Учебное пособие по дисциплине «Нефтегазовые технологии» для студентов, обучающихся по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии в нефтяной и газовой промышленности»
Учебные материалы


Учебное пособие по дисциплине «Нефтегазовые технологии» для студентов, обучающихся по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии в нефтяной и газовой промышленности»



Карта сайтаilyagubarev.com
При чрезмерном отборе газа возможны осложнения: разрушение призабойной зоны или засорение твердыми взвешенными частицами, преждевременный прорыв пластовых вод, чрезмерное охлаждение газа с обмерзанием оборудования и образованием гидратов, опасность смятия колонн.
В период разработки залежи возникает необходимость изменения технологического режима или способа эксплуатации скважины; профилактики, замены и ремонта скважинного оборудования, воздействия на призабойную зону пласта, ликвидации отдельных объектов или скважины в целом, ввод в разработку новых объектов. В период эксплуатации возможны осложнения и аварии со скважинным оборудованием, нарушение конструкции скважины, обводнение продукции и прочее, в результате работа скважины прекращается или ухудшаются ее эксплуатационные параметры.
Для восстановления функционального назначения скважины требуется проведение определенных технологических операций, соответствующих причинам нарушения.
Все работы, связанные с выполнением операций по воздействию на скважинное оборудование, скважину как техническое сооружение и на пласты к ней прилегающие, называют подземным ремонтом скважин.
Подземный ремонт является одним из производственных процессов разработки месторождений и в зависимости от сложности и трудоемкости условно подразделяют на т е к у щ и й и к а п и т а л ь н ы й.
Четкого разграничения между видами ремонта нет.
^ Текущий ремонт - комплекс работ по исправлению или изменению режима работы внутрискважинного и устьевого оборудования, поддержанию скважины в работоспособном состоянии.
Основной объем операций текущего ремонта осуществляется по заранее составленному графику с учетом способа эксплуатации, технических характеристик используемого оборудования, состояния скважины, свойств эксплуатируемого объекта. Основные виды работ – ревизия и частичная или полная замена скважинного оборудования, оптимизация режимов эксплуатации, очистка и промывка забоя скважины, выполнение запланированных геологических и технологических мероприятий. Капитальный ремонт скважинного и устьевого оборудования выполняется специализированными производственными структурами в стационарных условиях.
Капитальный ремонт – комплекс работ по восстановлению работоспособного состояния скважин, воздействию на продуктивные пласты, а также выполнение сложных работ, которые не могут быть выполнены посредством текущего ремонта.
Виды работ, выполняемые капитальным ремонтом можно сгруппировать по следующим направлениям: охрана недр и окружающей среды, изоляционные работы по перекрытию и ограничению путей поступления воды в продукцию скважины, воздействие на продуктивные пласты, восстановление и ликвидация аварий в стволе скважины. Основанием для рассмотрения вопроса необходимости капитального ремонта каждой конкретной скважины является аварийное состояние, наличие аномалий в величинах добычи продукции и содержания в ней воды, загрязнение окружающей природной среды, выполнение скважиной своего назначения. В первом случае должно быть принято решение «ремонт» или «ликвидация», во втором – ремонт или эксплуатация при аномальных показателях, в третьем – обязательная ликвидация источников загрязнения, в четвертом – ликвидация.
Виды и частота ремонтов, затраты времени и средств на их выполнение – один из показателей, характеризующих состояние организации и технологии добычи нефти на данном объекте и эффективность использования имеющегося фонда скважин.
Характерной особенностью подземного ремонта скважин является то, что при различных его назначениях, продолжительности и сложности в большинстве случаев выполняются одни и те же операции с использованием одних и тех же специальных машин и инструментов.
Технологический процесс подземного ремонта скважин можно расчленить на три основных этапа:
- подготовительные работы,
- спускоподъемные операции и собственно ремонт,
- освоение скважины после ремонта.
Первый технологический этап ремонта – подготовительные работы –состоит из двух частей:
а) собственно подготовки скважины к ремонту,
б) подготовки оборудования и инструмента для проведения ремонта.
К первой группе относятся работы, связанные с предупреждением проявлений воды, нефти и газа в процессе ремонта.
Скважину считают подготовленной к ремонту, если созданы условия для проведения в ней всех необходимых операций при соблюдении охраны труда, исключения загрязнения окружающей среды и потерь продукции.
Одной из технологий подготовки является г л у ш е н и е скважины, заключающееся в замене скважинной жидкости на жидкость глушения, плотность которой обеспечивает создание необходимого противодавления на эксплуатируемый объект. Глушение скважины процесс нежелательный, так как жидкость глушения в сочетании с репрессией на пласт может оказывать отрицательное влияние на его коллекторские свойства.
Более рациональный способ подготовки скважин к ремонту по сравнению с глушением - установка в скважине выше эксплуатационного объекта клапанов-отсекателей или оснащение устья скважины специальным оборудованием для производства спускоподъемных операций под давлением.
Вторая часть подготовительных работ заключается в доставке и развертывании на устье скважины необходимого оборудования, обеспечении инструментом, материалами и приспособлениями, демонтажем оборудования после проведенных работ и пр.
Технологии ремонта определяются его целью и горно-геологическими условиями ремонтируемого объекта.
В подземном ремонте большое число однотипных операций в скважинах разных конструкций на различных глубинах и для их выполнения используются машины, агрегаты и инструменты одинакового назначения, имеющих специфическую конструкцию, но с различными техническими параметрами.


^ Рис.6.16 Самоходная подъемная установка

.
1 – автомобиль; 2 – кабина машиниста; 3 – лебедка; 4 – телескопическая вышка; 5 – кронлок; 6 – блок талевый; 7 – вспомогательное подъемное устройство

Большинство технологий ремонта осуществляется с применением спускоподъемных операций, поэтому спуск и подъем колонны труб рассматривается как самостоятельная группа операций. Их выполняют комплексом грузоподъемного оборудования, включающего вышку (мачту) с оснасткой, инструмент и средства механизации для захвата, поддержания труб, а также операций с резьбовыми соединениями (свинчивания и отвинчивания).
Грузоподъемное оборудование смонтировано на транспортной базе.
Мобильный агрегат для производства спуско-подъемных операций в подземном ремонте скважин в рабочем и транспортном положении показан на рис.16 и 17


^ Рис.17


Подъемная установка АзИНмаш-37А:


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

Для технологических операций предназначено специальное наземное и подземное оборудование. Основное наземное оборудование – насосные агрегаты для нагнетания жидкостей в скважину, установки для производства пара, оборудование для герметизации устья скважины, агрегаты для исследования скважин. Подземное – пакеры, якори, захватные устройства для извлечения труб, канатов, инструменты для очистки забоя и стенок скважины, инструменты для разрушения металла в скважине, создания дополнительных усилий на колонны труб и др. Для выполнения подготовительных работ используются специальные технические и транспортные средства.
Освоение заключается в создании в заглушенной скважине условий для притока жидкости и газа из пласта к забою после ремонта
Спускоподъемные операции с трубами занимают много времени и являются работами сложными и трудоемкими.
Повышение эффективности подземного ремонта в направлении развития и совершенствования технологий без использования колонны труб – канатные, колтюбинговые и т.п.
Канатные технологии основаны на использовании каната (кабеля, проволоки, троса) для спуска на забой или в заданный интервал скважины приборов, приспособлений, устройств, контейнеров с соответствующими материалами.
Технологии с использованием гибких труб (колтюбинговые) заключаются в разматывании и наматывании на барабан, размещенный на площадке транспортного средства, непрерывной (сплошной) гибкой колонны.
На устье скважины размещается специальный механизм, принудительно заталкивающий гибкую колонну при одновременном ее распрямлении. На оси барабана установлен вертлюг, соединенный с внешним неподвижным концом гибкой колонны, что позволяет подавать в трубы жидкость в процессе вращения барабана. На спускаемом конце гибкой колонны может быть укреплен необходимый инструмент или приспособление для проведения технологической операции. Длинномерная гибкая труба отличается от насосно-компрессорных труб материалом и отсутствием соединительных муфт. Трубы изготовлены из низкоуглеродистой стали, обладают антикоррозионными свойствами и способностью к сварке в полевых условиях. Освоено производство труб десяти размеров диаметра от 19 до 114.3 мм. (19; 25.4; 31.8; 38.1; 44.5; 50.8; 60.3; 73; 88.9; 114.3).


Рис. 6.18 Агрегат для спуска и подъема непрерывной колонны труб:


1 – автомобиль; 2 – барабан с намотанной трубой; 3 – направляющее устройство;
4 – механизм подачи; 5 – скважины.

Технологии ремонта предусматривают спуск гибкой колонны в обсадные трубы, в трубы НКТ, в межтрубное пространство в скважине между обсадной и подъемной колонной труб.
От традиционных методов ремонта скважин колтюбинговые технологии отличает упрощение процесса работы при избыточном давлении в стволе скважины, оперативное свертывание и развертывание установок, возможность работы в межколонном пространстве, исключение спуско – подъемных операций при некоторых видах ремонта.
Номенклатура работ и виды технологических операций проводимых посредством колтюбинговых установок постоянно расширяется, а технологии совершенствуются.
Контрольные вопросы.
1.В чем заключается процесс эксплуатации скважин.
2.Основные способы эксплуатации.
3.Принципиальная технологическая схема эксплуатационной скважины.
4.Условия фонтанирования скважины водой и нефтью.
5.Движение газо-жидкостной смеси в вертикальных трубах.
6.Газлифтный способ эксплуатации.
7.Оборудование устья фонтанных и газлифтных скважин.
8.Пуск газлифтной скважины.
9.Конструкции газлифтных подъемников.
10.Насосный способ добычи нефти.
11.Принципиальная схема работы штанговой насосной установки.
12.Станки-качалки.
13.Насосные штанги.
14.Штанговые насосы.
15.Оборудование устья, эксплуатируемых штанговыми насосами.
16. Принципиальная схема работы УЭЦН.
17.Принцип работы винтовых насосов.
18.Другие типы погружных насосных установок.
19.Раздельная эксплуатация скважин.
20.Эксплуатация газовых скважин.
21.ремонт скважин.
22. Основные виды операций при подземном ремонте скважин.
23.Техническое оснащение ремонта скважин.

^ 7. ТЕХНОЛОГИИ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ


на промыслах


Обустройство месторождения. Сбор и подготовка продукции нефтяных скважин на промыслах. Элементы систем сбора, назначение и основные требования. Сбор и подготовка газа газовых месторождений.
Продукция нефтяных добывающих скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Вода присутствует в свободном состоянии, а также образует водонефтяные эмульсии, в которых мелко раздробленные капельки воды в нефтяной среде не отстаиваются и не сливаются друг с другом.
В продукции газовых и газоконденсатных скважин вместе с газом извлекается жидкая фаза в виде капель воды и углеводородов. Кроме газа и жидкости в продукции содержатся механические примеси природного и техногенного характера.
Наряду с проектом разработки нефтяного месторождения составляют проект его обустройства, представляющий совокупность проектов отдельных технологически взаимосвязанных систем, включающих размещение скважин на поверхности; сбор и подготовку нефти и нефтяного газа; поддержание пластового давления; системы обеспечения электроэнергией, водой, связью, автомобильными дорогами, контроля и автоматизации процессов, промысловой канализации и др
Особенности в обустройстве нефтяных месторождений определяются также наличием или отсутствием на месторождении наземных объектов другого назначения (жилые постройки, промышленные объекты и др.), состоянием изученности залежей нефти, необходимостью уточнения или пересмотра технологических схем разработки, ценностью земель для сельского и лесного хозяйства, климатом, орфографией района и другими условиями.
Система сбора нефти, нефтяного газа и воды организуется в зависимости от устьевых давлений, схемы группирования скважин, взаимодействия с системами воздействия на нефтяную залежь, расположения пункта подготовка добываемой продукции с учетом того, что за время эксплуатации месторождения изменяются число и расположение добывающих скважин, их дебиты, обводненность.
Промысловая система сбора и подготовки продукции скважин представляет комплекс инженерных коммуникаций и сооружений, расположенных на территории разрабатываемых объектов, обеспечивающих замер, транспортирование к технологическим аппаратам, подготовку нефти, газа и воды до требуемых параметров, утилизацию всех попутно добываемых и извлекаемых в процессе производства продуктов и вредных веществ. Конструктивно – это разветвленная сеть трубопроводов, соединяющих скважины, технологические установки, аппараты, сооружения. На территории промысла прокладывают трубопроводы подземные, наземные, подводные, подвесные. По назначению выделяют нефтепроводы, водопроводы, газопроводы, нефтегазопроводы. Для сооружения трубопроводов используют трубы из малоуглеродистых и низколигированных сталей диаметром от 50 до 530 мм. с толщиной стенки 4 – 8 мм. Длина труб от 4 до 12м.
Промысловая подготовка продукции скважин заключается в разделении жидких и газообразных углеводородов, освобождении их от посторонних примесей любого происхождения.
Единой универсальной системы сбора продукции добывающих скважин не существует. Все имеющиеся схемы видоизменяются в зависимости от состава и свойств продукции, ее обводненности, объемов добычи, технологий разработки и способов извлечения продукции, размеров площади разработки, географического расположения, рельефа местности.
Современные системы сбора продукции и схемы размещения объектов подготовки должны обеспечить: надежную герметизацию всей системы при любых изменениях параметров и норм разработки; измерение дебитов отдельных скважин и групп, а также их подключение и отключение, укрупнение и централизацию технологических объектов; раздельный сбор продукции, смешение которых нежелательно; возможность совмещения технологических процессов в трубопроводах и технологическом оборудовании; требуемое качество товарной продукции; охрану окружающей среды и предотвращение вредного влияния на недра; использование избыточной энергии потока поступающего из добывающих скважин и особенностей рельефа местности; автоматизацию и телемеханизацию основных технологических процессов. Схема должна предусматривать возможность ввода необходимых ингибиторов, подогрева продукции в любых точках технологической линии.
Исходя и предъявляемых требований, примерная принципиальная технологическая схема показана на рис.7.1:
Продукция добывающей скважины ^ 1 по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2. В продукцию, как правило, добавляют реагент 3, а если нефть высоковязкая или теряет текучесть при сравнительно высокой температуре (сопоставимой с температурой окружающей среды), то ее подогревают в печи 4. Затем она направляется в газожидкостную сепарационную установку первой ступени дегазации 5 и на установку подготовки нефти (УПН) в сепара­ционную установку второй ступени 6. После этого водонефтяная смесь поступает в деэмульсационную установку 7, где про­исходит обезвоживание и обессоливание нефти, а затем в ста­билизационную установку 8. В технологическом блоке 9 опреде­ляют количество и качество товарной нефти перед сдачей ее в товарный парк. Если по каким-либо причинам готовая нефть не удовлетворяет заданным параметрам, то она автоматически направляется на повторную обработку.
Выделившийся из нефти газ в установках 5, 6 и 8 после соответствующей обработки подается на компрессорную стан­цию ^ 10 и далее на газоперерабатывающий завод. Дренажная вода после деэмульсационной установки 7 по­ступает на установку очистки нефтепромысловых сточных вод 11, где подготавливается для использования ее в системе под­держания пластового давления (ППД) и направляется на кус­товые насосные станции (КНС) 14, оттуда в нагнетательные скважины месторождения 15. На КНС подается также пресная вода с водозаборных устройств 12 через очистные сооружения 13.


^ Рис. 7.1 Принципиальная технологическая схема

добычи и подготовки добываемой продукции нефтегазодобывающим предприятием (НГДУ)

В случае недостатка избыточной энергии потока добывающих скважин для транспортировки продукции к пунктам сбора и подготовки, в схему включают промежуточные дожимные насосные станции (ДНС) на которые поступает продукция из нескольких групповых замерных установок (ГЗУ). Если месторождение значительно по размерам, а ГЗУ разбросаны и удалены от сборного пункта, сооружают несколько ДНС. На дожимных станциях возможен предварительный сброс воды и частичное отделение газа.
Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на месторождениях ОАО Татнефть показана на (рис.7.2)
Продукция скважины через групповые замерные установки поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или на групповые замерно-насосные установки (ГЗНУ). Давление в трубопроводах для транспорта газонефтяной смеси обеспечивается глубинными скважинными насосами. На ДНС и ГЗНУ осуществляется первая ступень сепарации продукции скважины. Нефть перекачивается насосами на промысловые товарные парки, откуда направляется на прием сепарации второй ступени. Выделившийся газ в сепараторах 1-й ступени транспортируется на ГПЗ бескомпрессорным способом, а из 2-й ступени через компрессорные станции. При необходимости предусматриваются промежуточные компрессорные станции, оборудованные винтовыми насосами. Нефть из сепараторов второй ступени поступает в технологические резервуары предварительного сброса пластовой воды установок подготовки нефти. После охлаждения в теплообменниках нефть направляется в товарные резервуары, из которых через узлы учета откачивается на головные сооружения нефтепроводных управлений. Выделившийся на ступенях горячей сепарации и стабилизации, газ поступает в промысловую систему подготовки и транспорта газа.
Общие ресурсы нефтяного газа складываются из газа первой и второй ступени сепарации, несконденсировавшихся газов стабилизации, резервуарных газов, газов горячей ступени сепарации и газа, увлекаемого дренажными водами при подготовке нефти.

^ Рис. 7.2 Принципиальная схема сбора и подготовки нефти.


1 – скважины; 2, 3 – I и II ступени сепарации; 4 – технологический резервуар; 5 – установка комплексной подготовки нефти; 6 – термохимическая установка подготовки нефти; 7 – горячая ступень сепарации; 8 – резервуар товарной нефти; 9 – установка отбора конденсата; 10 – установка подготовки воды
Как правило, давление на устье нефтяных добывающих скважин меньше насыщения нефти газом. Поэтому по трубам от скважин движется газожидкостная смесь (ГЖС). Трубопроводы от устья скважин до ГЗУ называют выкидные линии (усы), от ГЗУ до сборных пунктов – коллекторы.
В реальных трубопроводах, которые прокладывают по пересеченной местности, характер течения газожидкостной смеси сложный - пе­ред подъемными участками скапливается жидкая фаза, а пе­ред спусковыми — газовая (рис.7.3).
Насыщенность фаз жидкостью и газом, их структура и распределение в потоке зависит от скорости смеси, газосодержания, свойств жидкости и газа, диаметра и угла наклона трубопровода.


^ Рис.7.3 Схема динамического распределения насыщенностей фаз

в нефтегазопроводе при движении в нем трехфазной смеси (нефть, газ, вода):
1 – нефтеводогазовая смесь; 2 – газовое скопление;
3 – скопление воды.



edu 2018 год. Все права принадлежат их авторам! Главная