамические методы подразделяются на:

- исследования скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм);

- исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД);

- исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание).

Сущность метода исследования на установившихся режимах заключается в многократном изменении режима работы скважины и, после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного давления. Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины. Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки. Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин.

Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры.


Дебитометрические исследования
Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) – расходомерами. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.

Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.



c:\documents and settings\admin\рабочий стол\новая папка\8.jpg

Рис. 17 Межтраверсный динамограф «СИДДОС – автомат 3»

Возможности:


  • Автоматический контроль и регистрация одиночных динамограмм;

  • Автоматизированный контроль и регистрация статических нагрузок;

  • Автоматический контроль и регистрация повторных динамограмм;

  • Автоматический контроль и регистрация проявлений утечек методом «линий потерь».

c:\documents and settings\admin\рабочий стол\новая папка\9.jpg

Рис. 18 Динамограф «СИДДОС- мини 2»

Возможности:


  • Задание режимов работы прибора осуществляется со встроенной клавиатуры, а запуск измерений – штатным брелком дистанционного управления (ДУ) с дистанцией до 10 метров;

  • Передача накопленных измерений в компьютер по проводному соединению (СОМ – порт).


c:\documents and settings\admin\рабочий стол\новая папка\4.jpg

Рис. 19 Уровнемер с повышенной чувствительностью


Возможности:

  • Контроль статического и динамического уровня жидкости или их изменения во времени, как при эксплуатации скважин, так и при выводе на режим;

  • Автоматическая регистрация графиков изменения затрубного давления на устье скважины;

  • Передача результатов измерений в компьютерную базу данных;

  • Передача результатов измерений в блок визуализации и контроля (БВК) для накопления и анализа.

c:\documents and settings\admin\рабочий стол\новая папка\2.jpg

Рис. 20 Блок визуализации контроля (БВК)

Возможности:


  • Автоматическая регистрация графиков восстановления или падения уровня жидкости;

  • Контроль одиночных значений статического или динамического уровня жидкости, как при эксплуатации скважин, так и при их запуске; Прибор адаптирован для вывода скважин на режим;

  • Автоматическая регистрация графиков изменения затрубного давления на устье скважины;

  • Передача результатов измерений в компьютерную базу данных;

  • Передача результатов измерений в блок визуализации и контроля (БВК) для накопления и анализа;

  • Измерение уровня при нулевом избыточном давлении вакууме (в том числе с использованием газобаллонного оборудования).

Формы динамограмм:


Рис.21 .Динамограмма нормальной работы насоса:


Рис.22. Динамограмма, не работают оба клапана насоса

Результаты измерений с графиком динамограммы отображаются на встроенном графическом индикаторе.

8. Методы увеличение нефти отдачи

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта:


- гидродинамические методы;
- физико-химические методы;
- тепловые, микробиологические и другие методы.

Гидродинамические методы

К ним относятся:


- нестационарное заводнение;
- форсированный отбор жидкости;
- вовлечение в разработку недренируемых запасов;
- барьерное и очаговое заводнение.
К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов
эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта.

Эти методы объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя:


- циклическое заводнение;
- изменение направления фильтрационных потоков.
Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие.
Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы.

Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.


Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%.

При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации.

При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.

Форсированный отбор - наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи.

Приступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем - в 2-4 раза.

Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин.

Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.
Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию

Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта.

Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа - в нефтяную часть.
Очаговое заводнение - это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного.

При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.




Физико-химические методы
Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов - одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений.

Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.


Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Он оказывает воздействие не только на при-забойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи.

При ГРП создается система глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин.

Продолжительность эффекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности - 85%.


Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение.

Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров.

Основное назначение полимеров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов - выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении.
Существуют следующие технологии с использованием полимеров:
- полимерное заводнение (закачка оторочки} на неоднородных по проницаемости объектах с высоковязкой нефтью, находящихся в начальной стадии разработки;
- комплексное воздействие на продуктивные пласты полимерными гелеобразующими системами в сочетании с интенсифицирующими реагентами (ПАВы, щелочи, кислота) применяется на поздней стадии разработки;
- воздействие на пласт вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания профиля при емистости и интенсификации добычи нефти;
- циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакриламида, содержащего неионогенное ПАВ;
- циклическое воздействие на продуктивный пласт лолимерсодержащими поверхностно-активными системами;
- щелочно-полимерное заводнение;
- полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты.
Особенно эффективен метод ВУС для пластов, характеризующихся резкой неоднородностью и слабой гидродинамической связью.

Данный метод выравнивает проницаемость и тем самым позволяет повысить охват пласта полимерным воздействием и снизить темпы обводнения добываемой нефти.


К модифицированным технологиям относится воздействие на обводненные продуктивные пласты полимер-дисперсной системой (ПДС) на основе ПАА суспензий глин.

Их применение заключается во внутрипластовом регулируемом образовании дисперсных вязкоупругих систем между химическими реагентами и водонефтенасыщенной породой. Это позволяет увеличить нефтеотдачу на поздней стадии разработки, когда традиционные методы малоэффективны.


Одним из эффективных методов физико-химического воздействия на пласт является щелочное заводнение. Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи.

При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязкостью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелочное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.


Для доотмыва остаточной нефти применяется метод закачки большеобъемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ).
На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды.

Для этой цели применяются различные методы ремонтно-изоляционных работ, в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов. Наиболее часто применяется изоляция цементом обводненных пропластков или ликвидация заколонной циркуляции.

В том случае, когда происходит прорыв воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, практически не отделенными глинистыми перемычками от необводненных интервалов, используется метод селективной (избирательной) изоляции.

Вариантами этого метода являются: применение кремнийорганических соединений (продукт 119-204, Акор), закачка силиката натрия (жидкое стекло), волокнисто- и полимернаполненных дисперсных систем (ВДС и ПНДС).


На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов экологически чистыми технологиями может решить метод микробиологического воздействия на пласт.

В отличие от химических реагентов, теряющих активность в результате разбавления их пластовыми водами, микроорганизмы способны к саморазвитию, т.е. размножению и усилению биохимической активности в зависимости от физико-химических условий среды.

Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготовленными технологически и технически, являются тепловые, когда в продуктивный пласт вводится тепло.

При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается. Среди тепловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют два направления:


- закачка в пласты пара и нагретой воды;
- внутрипластовое горение.
Тепловые методы целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа-с.

c:\documents and settings\admin\рабочий стол\123.jpg

Рис. 23 Блок-гребенка УР-22, УР-36


c:\documents and settings\admin\рабочий стол\12345.jpg

Рис. 24 Шурфы-36 системы ППД



Пакеры

Пакеры предназначены для разобщения отдельных участков ствола скважины с целью :

- подачи изоляционного реагента , кислоты и заранее выбранный интервал :

- проведения гидравлического разрыва пласта для предотвращения повреждения эксплуатационной колонны :

- изоляции не герметичности ( дефекты ) эксплуатационной колонны :

- одновременно-разделённого закачивания жидкости и одновременно-разделённого добычи нефти и газа :

- поиска интервала (глубины ) не герметичности эксплуатационной колонны путём её поинтервальной опрессовки.

По способу установки в скважине пакеры подразделяют на пакеры с опорой на забой и без опоры . К низу пакеров с опорой на забой присоединяют трубы ( хвостовики ) , от длины которых зависит глубина установки пакера . Конструкция этих пакеров наиболее проста и надёжна , однако наличие хвостовика увеличивает возможность их прихвата . Пакеры без опоры на забой можно устанавливать на любой глубине скважины .

Для проведения ремонтных работ и при обработке ПЗП применяют пакеры ПВ-М (уплотнительные элементы резиновые ) и ПВ-М-Г ( уплотнительные элементы резиновые и асбестовые, защитные шайбы алюминиевые ).

С пакерами ПВ-М и ПВ-М-Г используются якори ЯГ и ЯГМ .

По способу создания сил деформирующих уплотнительный элемент , пакеры подразделяются на механические ( уплотнение происходит по действием веса колонны труб ) и гидравлические ( уплотнения происходит за счёт перепада давления сверху и снизу пакера ). Механические пакеры более простые по конструкции , однако веса трубы не всегда достаточно для уплотнения ( например , при небольшой глубине их установки ). Гидравлические пакеры способны воспринимать большие перепады давления ( до 50 Мпа ), но сложны по конструкции.

c:\documents and settings\admin\рабочий стол\x8wobmgzfww.jpg

Рис.25. Схема компоновки подземного оборудования для насосной эксплуатации нефтяных скважин с не герметичностью эксплуатационной колонны.

Применяется для насосной добычи нефти с одновременной изоляцией вышерасположенного интервала не герметичности с вод о притоком в эксплуатационных колоннах с условным наружным диаметром труб 140-178 мм.

Рис.26 . Пакеры для поддержания пластового давления (ППД)



пакер механический 3пвм-118-50

Рис. 27 Пакер механический ПВМ-118-50


Пакер механический типа 3ПВМ предназначен для уплотнения колонны насосно- компрессорных и бурильных труб в обсадной колонне скважины при проведении операций по воздействию на пласт во всех макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80.
Технические характеристики 3ПВМ-118-50, 3ПВМ-122-50
3ПВМ-118-50 3ПВМ-122-50
Наружный диаметр, мм 118 122
Максимальный перепад давления, мПа 50 50
Максимальное осевое усилие, кН
-посадки пакера
-освобождения пакера
150
80
150
80
Диаметр проходного отверстия, мм 48 48
Максимальная температура рабочей среды, °С 150 150
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационных колонн, мм 127.1 130.7
Условный диаметр обсадных труб, мм 146 146
Габаритные размеры (диаметр х длина), мм 140х910 140х910
Масса пакера, кг 28 28.5
Масса полного комплекта, кг 32.5 33


  1. Охрана ОС на предприятиях нефти добычи

Служба охраны окружающей среды на нефтедобывающих предприятиях создается с целью организации природоохранной деятельности предприятий и всех его подразделений. На нее возлагается ответственность за обеспечение осуществления мероприятий по охране окружающей среды, регламентированных соответствующими нормативными актами. В своей работе служба руководствуется принципами управления охраной окружающей среды, в основе которых лежат целевой и комплексный подходы к проблеме. Природоохранная деятельность предприятий строится с учетом единства цели и основных интересов охраны окружающей среды на всех уровнях хозяйствования от предприятия до народного хозяйства в целом. Основной целью природоохранной деятельности нефтегазодобывающих объединений и входящих в его состав предприятий и организаций является снижение отрицательного воздействия производственных процессов на. окружающую среду. Следовательно, основной задачей служб по охране окружающей среды является организация работ по снижению отрицательного воздействия предприятий на окружающую среду региона. Одним из важнейших принципов управления природоохранной деятельностью предприятий является учет специфики воздействия отрасли на окружающую среду. Основная специфика нефтедобывающей промышленности состоит в территориальной разбросанности промысловых объектов, большой протяженности нефтепроводов и водоводов, токсичности и экологической опасности применяемых материалов и химреагентов, нефтепромысловых сточных вод и отходов производства для окружающей среды, водоемкости технологических процессов и потреблении большого количества пресной воды. Это усиливает опасность загрязнения водоемов, земель и воздушного бассейна на значительных территориях и нанесения ущерба большому числу предприятий и хозяйств, расположенных на территории нефтедобывающего района. Поэтому охрана окружающей среды выдвигается в число основных производственных задач коллективов предприятий.

Список использованной литературы

1. Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1974.



2. Казак А. С. Новое в развитии техники и технологии механизированных способов добычи нефти. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1974.

3. Техника и технология добычи нефти: Учебник для вузов/ А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Ахметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев. Под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде. - М.: Недра, 1986. -382 с.


База данных защищена авторским правом ©uverenniy.ru 2016
обратиться к администрации

    Главная страница