лекционный материал оператор. 2. Состав и свойства нефти и газа. Основные сведения о нефтяных и газовых месторождениях Состав и свойства нефти
 Скачать 0.92 Mb.
|
Назначение системы поддержания пластового давления (ППД)ППД относится кгидродинамическим методам повышения нефтеотдачи и кроме повышения нефтеотдачи, обеспечивает интенсификацию процесса разработки, Поддерживает или повышаетпластовое давление. На практике применяются следующие системы заводнения: 1) Законтурное заводнение –   применяют на сравнительно небольших по размерам залежах с литологически однородными коллекторами, с хорошей проницаемостью в законтурной части. Нагнетательные скважины располагаются на расстоянии 1000- 1200м от внешнего ряда добывающих скважин для однородных, для неоднородных с низкой проницаемостью 600-700м. 2  ) Приконтурное заводнение - применяется при низкой проницаемости нагнетатель- ные скважины размещают на небольшом расстоянии от контура нефтеносности или непосредственно на этом контуре в более проницаемых частях залежи. В нутриконтурное заводнение – применяется при разработке значительных по размерам нефтяных залежей. Площадь залежи разрезается рядами нагнетательных скважин, которые разрабаты- ваются как самостоятельные участки. При закачке воды на линии нагнетатель- ных скважин образуются зоны повышенного Очаги, которые образуются возле нагне- тательных скважин сливаются в валы, пере- движение которых можно регулировать. 4  ) Блоковое заводнение – залежь разре-  зают на самостоятельные участки ряда- ми нагнетательных скважин, расположен- ных перпендикулярно оси структуры (5 рядов добывающих скважин, каждый нагнетательный ряд действует на 2,5 ряда добывающих скважин) Очаговое заводнение – в сочетании с внутриконтурным заводнением, когда на отдельных участках падает Рnm и сжижаются объемы отбираемой нефти. Блочные кустовые насосные станции (БКНС). Назначение и принцип работы. Системы водоснабжения для систем ППД состоят из подсистем, включающих водозаборные сооружения, напорные станции, блочные кустовые насосные станции (БКНC), водораспределительные гребенки, нагнетательные скважины. Кустовые насосные станции предназначены для создания необходимого напора и закачки воды через нагнетательные скважины в продуктивные горизонты с целью поддержания пластового давления. Вода нагнетается в пласт под давлением 10-20 МПа с помощью специальных центробежных насосов типа ЦНС-180 и ЦНС-500. Насосное оборудование КНС подбирают в зависимости от объема закачиваемой воды и требуемого давления нагнетания . Число кустовых насосных станций на месторождении определяется многими факторами: объемом закачиваемой воды, системой нагнетательных водоводов, числом нагнетательных скважин и их приемистостью, площадью месторождения, системой разработки месторождения. Центробежные насосы типа ЦНС180-1050, ЦНС180-1422, ЦНС180-1900 и ЦНС500-1900 предназначены для закачки в пласт воды с температурой до 40 градусов, плотностью 1000-1200 кг/м3, массовой долей механических примесей не более 0,1%, размером твердых частиц не более 0,1 мм. Рассчитаны они на подачу 180 и 500 м3/ ч при развиваемом напоре 950-1900м. Приводом насосов типа ЦНС служат синхронные электродвигатели серии СТД с разомкнутым или замкнутым циклом вентиляции. Для их охлаждения применяется маслосистема. Маслосистема насосного агрегата состоит из оборудования и арматуры, предназначенных для подачи масла, необходимого для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя. УСТЬЕВАЯ АРМАТУРА ДЛЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН Эта арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по улучшению приемистости пласта и исследовательных работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры — трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстро сборного соединения. Елка служит для закачки жидкости через колонну насосно-компрессорных труб и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Для оборудования устья нагнетательных скважин применяется арматура типов АНК1-65Х210 и АНК1-65Х350 Устьевая арматура типа АНК1 для нагнетательных скважин состоит: 1 — трубная головка; 2 — быстросборное соединение; 3 — разделитель под манометр; 4 — задвижка ЗМС1; 5 — обратный клапан.  В качестве запорного устройства в арматуре используется прямоточная задвижка типа ЗМС1. Детали затвора, шпиндель (шток) и уплотнительная прокладка фланцевых соединений изготовлены из коррозионностойкой стали. В остальном детали задвижки и арматуры унифицированы с соответствующими деталями задвижки и фонтанной арматуры. Обратный клапан, установленный на боковом отводе елки, служит для исключения возможности обратного перетока жидкости из скважины при временном прекращении нагнетания или повреждения водовода. Обратным клапан состоит из корпуса, седла, хлопушки, двух возвратных пружин и переводного фланца, с помощью которого клапан присоединяется к задвижке на боковом отводе елки. Под действием потока жидкости, закачиваемой в скважину, хлопушка обратного клапана поворачивается на оси, скручивая пружины. В случае прекращения закачки или при повреждении водовода поток жидкости из скважины в возвратные пружины возвращают хлопушку в исходное положение, и она, прижимаясь уплотнительной поверхностью к седлу клапана, перекрывает поток жидкости.На отводе трубной головки арматуры устанавливают быстро-сборное соединение, предназначенное для подключения нагнетательной линии к затрубному пространству при проведении ремонтных и профилактических работ (промывки скважины, мероприятий по увеличения приемистости скважины и др.). Для предотвращения нарушении показаний манометров, вызванных засорением отводов в арматуре предусмотрены разделители под манометры. Модификация арматуры шла ЛНК1-65Х21 — малогабаритная арматура типа АНК-65Х21 с прямоточными задвижками типа ЗМ. Подземное оборудование нагнетательной скважины: колонна НКТ и пакер, предназначенный для герметизации затрубного кольцевого пространства во избежание вредного влияния высокого давления закачки на эксплуатационную колонну. 4. Техника и технология процесса добычи нефти и газа. Сбор и транспортировка нефти и газа. Обслуживание и ремонт наземного оборудования скважин, установок и трубопроводов Фонтанный способ добычи нефти На месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» для подъема жидкости из продуктивных пластов используются как фонтанный, так и механизированные способы. Из механизированных способов наиболее широко распространены насосные способы. Среди насосных способов предпочтение отдается установкам ЭЦН и ШГН. Наиболее дешевый фонтанный способ добычи занимает незначительную долю как по числу скважин, так и по объему добычи. Способ эксплуатации, при котором подъем нефти на поверхность происходит только за счет пластовой энергии, называется фонтанным. Количество добываемой из скважин жидкости за определенный промежуток времени называется дебитом жидкости скважины. В промысловой практике дебит принято измерять в кубических метрах за сутки. При фонтанном способе жидкость и газ поднимается по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее экономичен, и как естественный, его применяют на вновь открытых , энергетически не истощенных месторождениях. Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на один из механизированных способов добычи нефти: газлифтный или насосный с расходованием дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии. При газлифтном способе добычи нефти, в скважину для подъема нефти на поверхность подают ( или закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ, т.е. подают энергию расширения сжатого газа. В насосных скважинах жидкость поднимают на поверхность с помощью спускаемых в скважину насосов – скважинных штанговых насосов (ШГН) и погружных электронасосов (ЭЦН) В зависимости от соотношения забойного давления и устьевого с давлением насыщения нефти газом (местоположения начала выделения газа из нефти) можно выделить три вида фонтанирования: -  артезианское фонтанирование: Рзаб >Рнас; Руст.> Рнас., т.е фонтанирование происходит за счет гидростатического напора. В скважине происходит перелив, движется негазированная жидкость. Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкидной линии.- газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Рзаб> Рнас, Руст< Рнас. В пласте движется негазированная жидкость, а по стволу скважины газожидкостная смесь.- газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте : Рзаб < Рнас, Руст < Рнас. В пласте движется газожидкостная смесь, на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется (сепарируется) и поступает в затрубное пространство, где газ всплывает. В затрубном пространстве накапливается газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и при Рзаб < Рнас уровень жидкости всегда устанавливается у башмака НКТ – Р затрубное высокое, почти достигает Рзаб. Оборудование скважины подразделяется на подземное и наземное. К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ). По ГОСТ 633-80 НКТ выпускаются четырех конструкций: гладкие и муфты к ним; с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В); гладкие высокогерметичные и муфты к ним (тип НКМ); безмуфтовые высокогерметичные с высаженными наружу концами (тип НКБ). Для подъема жидкости из скважины используются гладкие НКТ. Гладкие НКТ в колонну соединяются при помощи муфт. Трубы и муфты делят по группам прочности (маркам стали) маркируются (по возростанию): Д, К, Е, Л, М, N, Р. Выпускаются НКТ длиной от 5,5м до 10м и наружным диаметром 27; 33; 42; 48; 60; 73; 89; 102; 114мм и толщиной стенки от 3 до 7мм. Предельная глубина спуска НКТ в скважине в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780-4250м, минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ 12-15 мм. Для подъема жидкости из скважины на месторождениях ОАО применяются гладкие НКТ, изготовленные из марок стали “K”, “E” и реже “Д”. Наружным диаметром 60 и 73 мм с толщиной стенки 5,0 и 5,5 мм соответственно. К наземному оборудованию относятся фонтанная арматура ,выкидная линия для подключения скважины к системе промыслового сбора, манифольд. Фонтанная арматура предназначена для: герметизации кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и НКТ; подвески колонн подъемных труб - направления движения газожидкостной смеси (ГЖС) в выкидную линию; - создания противодавления на устье; для проведения необходимых технологических операций, контроля и регулирования режима эксплуатации скважины. Фонтанная арматура состоит из двух узлов: трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной. Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя один или два тройника либо крестовину. Сверху елка заканчивается буфером с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину глубинных приборов вместо буфера ставится лубрикатор. В качестве запорных органов для перекрытия потока используют либо проходные пробковые краны, либо прямоточные задвижки с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением. Манифольды предназначены для обвязки фонтанной арматуры с выкидным шлейфом, подающим продукцию на АГЗУ. Фонтанную арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме, числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению. В зависимости от условий эксплуатации фонтанные арматуры изготавливаются для коррозионных сред и некоррозионных, а также для холодной климатической зоны.
Фонтанные арматуры классифицируют: 1) по рабочему давлению (7;14;16,5;21;70;105 МПа); 2) по схемам исполнения (6 схем); 3) по числу спускаемых в скважину труб (один или два концентрических ряда труб); 4) по конструкции запорных устройств (задвижки или краны) по размерам проходного сечения по стволу (50-100мм) и боковым отводам (50-100мм). В зависимости от типа месторождения в ОАО используется фонтанная арматура тройникового типа из расчета на рабочее давление 14,0 и 21,0 МПа: АФК1-65*14СУ и АФК1-65*21СУ. А-арматура ; Ф- фонтанная; К- подвеска подъемной колонны НКТ на резьбе переводника трубной головки; 65- условный проход ствола и струн, мм; 14,0;21,0- рабочее давление, МПа; СУ- исполнение для холодной климатической зоны. Встречаются устаревшие типы фонтанных арматур заводов- изготовителей: АФ-3”*21/2”*210(Румыния). К запорным устройствам фонтанной арматуры относятся проходные пробковые краны с ручным управления ( КППС-65*14СУ) для арматур с рабочим давлением 14,0 МПа и прямоточными задвижками с ручным управлением с принудительной подачи смазки (ЗМС1-65*21СУ) или автоматической подачей смазки (ЗМАД-65*21). ЗМ- задвижка с уплотнением «металл по металлу»; С или А- уплотнительная смазка принудительная или автоматическая; 1 или Д- одно или двухшиберное уплотнение; 65- условный проход ствола и струн, мм; 21,0- рабочее давление, МПа. Регулирующие устройства предназначены для регулирования режима работы скважины путем дросселирования (установка штуцера)потока рабочей среды изменением площади проходов боковых отводов фонтанной арматуры. Штуцера представляют собой насадку с относительно небольшим проходным сечением от 2 до 20 мм. Меры безопасности при обслуживании фонтанных скважин Опасные факторы: избыточное давление, замазученность и загазованность территории, работа на высоте при обслуживании лубрикаторов и штуцерных камер. Важное условие безопасности- соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен контроль за всеми проявлениями в скважине и изменениями ее работы. Обязательная проверка манометров. Требования: Установленная на скважине фонтанная арматура должна соответствовать максимальному давлению, ожидаемому при эксплуатации скважины. Эксплуатация оборудования при давлениях, превышающих допустимые, запрещается. Для контроля давления должны быть установлены манометры с трехходовыми кранами или устройствами заменяющими их, указывающими Рбуф, Рзатр. Ремонт оборудования фонтанной арматуры, находящегося под давлением запрещается. При необходимости работ по смене штуцера, замене прокладок и др. ремонтов оборудования нужно ремонтируемый участок отключить закрытием запорных устройств от рабочих участков и снизить давление до атмосферного. Фонтанная арматура не зависимо от ожидаемого Рраб монтируется с полным комплектом шпилек. Для обслуживания верхней части фонтанной арматуры сооружается площадка с лестницей и перилами. Все задвижки фонтанной арматуры должны содержаться в исправном состоянии: плотно закрываться, легко открываться, иметь штурвалы и указатели «открыто- закрыто». Фонтанную арматуру и ее обвязку следует отогревать только паром и горячей водой. Глубиннонасосная эксплуатация Прекращение или отсутствие фонтанирования вынудило искать другие способы подъема нефти на поверхность. Сначала применяли тартальные способы, при которых жидкость поднималась механическими устройствами: колодезная добыча, подъем желонкой, поршневание. Это прародители скважинной насосной установки. Разработано и применяется много типов насосов: ШГН, ЭЦН, ЭВНТ, ГПН, ЭДН, ГИН и т.д. На месторждениях ОАО «Сибнефть- ННГ» применяются в основном установки ШГН-33%, ЭЦН-62%. Отличительная особенность ШГНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. ШГНУ включает оборудование: наземное (станок-качалку, редуктор, электродвигатель, блок управления скважиной); устьевое; подземное (НКТ, насосные штанги, штанговый глубинный насос и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. ШГН предназначены для откачивания из скважин жидкостей с температурой не более 130 градусов , обводненностью не более 99% по объему, вязкостью до 0,3 Па*с, содержанием механических примесей до 350мг/л, свободного газа на приеме не более 25%. Штанговый насос состоит из цельного неподвижного цилиндра, подвижного плунжера, всасывающего и нагнетательных клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей. |
