ОБЪЕДИНЕННЫЙ. 5. бурение и эксплуатация скважин способы бурения скважин

• Название: 5. бурение и эксплуатация скважин способы бурения скважин
• Дата: 22.11.2022
• Размер: 436.06 Kb.
• Имя файла: ОБЪЕДИНЕННЫЙ.docx
• Тип: Документы; #804801
• страница: 4 из 6

1 0.2. Технологическая схема КС
Как уже было сказано, в настоящее время КС оборудуют полнонапорными нагнетателями (рис 10.3). При этом степень сжатия ЦН соответствует требуемой степени сжатия КС и количество рабочих ГПА определяется соотношением производительности МГ и ГПА. Все ГПА соединяются между собой параллельно.

В нерабочем состоянии ГПА краны 1, 2, 4, 6 закрыты, кран 5 открыт. При включении в работу первым открывается обводной кран 4 малого диаметра и начинается продувка контура нагнетателя. Воздух вытесняется газом в атмосферу через кран 5.




Рис.10.3. Технологическая схема КС
П – пылеуловитель, 1,2,3,4,5,6 –запорные краны, АВО – аппараты воздушного охлаждения
После вытеснения воздуха кран 5 закрывается и начинается заполнение контура газом. Когда давления до и после крана 1 сравняются, открывают краны 1 и 6. Кран 4 закрывают. ГПА работает на рециркуляционный контур. Для вывода ГПА в магистраль открывают кран 2 и закрывают кран 6.
10.3. Определение числа КС
Число КС определяется через длины участков, на которые можно прокачать газ при заданном изменении давления
, (10.1)

где n₀ - теоретическое число КС;

L - длина МГ;

l - длина участка между КС;

l_K - длина конечного участка.

Для определения длин участков используется уравнение пропускной способности газопровода, которое для случая МГ записывается в следующем виде:
, (10.2)
где q - пропускная способность МГ, млн.м³/сут;

P₁ - давление в начале участка (за КС), МПа;

P₂ - давление в конце участка (перед КС), МПа;

D - диаметр газопровода, м;

l - длина участка, км.

При определении длины конечного участка принимается P₂=P_K.

Полученное число КС, как правило, округляется в большую сторону.

Расставляют КС в пределах расчетного расстояния между ними с учетом затрат на их строительство и эксплуатацию.
10.4. Регулирование работы МГ
Затраты энергии на перемещение газа по участку МГ зависят от среднего давления и средней температуры газа в нем, что исключает возможность определения потерь давления на всей длине МГ и, соответственно, составить уравнение баланса энергии. Расчетным участком для МГ является участок между КС.

Учитывая, что объем газа уменьшается с ростом давления и со снижением температуры, максимальная эффективность работы МГ будет соответствовать максимальному давлению и минимальной температуре на выходе КС.

С другой стороны, давление на выходе КС не должно превышать допустимого давления, определенного из условия прочности труб или ЦН.

Минимальная температура на выходе КС ограничивается минимальной допустимой температурой газа в конце участка, исключающей промерзание грунта вокруг трубопровода. Рекомендуется принимать Т_2мин= 271-273К.

Повышение температуры газа на выходе КС повышает опасность нарушения целостности антикоррозионной изоляции труб и потери устойчивости трубопровода. Максимальная температура газа на выходе КС ограничивается 45-50⁰С.

Производительность МГ можно регулировать отключением КС, ГПА и изменением частоты вращения ЦН.

Снижение производительности МГ регулированием одной из КС приводит к общему повышению давления в газопроводе. Давление возрастает от КС к КС на участке до станции, на которой производится регулирование и далее к концу МГ снижается.
9. МАГИСТРАЛЬНЫЕ НЕФТЕПРОВОДЫ (МН)
9.1. Общая характеристика МН
Магистральными нефтепроводами называют трубопроводы диаметром 219-1220 мм по которым транспортируется нефть от промыслов до нефтеперерабатывающих предприятий или перевалочных нефтебаз, и имеющих большую протяженность (сотни километров).

Производительность МН составляет от 0.7 до 80 млн. т нефти в сутки, рабочее давление от 4.5 до 10 МПа.

Все сооружения и объекты МН можно представить двумя группами: линейные сооружения и нефтеперекачивающие станции (НПС) (рис. 9.1).



ЛЗ ЛЗ


Рис. 9.1. Схема МН
В состав линейных сооружений входят: трубопровод, переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги, болота, озера, каналы и т.д.), линейные задвижки (ЛЗ), линии связи и телемеханики, станции защиты от коррозии, дороги, дома обходчиков, вертолетные площадки и т.д.

Линейные задвижки устанавливаются через каждые 10-15 км трассы и позволяют сократить потери нефти при авариях.

Нефтеперекачивающие станции сооружаются через 50-100 км. Первая станция, получившая название головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС), оборудуется резервуарным парком, подпорными и магистральными (основными) насосами.

Для сооружения резервуарного парка используются резервуары емкостью 5, 10, 20 и 50 тыс м³ каждый. Общий объем резервуарного парка ГНПС V_р= (2-3)Q_cут, где Q_сут - суточная производительность МН.

Подпорные насосы, забирая нефть из резервуаров, подают ее на вход магистральных насосов с давлением, обеспечивающим нормальный (бескавитационный) режим их работы. Условием бескавитационного режима работы является превышение давления на входе насосов давления насыщенных паров нефти при температуре перекачки.

Последующие, промежуточные НПС, имеют в своем составе из основного оборудования только магистральные насосы. Бескавитационная их работа обеспечивается остаточным давлением в нефтепроводе.

Для повышения надежности работы нефтепровода через каждые 400-600 км. сооружаются станции с резервуарным парком (НПСР). По набору основного оборудования они аналогичны ГНПС, но объем резервуарного парка в этом случае составляет 0,3-1,5 суточной производительности МН.

В настоящее время используются в качестве подпорных насосов вертикальные центробежные насосы серии НПВ. Максимальную производительность имеет насос НПВ-5000-120 (5000-номинальная производительность насоса в м³/час, 120- развиваемый насосом напор при номинальной производительности в метрах). Насосы этой серии составляют следующий ряд: НПВ-5000-120, НПВ-3600-90, НПВ-2500-80, НПВ-1250-60, НПВ-600-60, НПВ-300-60, НПВ-150-60.

В качестве магистральных насосов используются центробежные насосы серии НМ: НМ-10000-210, НМ-7000-210, НМ-5000-210, НМ-3600-230, НМ-2500-230, НМ-1250-260, НМ-500-300.

Привод насосов осуществляется от электродвигателей. С этой целью используются асинхронные двигатели (мощностью до 500 кВт) серии АТМ и АТД и синхронные двигатели серии СТД и СТДП мощностью до 8000 кВт.

Необходимая мощность электродвигателя зависит от производительности и развиваемого напора насоса
, (9.1)

где N_П - необходимая мощность электродвигателя, Вт;

Q - производительность насоса, м³/с;

Н - развиваемый насосом напор, м;

- плотность нефти, кг/м³;

- коэффициент полезного действия насосно - перекачивающего агрегата.
9.2. Технологическая схема НПС
Для оборудования станции выбираются магистральные насосы с производительностью, равной производительности МН. Их последовательное соединение позволяет получить напор, который должна развивать НПС. Количество рабочих насосов определяется соотношением напоров НПС и одного насоса. Дополнительно предусматривается еще один резервный насос. Обычно на НПС устанавливают четыре магистральных насоса (рис. 9.2).

Подпорные насосы выбираются из условия обеспечения бескавитационного режима работы основных насосов. Их количество определяется соотношением производительностей НПС и насоса плюс один резервный. Таким образом, подпорные насосы соединяются между собой параллельно. На НПС устанавливается 2-3 подпорных насоса.

Нефть с промысла поступает в резервуарный парк ГНПС . Из резервуарного парка она через фильтры грубой очистки подпорными насосами подается на вход магистральных насосов. На выходе последнего из работающих насосов давление будет равно или больше требуемого. Избыточное давление дросселируется в регуляторе давления, и нефть поступает в трубопровод.



Рис. 9.2. Технологическая схема ГНПС

Р – резервуары, Ф – фильтры, ОК – обратные клапана, УППС - узел приема-пуска скребка, РД - регулятор давления
На промежуточной НПС нефть из трубопровода поступает через фильтры сразу на вход магистральных насосов.

9.3. Определение числа НПС
Число НПС определяется из условия, что все НПС нефтепровода должны передавать нефти энергию, равную потерям энергии при движении нефти по трубам. С этой целью составляется уравнение баланса напоров

h_н+ n₀H_Н = H + h_{к ,} (9.2)
где h_н – напор, создаваемый подпорными насосами;

n₀ - теоретическое число НПС;

H_Н – напор, развиваемый одной НПС;

h_к - напор в конце МН.

Из (9.2) теоретическое число НПС

(9.3)

Приняв фактическое число НПС больше или меньше теоретического, получим нефтепровод с повышенной или пониженной пропускной способностью. При необходимости реализации заданной производительности при округлении числа НПС в меньшую сторону (n < n₀) часть нефтепровода сооружается из труб большего диаметра (вставка) или на части трубопровода прокладывается параллельный трубопровод (лупинг). При округлении в большую сторону (n > n₀) можно на части насосов использовать уменьшенные диаметры рабочих колес или на части НПС установить меньшее количество насосов. Используя один из перечисленных способов, добиваются соблюдения баланса энергии в МН при заданной производительности. Выбор варианта округления числа НПС определяется экономическими расчетами. Принимается вариант, обеспечивающий максимальную прибыль при эксплуатации нефтепровода.

НПС расставляются по трассе МН из условия обеспечения бескавитационного режима работы насосов и с учетом условий сооружения и эксплуатации НПС.
9.4. Регулирование работы МН
В процессе эксплуатации МН часто возникает необходимость работы с производительностью, ниже пропускной способности нефтепровода. В этом случае возникает необходимость снижения напора, развиваемого НПС. Снизить напор можно остановкой НПС, остановкой насосов на НПС и дросселированием. С точки зрения экономической эффективности целесообразным является отключение НПС или насосов, но в этом случае производительность МН меняется ступенчато. Дросселирование сопровождается непроизводительными затратами энергии, но позволяет плавно изменять производительность нефтепровода. Рациональное сочетание двух методов дает возможность реализовать заданную производительность при минимальных затратах энергии.

При расчетах МН для определения потерь напора на трение удобно пользоваться обобщенным уравнением Лейбензона
, (9.4)

где Q - производительность нефтепровода, м³/с;

- кинематическая вязкость нефти, м²/с;

D - внутренний диаметр нефтепровода, м;

L - длина нефтепровода, м;

m и - коэффициенты, зависящие от режима течения нефти в трубах.

МН всегда работает в области турбулентного режима. Область турбулентного режима разбивается на три зоны: гидравлически гладких труб, смешанного трения и квадратичная. МН чаще всего работают в зонах гидравлически гладких труб и смешанного трения.

При Re < Re₁= 10D / k - зона гидравлически гладких труб и m = 0,25, =0,0246 с²/м.

При Re₁ < Re < Re₂ = 50Re₁- зона смешанного трения и m=0,123, . (9.5)

Напор, развиваемый насосом Н_н , можно выразить уравнением
H_н= a - bQ^2-m, (9.6)
где a и b - постоянные для данного насоса коэффициенты.

Тогда напор, развиваемый НПС, можно представить как
, (9.7)

где к - количество работающих насосов;

h_П - потери напора в трубопроводах НПС (15-20м);

h_P - дросселируемый напор на НПС.

Подставив (9.6) и (9.7) в (9.2), получим
, 9.8)

где к - число работающих насосов на всем МН.

Уравнение (9.8) позволяет определить производительность МН при любом сочетании работающих насосов и дросселирования на НПС.

Переход на работу с пониженной производительностью сопровождается повышением напора, развиваемого НПС, и снижением потерь напора в трубопроводе, что создает предпосылку к повышению давления от станции к станции. Если величина превышения фактического напора над допустимым больше давления, развиваемого одним насосом, то регулирование следует начинать отключением насосов. В остальных случаях используется дросселирование.

Необходимость регулирования работы нефтепровода может возникнуть при изменении вязкости транспортируемой нефти. Повышение вязкости нефти приведет к росту потерь напора на трение и, если были в работе все насосы и все регулирующие заслонки открыты, - к снижению производительности МН. Изменение давления на станциях зависит от их положения на трассе. При равенстве длин участков давление на всех НПС повысится, так как возрастет развиваемое ими давление. При неравномерной расстановке возникает максимальная опасность по превышению давления на НПС в конце более коротких участков.

Понижение вязкости приведет к повышению пропускной способности МН и к снижению давления на НПС при их равномерной расстановке. При неравномерной расстановке возникает опасность кавитации на НПС в конце более коротких участков.

Долговременное регулирование работы нефтепровода возможно заменой рабочих колес насосов.

При всех схемах работы МН должны обеспечиваться условия прочности трубопровода и бескавитационного режима работы насосов.
6. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Под разработкой месторождений понимается комплекс мероприятий, связанных с извлечением нефти и газа из отдельных залежей данного месторождения, управление движением нефти и газа к скважинам и регулирование баланса пластовой энергии. При этом решаются следующие вопросы:

1) очередность и способы разработки залежей;

2) выбор схемы разбуривания скважин;

3) выбор способов поддержания пластового давления.
6.1. Разработка нефтяных залежей
Каждая залежь обладает запасом естественных сил, под действием которых жидкость и газ движутся к забоям эксплуатационных скважин. Источником пластовой энергии являются:

- напор пластовых вод;

- энергия сжатого газа, свободного и растворенного в нефти;

- упругость пластовых жидкостей и горных пород, в которых заключены эти жидкости;

- сила тяжести пластовых вод.

Доминирующая сила в пласте определяет режим работы залежи: водонапорный, газонапорный и газовый. От режима работы залежи зависит эффективность разработки месторождения и величина извлекаемой из пласта нефти.

Отношение добытого количества нефти к количеству нефти в залежи называют коэффициентом нефтеотдачи. Максимальное количество нефти извлекается при водонапорном режиме, коэффициент нефтеотдачи составляет в этом случае 0.5-0.8. При газонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи составляет 0.3-0.6 и при газовом 0.15-0.3.

Площадь залежи разбуривается либо однородной геометрической сеткой (треугольной или квадратной), либо рядами скважин, расположенных рядами параллельно контуру водо или газоносности. Однородная геометрическая сетка применяется для нефтяных залежей с неподвижными контурами нефтеносности (режим растворенного газа). В большинстве случаев используется треугольная сетка.

Залежи с подвижным контуром нефтеносности разбуриваются концентрическими рядами скважин, параллельными контуру газоносности (водонапорный режим) или контуру газоносности (газонапорный режим).

Количество разбуриваемых скважин определяет время разработки месторождения, нефтеотдачу пласта и затраты на добычу одной тонны нефти. В настоящее время расстояние между скважинами принимается от 400 до 1000 м (20-100 га на скважину).

Естественная энергия залежи в большинстве случаев не обеспечивает достаточных темпов и полноты отбора нефти из залежи. В первую очередь это относится к газонапорному и газовому режимам дренирования. Но даже при водонапорном режиме приток воды меньше отбора нефти, что приводит к постепенному снижению пластового давления.

Для поддержания высоких темпов добычи нефти и увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи применяются искусственные методы поддержания пластового давления. С этой целью используется закачка в пласт воды, газа и воздуха.




Рис. 6.1. Схема законтурного заводнения
1 - внешний контур нефтеносности, 2 - внутренний контур нефтеносности,

3 - нагнетательные скважины, 4 - наблюдательные скважины, 5 – эксплуа-

тационные скважины
Если породы в залежи имеют значительные углы падения (более 10-15⁰) и обладают хорошей проницаемостью и однородностью состава, то в этом случае предпочтительным является закачка в верхнюю часть залежи газа или воздуха. Газ закачивается через нагнетательные скважины. Желательно, чтобы объем нагнетаемого газа, приведенный к условиям пласта, равнялся или был больше суммарного объема нефти, воды и газа, добываемого из пласта. Для закачки газа или воздуха строятся компрессорные станции высокого давления. Давление, создаваемое компрессорной станцией, должно превышать пластовое на 10-20% и обычно составляет 5-10 МПа.

В большинстве случаев пластовое давление поддерживается нагнетанием в пласт воды. Чаще всего используется законтурное заводнение (рис. 6.1).

При большой площади нефтеносности законтурное заводнение дополняется внутри контурным или очаговым заводнением.

С учетом попутного и растворенного газа на каждую тонну извлекаемой нефти требуется закачивать в пласт 1.4-1.6 м³ воды. Однако часть воды уходит в периферийные водяные зоны пласта. С учетом этого необходимо закачивать в пласт 1.6-2 м³ воды на каждую добытую тонну нефти.

Для закачки в пласт используется вода, добываемая вместе с нефтью, что позволяет попутно решить проблему утилизации минерализованной воды. Приходится добавлять еще воду из поверхностных водоемов или глубинных водоносных горизонтов. Закачка воды производится центробежными многоступенчатыми насосами производительностью 150-250 м³/час и напором 600-1000 м.