отчет по РЭНГМ. Ознакомление районом практики
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
3.2 Виды исследования Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин. Существуют следующие методы исследований скважин и пластов: · гидродинамические; · дебитометрические; · термодинамические; · геофизические. Гидродинамические методы подразделяются на: · исследования скважин при установившихся отборах (снятие · индикаторных диаграмм); · исследование скважин при неустановившихся режимах · (снятие КВД и КПД); · исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание). Исследование скважин на взаимодействиезаключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные манометры. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин. Данные исследования выполняются геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика. Комплекс геофизических исследований в зависимости от категории скважин, условий проведения измерений и решаемых задач, а также оформление заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований проводится в соответствии с договором с сервисной компанией. Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют конкретные геолого-технические условия ксплуатации ПЗП и скважины. Перед началом геофизических работ скважину заполняют жидкостью необходимой плотности до устья, а колонну шаблонируют до забоя. Основная цель исследования — определение источников обводнения продукции скважины. Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин в интервале объекта разработки проводят для оценки: · герметичности заколонного пространства; · контроля за качеством отключения отдельных пластов. Эти задачи решают замером высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов. Геофизические исследования скважин (ГИС) позволяют решать следующие основные геологические и технические задачи: · литологическое расчленение и корелляция разрезов, вскрытых скважинами; · выявление углеводородов и определение их параметров, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки месторождений; · геолого-технологический контроль бурения скважин; · изучение технического состояния скважин; · контроль за разработкой месторождений полезных ископаемых и т.д. · общегеологические — расчленение разреза на пласты, уточнение литологии, разделение выделенных пластов на коллекторы и неколлекторы; · количественная оценка характеристик коллекторов (определение коэффициентов пористости, глинистости, проницаемости, нефтенасыщенности); · контроль разработки месторождения с использованием лубрикатора «УИЛГИС», а также все наземные гидродинамические исследования при работе скважин; · вскрытие продуктивных пластов с использованием зарядов нового типа: · получение опорно-параметрической информации для комплексной интерпретации промыслово-разведочных данных. 3.3 Аппаратура и глубинные приборы, передвижные исследовательские агрегаты, лаборатории Глубинный пикнометр предназначен для оперативного измерения прямым методом плотности нефти и воды. Принцип его действия состоит в том, что пробу пластовой жидкости забирают на заданной глубине скважины в специальную пикнометрическую капсулу известного объёма, которую после извлечения прибора из скважины взвешивают на рычажных весах. При этом отпадает необходимость в лабораторной имитации пластовых условий.  Рисунок 2- Глубинный пикнометр Глубинный вискозиметр предназначен для измерения динамической вязкости пластовых нефти и воды. Существуют два вида глубинных вискозиметров: шариковый и капиллярный. Принцип действия шарикового вискозиметра основан на измерении времени прохождения шариком заданного прямолинейного отрезка пути, капиллярного – на измерении времени истечения известного объёма исследуемой жидкости через капилляр при заданном перепаде давления на его концах.  Рисунок 3 - Глубинный вискозиметр Глубинный экспансиметр предназначен для оперативного измерения коэффициента объёмной упругости (сжимаемости) пластовой нефти и воды. Действие его основано на принципе сообщающихся сосудов, согласно которому изменение давления в одном сосуде вызывает соответствующее изменение в смежном сосуде. Глубинный сатуриметр предназначен для оперативного измерения величины давления насыщения непосредственно в скважинных условиях. Он выполнен в виде трубы, объединяющей пробозаборную камеру и регистрирующий манометр. На заданной глубине в пробозаборную камеру поступает проба нефти и герметично отсекается в ней. Специальное устройство производит расширение нефти в пробозаборной камере, а регистрирующий манометр фиксирует соответствующее давление. Спецавтомобиль АИС-1 предназначен для выполнения гидродинамических исследований скважин приборами с местной регистрацией и проведения ремонтных работ с помощью инструмента, спускаемого на проволоке. Кузов-фургон автолаборатории АИС-1 цельнометаллический, клепано-сварной, способен выдерживать значительные нагрузки при движении по пересеченной местности. Кузов-фургон спецавтомобиля АИС-1 разделен перегородкой с окном и проходной дверью на два отсека: отапливаемый операторский и неотапливаемый лебедочный. В стандартной комплектации АИС-1 в операторском отсеке размещены: пульт управления лебедкой, сиденье оператора, верстак с тисами, откидной столик для работы и приема пищи, шкаф для одежды и диван-рундук. Дополнительно, по желанию заказчика, возможно размещение спальных и бытовых предметов для проживания в нем до 3-х человек.  Рисунок 4 - Спецавтомобиль АИС-1 В неотапливаемом лебедочном отсеке АИС-1 размещены: лебедка со сменным барабаном и автоматическим укладчиком проволоки, кран-укосина для автоматизации грузоподъемных операций при смене барабанов. Конструкция задних распашных дверей лебедочного отсека обеспечивает возможность работы, как в с открытыми, так и с закрытыми дверями. 4 ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ НЕФТЕГАЗОСБОР, И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ 4.1 Примерная система и технологическая схема нефтегазосбора и транспорта Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. На месторождениях НГДУ применяется напорная герметизированная система и подготовки (нефти) продукции скважин, почти полностьюисключая потери углеводородов. Нефть, газ и вода из добывающей скважины под собственным давлением направляется в выкидные линии, из них на АГЗУ "СПУТНИК", в "СПУТНИКЕ" по очереди измеряются количество нефти, газа и воды, получаемые от каждой подключенной скважины, затем эта продукция смешивается и направляется в сборный коллектор. Из него под собственным давлением нефть, газ и вода поступают в сепараторы первой ступени, смонтированные на площадке ДНС.   Рисунок 5 и 6 – Вид АГЗУ, внутри и снаружи Газ из сепараторов ДНС под собственным условием по газопроводу подается на ГПЗ, а нефть и вода насосами по сборному коллектору направляются на УПН, находящуюся на значительном расстоянии от ДНС. На УПН окончательно разделяются нефть, газ и вода. Вода с УПН поступает на УПВ, из которой насосами подается на БКНС. Насосы высокого давления нагнетают дренажную воду в нагнетательные скважины. Газ с УПН подается по сборному газопроводу на ГПЗ, а товарная нефть направляется через автоматизированную замерную установку сначала в товарный коллектор нефти, а из него в парк товарных резервуаров. Из товарных резервуаров нефть подается на прием насосов головной станции, а оттуда в магистральный нефтепровод, из которого она поступает на НПЗ. 4.2 Оборудование и методы контроля за работой в системе нефтегазосбора и поддержание режима ее работы В настоящее время в ОАО «Сургутнефтегаз» идет активный процесс автоматизации технологии добычи, подготовки и перекачки нефти и газа. Внедряются системы контроля и управления станционными объектами, такими как ЦППН (КСП-2), УПСВ (ДНС), кустовые насосные станции и промысловыми объектами — кустовые площадки (АГЗУ, ВРГ, мехфонд). Реализуются программы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ, ТМ «Космотроника») и телемеханизации СУ ЭЦН (ШГН) нового поколения. Ведется строительство корпоративной сети передачи данных. В этих условиях сформулирована главная задача — централизованный контроль за ходом технологических процессов в реальном масштабе времени, и организация передачи оперативной информации в учетно-аналитическое пространство ОАО «Сургутнефтегаз». Система оперативного контроля объектов ДНС (ОКО ДНС) предназначена для автоматизации процессов централизованного сбора, обработки, визуализации и хранения технологической информации на ДНС, а также ведения оперативной отчетности по технологическим узлам ДНС. Система обеспечивает доступ к полученной информации следующим службам и подразделениям НГДУ: оператор ДНС; службы цеха добычи нефти и газа; центральная инженерно-техническая служба НГДУ; аппарат управления НГДУ, позволяет решать следующие вопросы: контроль технологических процессов ДНС по мнемосхемам на компьютере; анализ работы контролируемых объектов ДНС по данным предыстории хранимой в БД на сервере системы. - местные контрольно-измерительные приборы (датчики, электропневмопреобразователи, приборы загазованности, счетчики и т.д.); контроллеры сбора и управления (Гамма-7, CTM-Z3, CTM-ZK2, Modicon); - средства вычислительной техники; аппаратура передачи данных. Комплекс технических средств (КТС) системы ОКО ДНС строится по иерархическому принципу и включает три уровня: первый уровень — уровень сбора, первичной обработки и передачи технологической информации (уровень технологических терминалов); второй уровень — уровень обработки анализа и формирования распределенного информационного пространства (сервер системы); -третий уровень - уровень визуализации оперативной и накопленной технологической формации (рабочие места пользователей). КТС первого уровня представляет собой распределенную систему технологических терминалов, работающую в круглосуточном режиме. Технологические терминалы соединены проводными линиями связи сдатчиками измерения, сигнализации и исполнительными механизмами. КТС первого уровня предназначен для обеспечения сбора и первичной обработки данных о технологических параметрах в режиме реального времени, контроля технологических параметров, режимов работы и состояния оборудования, передачи данных о технологических и расходных параметрах на сервер Системы, приема информации и команд управления от системы второго уровня. Основным назначением КТС второго уровня является обеспечение сбора и обработки информации с технологических терминалов, описания технологических объектов, анализа отклонений от технологических режимов, визуализации состояния технологического оборудования, формирования распределенной оперативной информации, предыстории событий и аварий, разграничения зон ответственности пользователей. В состав технических средств третьего уровня входит ПК со средствами связи с информационным сервером Системы. Связь с сервером может осуществляться по локально вычислительной сети ЦДНГ и по корпоративной сети передачи данных ОАО «СНГ» с использованием Internet-технологии. КТС третьего уровня предназначен для доступа удаленных пользователей к оперативной технологической информации, формирования отчетных форм и просмотра событий в виде таблиц и временных диаграмм для локальных и удаленных пользователей. Система АСУ ТП «ОКО-Нефтепромысел» предназначена для автоматизации процессов централизованного сбора, обработки, визуализации и хранения технологической информации на нефтепромысле (куст, КНС), а так же ведения оперативной отчетности по замерам технологических параметров и состоянию механизированного фонда скважин ЦДНГ. Система обеспечивает доступ к полученной информации следующим службам цеха добычи нефти и газа: диспетчер ЦДНГ; инженерно-технологическая служба цеха. При реконструкции имеющихся систем автоматизации ЦДНГ в составе данных технических требований решаются вопросы контроля технологических процессов ЦДНГ по мнемосхемам на компьютере, анализа работы объектов нефтепромысла по данным предыстории, хранимой в БД на Сервере системы. Автоматизированная система «ОКО-Нефтепромысел» позволяет: оперативно контролировать состояние технологических процессов; поддерживать режимы работы контролируемых объектов; проводить выполнение плановых заданий; анализировать совокупности текущих и предшествующих технологических данных; - формировать оперативную отчетность. Документы ЦДНГ представляют собой суточные сводки и отчеты по состоянию и функционированию объектов нефтепромысла. Система оперативного контроля «ОКО-Нефтепромысел» позволяет сократить эксплуатационные затраты, повысить надежность и достоверность контролируемых параметров, снизить затраты и трудоемкость в эксплуатации средств автоматизации за счет применения более надежного оборудования, сократить удельную численность обслуживающего персонала и повысить технологическую дисциплину. Система позволяет пользователю эффективно осуществлять мониторинг технологического процесса (ТП), контроль и оперативное диспетчерское управление комплексом действующего и вновь вводимого технологического оборудования ЦДНГ при кустовой схеме обустройства. Под мониторингом ТП подразумевается наблюдение за текущим состоянием объектов нефтепромысла и выработка необходимых управляющих воздействий на технологические терминалы. Для работы с программой необходимы знания основ работы с персональным компьютером, технологии нефтедобычи, методики снятия информации с контролируемых объектов. Контролируемые параметры с технологических объектов, в виде аналоговых, импульсных и потенциальных цифровых сигналов, поступают на клеммники панели вторичных приборов, где коммутируются на соответствующие модули промышленных контроллеров CTM-Zk. Информация с технологических терминалов по радиоканалу передается на Сервер информационной системы, где обрабатывается в соответствии с заранее заданными алгоритмами и формирует оперативную базу данных текущих значений параметров технологического процесса. На рабочем месте оператор наблюдает за текущими значениями технологического процесса как в целом по объекту, так и конкретно по агрегату, аппарату, используя графические видеокадры технологического процесса. С автоматизированного рабочего места оператор имеет возможность изменять технологические установки и конфигурацию технологического оборудования, формировать и просматривать отчеты о текущих и хронологических значениях состояний, аварийных и аналоговых сигналов. Средства удаленного доступа обеспечивают удаленных пользователей оперативной и архивной информацией, предоставляют возможность просмотра информации о динамическом изменении параметров в виде временных диаграмм, формирование и ведение отчетов по накопленным данным, авариям и событиям. Результатом функционирования системы в аварийном режиме является сигнализация аварийных ситуаций и нарушений режима работы технологических объектов. Контроль со стороны оператора технологического процесса и учетных операций осуществляется с помощью человеко-машинного интерфейса, который включает в себя: видеокадры технологических объектов; мнемосхемы технологических объектов. Нарушения и отклонения, происходящие на контролируемых объектах, отображаются на экране АРМ изменением цвета индикаторов и звуковым сигналом. Звуковая и световая сигнализации включаются при поступлении сигнала от датчиков высокой загазованности и предельной температуры. Сигнализируются также отказы датчиков и исполнительных механизмов. |