|
отчет по практике. Отчет по производственной практике, технологическая. Направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
Индивидуальные задания. Выявить участки залежей (группы скважин), осложненных образованием агрегативно устойчивых водонефтяных эмульсий. Результаты исследовании ГИС, ГДИС.
Нефть представляет собой сложную смесь, которая, как правило, добывается вместе с минерализованной водой. В определенных условиях водонефтяная смесь может образовывать эмульсии, которые стабилизируются такими компонентами нефти, как асфальтены, смолы, парафин, а также механическими примесями.[19]
Нефть на Якшур-Бодьинском месторождении высоковязкая (29,1 мПа*с) ,и обводненность также очень большая.
Можно выявить следующий куст скважин, в котором образуются агрегативно устойчивые ВНЭ. Это 2 куст (№ скважин 1,716, 6,11, 12). Все скважины оборудованы ШГН.
Геофизические исследования проводились в масштабе 1:500 по всему разрезу и в масштабе 1:200 в интервалах продуктивных отложений. По всему разрезу проведена запись метода кажущегося сопротивления КС, потенциалов собственной поляризации ПС, кавернометрии, кривых гамма-каротажа ГК и нейтронного гамма-каротажа НГК, кавернометрии и инклинометрии.[1]
В комплекс детального изучения были включены следующие методы ГИС:
– стандартный каротаж потенциал–зондом N7.5M0.75A или N11M0.5A и метод естественных потенциалов ПС;
– БКЗ подошвенными градиент-зондами длиной 0,45 м; 0,85 м или 1,05 м; 2,25 м; 4,25 м; 7,87 м и кровельным зондом длиной 4,25 м;
– МКЗ двумя зондами;
– ИК зондами 6Ф1, 4И1;
– БК приборами ТБК, АБК-3, Э-1, Э-4, К-3;
– МБК;
– радиоактивный каротаж ГК, НГК аппаратурой ДРСТ-1, ДРСТ-3, СРК;
– акустический каротаж приборами СПАК-4 и УЗБА-21;
– кавернометрия;
– инклинометрия.
Техническое состояние ствола скважин контролировалось проведением инклинометрии приборами КИТ, ИМММ через 20 м и в наклонных скважинах – через 5–10 м и кавернометрии. Качество цементажа спущенных колонн оценивалось исследованиями приборами акустической цементометрии (АКЦ) и гамма-дефектомером (СГДТ).
Выполненный комплекс ГИС и качество материалов соответствует требованиям технической инструкции по проведению ГИС и достаточен для решения качественных и количественных задач: литологического расчленения разреза скважин; выделения пластов-коллекторов и определения их эффективных толщин; определения характера насыщенности коллекторов; определения значений пористости, глинистости коллекторов и т.д.
На рисунке 18 приведены объемы выполненных методов ГИС.
Рис. 18. Объем выполненных методов ГИС.
Гидродинамические исследования (ГДИС) – совокупность работ на промысле, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газового конденсата) в действующих или законсервированных скважинах и их регистрацию во времени.
ГДИС – важнейший источник информации с промысла.
В связи с развитием технологий цифрового геомоделирования, значение ГДИС, результаты которых необходимы для настройки самих фильтрационных моделей, возросло.
Интерпретация ГДИС позволяет оценить:
продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводненность, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т д.),
особенности околоскважинной и удаленной зон пласта.
Карта изобар,как результат ГДИС(рис.19). Замер Нст (Статических уровней-уровень жидкости в стоячей скважине(находящейся в покое)).
Рис.19. Карта изобар Якшур-Бодьинского месторождения.
Виды ГДИС ,проводящееся на фонде Якшур-Бодьинского месторождения: КВУ и КПД (КВУ- кривая восстановления уровня, КПД-кривая падения давления).
Влияние образования ВНЭ на выработку запасов и работу скважинного оборудования в осложненных зонах.
В технологических аппаратах объектов подготовки нефти периодически накапливаются промежуточные слои, образующиеся в процессе разделения высокоустойчивых водонефтяных эмульсий (ВНЭ), стабилизированных механическими примесями. Причинами являются как ухудшение структуры извлекаемых запасов нефти, увеличение обводненности добывающих скважин, так и связанное с этим применение больших объемов химических реагентов для повышения нефтеотдачи пластов, проведения ремонтных работ в скважинах, а также совместный сбор и подготовка продукции скважин девонского и угленосного горизонтов. Накапливаясь на границе раздела фаз, механические примеси, ассоциированные с асфальтосмолистыми и парафиновыми компонентами, образуют высокоустойчивые промежуточные слои, которые дестабилизируют нормальный режим работы установок предварительного сброса воды (УПСВ) и подготовки нефти (УПН), резко снижают эффективность процессов обезвоживания и обессоливания нефти, ухудшают качество подготовленной нефти.[20]
Из этого можно сделать вывод, что образование ВНЭ ведет к накоплению промежуточных слоев в УПН, увеличению обводненности продукции. Также они могут привести к быстрому износу оборудования, ухудшению добычи.
Увеличение КИН в зонах, осложненных образованием агрегативно устойчивых ВНЭ.
Можно использовать следующие методы:
обработка деэмульгаторами;
ультразвуковое воздействие;
обработка промежуточных слоев стабилизированными механическими примесями.
Для разрушения и предотвращения повторного образования водонефтяных эмульсий широко применяют обработку деэмульгаторами. Известно значительное число деэмульгаторов, широко используемых в нефтедобывающей отрасли . Однако они обладают избирательным действием на различные типы водонефтяных эмульсий. Важным направлением является создание эффективных деэмульгаторов путем разработки синергетических композиций на основе неионогенних ПАВ, которые широко применяются при промысловой подготовке нефти. Такие композиции, как правило, наряду со свойствами, присущими отдельным компонентам, входящим в их состав, обладают комплексом свойств, обусловленных их совместным действием.Авторами данного исследования путем поиска оптимальных условий смешивания двух неионогенных ПАВ (Рандем-2208 и ПОЭС-85 ) был разработан новый композиционный реагент КНТУ-14.
Ультразвуковое воздействие.
Низкочастотный ультразвук (22 кГц) может вызвать разрушение устойчивых эмульсий при оптимальных параметрах ультразвукового воздействия (интенсивность поля, время, температура). Турбулентность, возникающая в результате кавитации в поле интенсивностью 2–18 Вт/см2, достаточна, чтобы нарушить пленку на границе раздела фаз, стабилизирующую модельную эмульсию, и привести к коалесценции капель воды. Максимальное снижение массового содержания воды в нативной эмульсии отмечается после УЗО с интенсивностью поля 2 Вт/см2 при температуре 20 °С в течение 15 мин. В данных условиях процессы агрегирования частиц воды преобладают над процессом диспергирования. При прочих равных условиях расслоение эмульсий происходит эффективнее при более высоких температурах. Использование низкочастотного ультразвука может быть перспективной технологией для транспорта сырой обводненной нефти.[21]
Обработка промежуточных слоев стабилизированными механическими примесями.
Одним из способов разделения промежуточного слоя является применение технологии термохимической обработки с использованием разбавителя и химического реагента. Технология заключается в циркуляции высокоустойчивой ВНЭ по технологическому контуру, нагреве, добавлении расчетного количества разбавителя и химического реагента в зависимости от свойств и состава промежуточного слоя. По завершении обработки осуществляется отстаивание жидкости в течение не менее 24 ч, отделившаяся вода направляется на очистные сооружения УПН, остаточный концентрат отводится в отдельную емкость и вывозится на нефтешламовую установку (НШУ). Обработанная нефть направляется на УПН для подготовки до товарного качества в смеси с продукцией скважин. Накопившиеся в нижней части емкости механические примеси периодически удаляются. Принципиальная технологическая схема узла термохимической обработки промежуточного слоя показана на рис.20.
Рис.20. Схема узла термохимической обработки промежуточного слоя.
Другим способом разделения промежуточного слоя является обработка кислотой . Технология заключается в циркуляции высокоустойчивой ВНЭ по технологическому контуру, нагреве, добавлении расчетного количества кислоты в обрабатываемую эмульсию в зависимости от ее свойств и состава. После обработки осуществляется отстаивание жидкости в течение не менее 48 ч. Одной из особенностей данной технологии является получение дренажной воды повышенной кислотности. После отстаивания отделившаяся вода направляется в отдельную емкость, где добавлением нейтрализатора показатель pH доводится до нейтрального, далее вода направляется на очистные сооружения. Остаточный промежуточный слой также отводится в отдельную емкость, вывозится на НШУ. Обработанная нефть направляется на подготовку по схеме аналогичной предыдущей.[20]
Типы осложнений, встречающиеся на месторождении.
Виды осложнений на Якшур-Бодьинском месторождении:
-большая глубина залегания продуктивных пластов (1800-2000м);
-высокое содержание АСПО.
Из-за большой глубины залегания продуктивных пластов НКТ с ГНО обладают большим весом, поэтому нередко могут случаться аварии при КРС.
Для борьбы с отложением парафина УЭЦН укомплектовывают скребками, также проведение термообработок и химических обработок.
В настоящее время на нефтяных месторождениях Российской Федерации используются следующие методы борьбы с отложениями парафина.
Механические. Данные методы основаны на использовании различных лебедках, скребков и механических устройств. Недостатками этих методов является высокая степень отказа применяемых средств и оборудования и невозможность из применения для очистки призабойной зоны скважины.
Тепловые. Данные методы предполагают использование греющих кабелей и обработке скважин горячими водой, нефтью или паром. Они основаны на способности парафинистых отложений плавиться при превышении температуры точки кристаллизации. Для их осуществления необходим источник тепла, который размещается в зоне отложений. Основными из тепловых методов являются подача теплоносителей, подача пара в скважину, размещение источника тепла в скважине, использование паропередвижных установок.
Химические. Данные методы основаны на использовании специальных растворителей, способных растворять парафины и ингибиторов с целью предотвращения выпадения парафинов на стенках насосно-компрессорных труб. Эти методы основаны на дозировании в добываемую нефть химических соединений, которые уменьшают или предотвращают образование парафинов. Действие ингибиторов основано на адсорбционных процессах, происходящих на границе раздела жидкой фазы и металла трубы. Из высокой стоимости химических реагентов, в настоящее время ведется активная разработка дешевых способов их доставки в скважину.
Физические. Данные методы основаны на воздействии на скважинную продукцию физическими полями (магнитными, звуковыми и т.п.). К основным методам относятся гидродинамический, акустический, магнитный методы.
Заключение.
В ходе прохождения производственной практики цели и задачи, поставленные передо мной, были выполнены. Также было получены и закреплены умения и навыки, собрано большое количество материалов, необходимое для составления отчета.
Не мало важную роль в получении информации сыграло и общение с сотрудниками предприятия.
Для прохождения данной практики необходимы знания, умения и навыки, формируемые предшествующими дисциплинами и практиками, включающие прохождение учебного процесса по ОПП ВО в объеме первого, второго и третьего курсов; прохождении после первого курса учебной (ознакомительной) практики и производственной практики второго курса..
Список использованной литературы.
ДТСР_Якшур-Бодьинское, 2019 г.(434 стр.).
https://onepetro.org/OIJ/article-abstract/2017/06/10/15525/Hydrocarbon-potential-of-Domanic-pay-zones-of?redirectedFrom=fulltext.
https://studopedia.ru/14_123678_shema-shtangovoy-skvazhinnoy-nasosnoy-ustanovki.html
https://internet-law.ru/stroyka/text/57233/
https://studopedia.ru/10_202080_shema-ustanovki-pogruzhnih-elektrotsentrobezhnih-nasosov.html
https://geol.bobrodobro.ru/15143
https://studopedia.ru/16_80450_issledovanie-skvazhin-oborudovannih-shtangovimi-nasosnimi-ustanovkami.html
https://90zavod.ru/raznoe/gazopesochnyj-yakor-15-konstrukciya-gazopesochnyx-yakorej-texnologiya-sbora-podgotovki-i-xranenii-nefti-na-cpng-5-gremixa-oao-udmurtneft.html
https://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/184-borba-s-otlozheniem-parafina-v-podemnykh-trubakh#:
:text=Для%20борьбы%20с%20отложениями%20парафина,(паром%2C%20горячей%20водой%20или%20нефтепродуктами).
https://asuneft.ru/transportirovka/avtomatizatsiya-neftyanyh-skvazhin-i-protsessov-pererabotki-nefti.html
https://studopedia.ru/6_106128_naznachenie-dns-kratkaya-harakteristika-i-printsip-raboti.html
https://neftegaz.ru/tech-library/oborudovanie-dlya-sbora-i-podgotovki-nefti-i-gaza/141662-ustanovka-podgotovki-nefti-upn/
https://helpiks.org/4-96980.html
http://vipusk.rusoil.net/jobs/operator-po-dobyche-nefti-i-gaza-4-razryada-7/
https://www.tehnik.top/2017/10/blog-post_104.html#::text=7.%20Мероприятия%20по%20охране%20окружающей,использование%20земель%20и%20пресных%20вод
https://studwood.ru/1230654/geografiya/ohrana_truda_ekspluatatsii_skvazhin_oborudovannyh_uetsn
https://vuzlit.ru/1746687/harakteristika_predpriyatiya
https://www.tehnik.top/2017/10/blog-post_104.html#::text=7.%20Мероприятия%20по%20охране%20окружающей,использование%20земель%20и%20пресных%20вод
https://onepetro.org/OIJ/article-abstract/2021/02/96/463150/Effect-of-ultrasonic-treatment-on-the-destruction?redirectedFrom=fulltext
https://onepetro.org/OIJ/article-abstract/2019/07/52/16308/Development-of-technologies-for-breaking-stable?redirectedFrom=fulltext
https://onepetro.org/OIJ/article-abstract/2019/07/52/16308/Development-of-technologies-for-breaking-stable?redirectedFrom=fulltext
https://onepetro.org/OIJ/article-abstract/2021/05/45/465053/Geochemical-characteristics-of-oil-and-gas-source?redirectedFrom=fulltext
|
|
|
Скачать 1.8 Mb.