отчет. Отчет по учебной практике (ознакомительная промысловая) направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти

• Название: Отчет по учебной практике (ознакомительная промысловая) направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
• Дата: 26.04.2022
• Размер: 0.89 Mb.
• Имя файла: отчет.docx
• Тип: Отчет; #497109
• страница: 4 из 12

8 СХЕМА СИСТЕМЫ ППД

В комплекс сооружений системы поддержания пластового давления (ППД) методом заведения входят: водозабор 1, насосная станция первого подъема 2, водоочистная станция 3, резервуары чистой воды 4, насосная станция второго подъема 5, магистральные водоводы 6, подводящие водоводы 7, подземные резервуары чистой воды 8, блочные кустовые насосные станции (БКНС) 9, водоводы высокого давления 10 и нагнетательные скважины 11.

Для ППД возможно также использование вод глубинных водоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного пласта, газа (в случае разбухания глин призабойной зоны пласта при закачке воды), горячего теплоносителя (горячая вода, пар) или полимеров.



Рисунок 2 – Принципиальная схема системы ППД методом заведения

9 СХЕМА БКНС

Блочные кустовые насосные станции предназначены для нагнетания очищенных вод (как поверхностных, так и пластовых) в продуктивные горизонты.

Во избежание больших гидравлических потерь БКНС обычно располагают вблизи скважин. Современные БКНС полностью автоматизированы. Все операции по отключению рабочих агрегатов (электродвигатель–насос) и включению резервного агрегата в аварийных случаях осуществляется аппаратурой блока местной автоматики с передачей в ЦДНГ или ЦИТС сигнала об аварии.

Блочные типовые кустовые насосные станции в зависимости от числа установленных насосов имеют производительность 3600, 7200 и 10800 м³/сут воды.


Рисунок 3 – Схема БКНС
1 – магистральный водовод; 2 – приемный коллектор; 3 – дистанционно управляемые задвижки; 4 – центробежные насосы; 5 – электродвигатели; 6 – расходомеры; 7 – высоконапорный коллектор; 8, 9 – задвижки; 10 – сборный коллектор для сброса грязной воды при промывке и дренаже нагнетательных скважин.

10 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Под технологическим режимом работы скважины понимается совокупность основных параметров ее работы, которая обеспечивает получение в планируемом периоде отборов нефти, конденсата, жидкости и газа, соблюдение условий надежности и безопасности эксплуатации скважин, предусмотренных проектным документом и нормами отборов. Технологический режим работы скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:

- пластовым, забойным и устьевыми давления;

- дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;

- типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами, и временем его работы.

Технологический режим работы скважины составляется геолого-технической службой нефтепромысла и утверждается руководством нефтепромыслового управления. Так как в процессе разработки состояние пласта в районе скважины непрерывно меняется, технологические режимы периодически пересматриваются.

Фонтанирование скважин возможно при определённом технологическом режиме, который характеризуется величиной дебита Q, р_з, р_уст, р_затр.

В зависимости от соотношения рз и р_уст с давлением насыщения нефти р_н можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин:

1-ый тип – артезианское фонтанирование р_з>р_н, р_уст>р_н, то есть фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора. В скважине происходит перелив жидкости, движется негазированная жидкость. В затрубном пространстве между НКТ и обсадной колонной находится жидкость, проверить можно, открыв, например, трех ходовой кран под манометром, показывающим р_затр.

2-ой тип – газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: р_з>р_н, р_уст<р_н. В пласте движется не газированная жидкость, а в скважине – газожидкостная смесь. При давлении у башмака НКТ р₁>р_н в затрубном пространстве на устье находится газ и р_затр обычно небольшое.

3-ий тип – газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: р_з<р_н, р_уст<р_н. в пласте движется газированная 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 и поступает в затрубное пространство, где газ поднимается в относительно неподвижной жидкости. В затрубном пространстве накапливается газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ, т.е. наступает стабилизация.

Технологический режим работы скважины устанавливают при помощи индикаторной диаграммы и регулировочной кривой [11].