Реферат. Технология интенсификация добыча нефть газ. Протокол от

• Название: Протокол от
• Анкор: Реферат
• Дата: 25.02.2022
• Размер: 0.9 Mb.
• Имя файла: Технология интенсификация добыча нефть газ.docx
• Тип: Протокол; #373044
• страница: 1 из 6

Атырау инженерлiк-гуманитарлық институты Атырауский инженерно-гуманитарный институт Atyrau engineering-humanitarian institute

Учебно – методический комплекс

Факультет «инженерно-технический»

Кафедра «Инженерия и инженерное дело»

«Утверждаю»

Зав кафедрой «ИИД»

___________ к.т.н., Ликаров М.Л.

«___» ___________ 2020г.

Учебно-методичсекий комплекс

Дисциплина: Технология интенсификация добыча нефть газ

Атырау 2020 г.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
АТЫРАУСКИЙ ИНЖЕНЕНО-ГУМАНИТАРНЫЙ ИНСТИТУТ
Лист согласования
Согласовано:

Начальник отдела УМР: ____________ магистр Жиенкулова Л.Т.

Рассмотрено на заседании Методического бюро факультета «инженерно-технический»
Протокол № _____от «_____»_________________2020 г.

Председатель метод бюро факультета ___________ доцент, к.х.н., Дюсекенова С.Р.

Рассмотрено и одобрено на заседании кафедры «Инженерия и инженерное дело»

Протокол № _____от «_____»_________________2020 г.

Зав.кафедрой: ______________к.т.н., Ликаров М.Л.

Разработал(а) ______________магистр Касанова А.Г.

Распределение часов по ОП

	Форма обучения
	очное	заочное	дистанционное
Всего кредитов	3
Курс	4
Семестр	7
Экзамен	7
Всего часов	90
Лекции	30
Практические занятия	15
СРСП	30
СРС	15

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДИСЦИПЛИНЫ

1. 
   ГЛОССАРИЙ
   

Нефть — в основном жидкое полезное ископаемое, распростра­ненное в осадочной оболочке земли, являющееся природным уни­версальным химическим и топливно-энергетическим сырьем; пред­ставляющее собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, высокомолекулярных соединений и содержащее примеси нафтеновых кислот, асфальто-смолистых ве­ществ, меркаптанов, моно- и дисульфидов, тиофенов и тиофанов, сероводорода, гомологов пиридина, пиперидина и микроэлементов Ni, Ca, Mg, Fe, Al, Na, Si и других.

Нефтепродукты — смеси газообразных, жидких и твердых углеводородов различных классов, получаемых из нефти и неф­тяных газов. Подразделяются на топлива, масла, твердые угле­водороды (парафины, церезины, озокериты), битумы и т. д.

Газы нефтяные попутные — углеводородные газы (этан, про­пан, бутан и др.), сопутствующие нефти и выделяющиеся из нее при сепарации; ценное сырье для нефтехимической и химической промышленности.

Газы природные горючие — смеси углеводородов метанового ряда (основной компонент — метан) и не углеводородных компо­нентов (СО₂, Нг, N2), встречающиеся в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, а также в растворенном (в нефти и пластовых водах), рассеянном (сорбированные порода­ми) и твердом состояниях (в газогидратных залежах).

Магистральный нефтепровод – Единый имущественный производственно-технологический комплекс, состоящий из подзем­ных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними насосных станций, хранилищ нефти и других технологических объектов, предназначенных для транспортировки нефти от пунктов ее приемки до пунктов сдачи потребителям или для перевалки на другой вид транспорта.

Объект магистрального нефтепровода – Технологический ком­плекс (часть магистрального нефтепровода), включающий трубо­проводы, здания, основное и вспомогательное оборудование, уста­новки и другие устройства, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию.

Линейная часть магистрального нефтепровода – Совокупность участков нефтепровода, соединяющих нефтеперекачивающие стан­ции между собой либо с приемо-сдаточными пунктами, и сооруже­ний, входящих в состав трубопровода.

К сооружениям линейной части магистрального нефтепровода относятся: собственно трубопровод; переходы через естественные и искусственные препятствия; линии электропередач и технологи­ческой связи; установки электрохимической защиты трубопровода от коррозии; устройства энергоснабжения и дистанционного управ­ления запорной арматурой и установками электрохимической защи­ты; сооружения линейной службы эксплуатации; противопожарные средства; противоэрозионные сооружения; вдоль трассовые дороги.

Нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепро­вода - Комплекс сооружений и устройств, для приема и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу.

Перевалочная нефтебаза – Комплекс сооружений, входящий в состав магистрального нефтепровода, предназначенный для приема с магистрального нефтепровода, хранения и отгрузки нефти на другие виды транспорта.

Пункт подогрева нефти магистрального нефтепровода - Ком­плекс сооружений и оборудования, обеспечивающий подогрев нефти, перекачиваемой по магистральному нефтепроводу.

Резервуар – емкость, предназначенная для хранения, приема, откачки и измерения объема нефти.

Резервуарный парк – Комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и пере­качки нефти.

Система эксплуатации резервуаров и резервуарных парков - организационная структура технологического, оперативного и технического обслуживания, обеспечи­вающая выполнение резервуарами и резервуарными парками операций по приему, хранению, откачке и учету товарной нефти.

Система эксплуатации резервуаров и резервуарных парков включает использование по назначению, техни­ческое обслуживание, текущий и капитальный ремонт.

Использование резервуаров по назначению - комплекс мероприятий по контролю и поддержанию режимов работы, а также по обеспечению измерений количества нефти.

Техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков - операция или комплекс операций по поддержа­нию работоспособности резервуаров и резервуарных парков при использовании резервуаров по назначению

Текущий ремонт резервуара - комплекс операций по восстановлению технико-эксплуатационных характеристик в заданных пределах с заменой отдельного оборудования без очистки резервуара.

Капитальный ремонт резервуара - комплекс мероприя­тий по восстановлению технико-эксплуатационных ха­рактеристик с заменой или восстановлением любых элементов с выводом резервуара из эксплуатации.

Диагностирование - комплекс мероприятий по опреде­лению состояния резервуара для оценки возможности продолжения эксплуатации, необходимости проведения ремонта или демонтажа резервуара

Авария в резервуарном парке - внезапный вылив или истечение нефти в результате полного разрушения или частичного повреждения технологического трубопровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий: смертельным травматизмом; травмированием с потерей трудоспособности; воспламенением нефти или взрывом ее паров; загрязнением любого водотока или водоема сверх пределов, установленных нормативными документами на качество воды.

Опасные условия эксплуатации - обстоятельства, выяв­ленные при эксплуатации резервуарного парка при проведении обследований резервуаров и их оборудования, которые позволяют сделать объективный вывод о возможности возникновения аварий или аварийной утечки и принять меры по их предупреждению.

Аварийная утечка в резервуарном парке - истечение транспортируемой нефти на территории резервуарного парка без признаков событий, указанных в определении «авария», но потребовавшее проведения ремонтных работ для обеспечения безопасности дальнейшей эксплуатации объекта.

Номинальный объем резервуара - условная округленная величина объема, принятая для идентификации тре­бований норм для различных конструкций резервуаров при расчетах номенклатуры объемов резервуаров, вмести­мости складов, компоновки резервуарных парков, а также для определения установок и средств пожаротушения (СНиП2.11.03[5]).

Минимально допустимый уровень нефти - предельный уровень заполнения резервуара нефтью.

Технологический уровень нефти - уровень нефти, позво­ляющий вести откачку нефти из резервуара без изменения режима перекачки до минимально допустимого уровня в течении времени, необходимого для выяснения причин и ликвидации простоев, связанных с отказом технологического оборудования, средств КИП и А на приемном участке нефтепровода, а также вывода этого участка на необходимый режим перекачки.

Максимальный рабочий уровень нефти - уровень ниже максимально допустимого на величину, позволяющую вести прием нефти из нефтепровода в течение установ­ленного времени.

Приемо-сдаточный пункт нефти – Пункт по учету количества и качества товарной нефти.

Эксплуатация магистрального нефтепровода – Совокупность процессов приема, перекачки, сдачи нефти, технического обслужива­ния, диагностики и ремонта объектов магистрального нефтепровода.

Прием (сдача) нефти – Процесс передачи нефти между пред­приятиями в соответствии с действующими положениями.

Перекачка нефти – Процесс перемещения нефти по нефте­проводу с помощью насосных установок.

ЛЕКЦИОННЫЙ КОМПЛЕКС

Тема 1. Виды остаточных запасов нефти и её свойства

В настоящее время не существует общепринятого представления о характере распределения остаточной нефти в заводненных пластах. Эта проблема чисто фундаментальная. Однако остаточные запасы нефти в недренируемых пластах и неохваченных водой пропластках хорошо изучены.

По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) по видам количественно распределены следующим образом:

1. 
   нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных водой – 27%;
   
2. 
   нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%;
   
3. 
   нефть оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами – 24%;
   
4. 
   капиллярно-удержанная и пленочная нефть – 30%
   

Остаточная нефть, которая не охвачена процессом заводнения вследствии высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляют 70% всех остаточных запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи. Повысить нефтеотдачу пласта за счет этой части нефти можно в результате совершенствования существующих систем и технологий разработки и так называемых гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Остальная часть остается в обводненых коллекторах вследствии их микронеоднородности и может извлекатся только в результате воздействия на нее различных физических и физико-химических процессов и явлений.

О составе остаточной нефти. Изменение свойств нефти в процессе разработки может происходить как в сторону утяжеления, так и в сторону облегчения добываемой нефти. Утяжеление нефти связано с уменьшением пластового давления в процессе разработки и потерей легких фракций нефти при дегазации, а также окислением нефти при взаимодействии с закачиваемой водой, за счет перемещения в глубь залежи утяжеленных нефтей из периферии приконтурных зон. Свойства нефти даже сильно изменяются в пределах небольших участков одного и того же продуктивного пласта.

Силы, удерживающие остаточную нефть, и возможности их преодолевания. Остаточные запасы нефти ввиду макронеоднородности пластов, обусловлены малой или нулевой скоростью фильтрации нефти в слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах, причем, это в большей степени вызвано загрязнением, кольматацией призабойных зон при бурении и нагнетании воды.

Главные силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвижными фазами – поверхностные, вязкостные, гравитационные и упругие силы.

Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких фаз давление порядка 0,01 – 0,3 МПа. Величина поверхностных сил определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой среды, размером пор и поровых каналов.

Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление) пропорционально вязкости нефти. В очень медленных процессах переформирования насыщенности пластов нефти и водой незначительно (т.к. нет отклонений от закона Дарси).

Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент давления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды. Величина этого градиента может составлять 0,1 – 10 МПа/м. Его действие приводит к всплытию воды в нефти или газа в нефти.

Упругие силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления, вызывают уменьшение трещин и, следовательно, способствуют остаточной нефтенасыщенности.
ОЛ: /1/, /3/

Контольные вопросы:

1.Перечислить основные силы, удерживающие остаточную нефть

2. Как распределены остаточные нефти

3.Состав остаточной нефти

Тема 2. Классификация методов и факторы, определяющие их эффективность

Методы разработки нефтяных месторождений принято делить на традиционные (естественные

режимы, заводнение, искуственное поддержание пластового давления закачкой воды или газа) и методы увеличения нефтеотдачи пластов, которые в разное время называли новыми методами или третичными.

Названная группа методов, входящая в традиционные, не отражает сущьность всех методов. Так тепловые виды воздействия на пласт трудно назвать новыми, их использовали еще с 30-х годов, как и традиционное заводнение. В том случае, когда тепловой метод реализуется на объектах, нефть которых по причине сверхвысокой вязкости не может быть извлечена другими способами разработки, он не является методом увеличения нефтеотдачи, а единственно возможным способом извлечения нефти.

Нетрадиционные методы разработки нефтяных месторождений, называются в дальнейшем методами увеличения нефтеотдачи пластов, делят в зависимости от того, каким образом достигаются эффекты, обеспечивающие улучшение условий вытеснения нефти на четыре группы:

1. 
   физико-химические;
   
2. 
   газовые;
   
3. 
   тепловые;
   
4. 
   другие, основанные на использовании неординарных технических явлениях и сложных рабочих агентов.
   

К физико-химическим видам воздействия относят заводнение с применением мицеллярных, щелочных и полимерных растворов, растворов ПАВ, серной и соляной кислот, а также других реагентов. В этой группе, в настоящий момент, можно выделить метод системной обработки призабойных зон. В зарубежной практике в физико-химическим видам воздействия выделяют первые три группы – полимерное, щелочное и мицеллярное заводнение.

Газовые методы включают использование диоксида углерода и углеводородных газов, азота и дымовых газов.

Среди тепловых или термических методов разработки различают закачку пара (непрерывную в виде оторочек и для обработок призабойных зон), внутрипластовое горение, нагнетание горячей воды.

Другие методы пока не получили широкого распространения, однако интенсивно изучаются и исследуются в промысловых условиях. К ним относятся микробиологические, волновые, электромагнитное воздействие, ядерные взрывы.

Методы увеличения нефтеотдачи основаны на следующих изменениях характеристик и условий нахождения нефти в пласте

-снижение межфазного натяжения на границе нефть – вытесняющий агент;

-снижение отношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего флюидов (за счет уменьшения вязкости нефти или подвижности вытесняющего агента);

-перераспределение находящихся в пласте нефти, воды и газ с целью консолидации запасов нефти.

Степень проявления этих эффектов, т.е. эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов, определяется прежде всего геолого-физическими условиями их применения.

ОЛ: /1/, /2/

Контольные вопросы:

1.Методы разработки нефтяных месторождений

2. Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов

3. Физико-химические методы воздействия
Тема 3. Техника и технологии воздействия на залежь нефти. Поддержание пластового давления закачкой воды
Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи. Часто методы воздействия преследует цели-поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи.

Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики. Около 85% нефти добывается из пластов, подвергнутых методам воздействия. Среди них доминирующим методом остается поддержание пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Существуют следующие основные методы воздействия на пласт:

1. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, к которому относятся:

1. 
   Законтурное заводнение
   
2. 
   Приконтурное заводнение
   
3. 
   Внутриконтурное заводнение
   

Внутриконтурное заводнение разделяется на:

• 
  разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных скважин;
  
• 
  блочная система заводнения;
  
• 
  очаговое заводнение;
  
• 
  избирательное заводнение;
  
• 
  площадное заводнение.
  

2. 
   Поддержание давления закачкой газа:
   

2.1 Закачка воздуха

2.2 Закачка сухого газа

2.3 Закачка обогащенного газа

2.4 Закачка газа при параметрах, близких к критическим

3. 
   Тепловые методы воздействия:
   

3.1 Закачка в пласт горячей воды

3.2 Закачка перегретого пара

3.3 Создание в пласте подвижного фронта горения

3.4 Тепловая обработка призабойной зоны пласта

Существуют другие специальные методы воздействия, которые являются сочетанием названных выше. К этим методам относят закачку различных веществ в пласт, таких как растворители с последующим их проталкиванием сухим газом или водой; карбонизированная вода с последующим ее проталкиванием водой; углекислый газ; мицелярные растворы в виде оторочек, смешивающихся с пластовой нефтью и вытесняющим агентом – водой; газогенераторные газы, получаемые сжиганием нефти при давлениях закачки в специальных аппаратах – газогенераторах.

Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300-500 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.

Законтурное заводнение целесообразно:

• 
  при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;
  
• 
  при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5 – 1,75 км;
  
• 
  при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади.
  

В этих условиях система законтурного заводнения позволяет наиболее полно выработать запасы и вытеснить нефть к центральной возвышенной части пласта, к так называемому стягивающему ряду добывающих скважин или к одной скважине.

Законтурное заводнение имеет и недостатки. К их числу можно отнести следующие:

• 
  повышенный расход энергии на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин;
  
• 
  замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания;
  
• 
  повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии нагнетания.
  

Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

Различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения: разрезание залежи линиями нагнетательных скважин на полосы, кольца, создание центрального разрезающего ряда с несколькими поперечными рядами и в сочетании с приконтурным заводнением.

Законтурное заводненение при наличии внутриконтурного должно предотвратить вытеснение нефти во внешнюю – законтурную область, а также интенсифицировать процесс. С энергетической точки зрения использование внутриконтурного заводнения более эффективно, чем законтурного и приконтурного, так как почти вся нагнетаемая вода используется в этом случае для вытеснения нефти по обе стороны разрезающего ряда. При внутриконтурном заводнении скважины разрежающих рядов эксплуатируются на нефти через одну для формирования фронта вытеснения, т.е. полосы водонасыщенной части пласта.

Перечисленные системы заводнения, как правило, применяются на больших оконтуренных месторождениях с установленными границами и достаточно достоверными данными о характеристиках пласта.

Площадное заводнение – наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи-, или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются. При разбуривании площади по таким равномерным сеткам скважин оказывается, что при пятиточечной схеме на каждую нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме две добывающие, а при девятиточечной три добывающие скважины. Учитывая, что нагнетательные скважины не дают продукцию, становится очевидным, что девятиточечная схема экономически выгоднее, однако интенсивность воздействия на залежь при этом меньше и вероятность существования целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины больше. Площадное заводнение используют на последних стадиях разработки как вторичные методы добычи нефти.

При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента используют воду, как поверхностных водоемов, так и глубинных водоносных горизонтов, а также пластовую, извлекаемую из недр вместе с нефтью.

К закачиваемой воде предъявляются определенные требования, основными из которых являются следующие.

1. Минимальное содержание механических примесей и соединений железа.

2. Отсутствие сероводорода и углекислоты, вызываемые коррозию оборудования.

3. Предотвращение химического взаимодействия закачиваемой и пластовой воды, сопровождающегося выпадением осадков, закупоривающих поры пласта.

4. Отсутствие органических примесей – бактерий, водорослей.

В большинстве случаев вода, предназначенная для закачки в пласт, требует предварительной специальной подготовки на водоочистных установках. В зависимости от ее количества она может быть подвергнута тем или иным операциям по очистке:

1) коагуляции – укрупнению мельчайших взвешенных в воде частиц с образованием осаждающихся хлопьев, в качестве коагулянта обычно применяется сернокислый алюминий (глинозем);

2) фильтрации – очистке воды от взвешенных частиц после коагуляции обычно в песчаных фильтрах;

3) обезвоживанию – удалению из воды закисей или окисей железа, выпадающих в пласте в осадок;

4) смягчению – подщелачиванию гашенной известью для доведения концентрации водородных ионов рН до 7-8 , при такой концентрации водородных ионов коагуляция идет более интенсивно;

5) хлорированию – ликвидации микроорганизмов, бактерий;

6) стабилизации – приданию ей стабильности по химическому составу и особенно предупреждению обогащения воды железом, вызывающим коррозию стальных труб.

ОЛ: /1/, /2/

Контрольные вопросы:

1. 
   Что является целью воздействия на залежь нефти?
   
2. 
   Сколько основных методов воздействия на залежь нефти существуют?
   
3. 
   Перечислите основные методы воздействия на залежь нефти?
   
4. 
   Условия применения заводнений?
   

Тема 4. Водоснабжение системы поддержания пластового давления

Схемы водоснабжения для заводнения пластов в зависимости от местных условий каждого района могут быть различными. Однако любая из них с использованием поверхностных водоемов в качестве источников водоснабжения состоит из следующих основных элементов:

1) водозаборных сооружений для забора воды из источников и подачи ее насосами в водопроводную сеть или на водоочистную установку;

2) водоочистной установки, если требуется очистка воды;

3) сети магистральных и разводящих водоводов;

4) кустовых насосных станций для подачи в водопроводную сеть и закачки ее в нагнетательные скважины;

5) нагнетательных скважин.

Если для заводнения используют пластовую волу, извлекаемую вместе с нефтью, то в описанной выше схеме исключают водозаборные сооружения, вместо которых строят обычно в составе водоочистных сооружений буферные резервуары для приема воды.

Схема водоснабжения еще более упрощается, если для заводнения нефтяных пластов используют воды водоносных горизонтов – верхних и нижних. При этом отпадает необходимость в строительстве водозаборных сооружений, водоочистных установок, сети водоводов. Для закачки воды в пласт обычно используют погружные центробежные насосы с высокими подачами, спускаемые в водяную скважину, которая в ряде случаев может служить одновременно и нагнетательной.

Окончательный выбор источника водоснабжения для каждого месторождения, определяющего технологию и технику забора и закачки воды в скважины, возможен на основе технико-экономического анализа. Рассмотрим несколько вариантов.

В а р и а н т 1. При закачке речной воды мало использовать классическую схему водоснабжения, включающую речные водозаборы, станции водоподъёма, кустовые насосные станции, магистральные и разводящие водоводы. Протяжённость трубопроводов определяется расположением водозаборов относительно объектов заводнения.

В а р и а н т 2. Вода из водозаборных скважин самотёком или водоподъёмными установками подаётся на кустовую насосную станцию; здесь давление увеличивается до требуемого, и вода по системе разводящих водоводов закачивается в скважины. По сравнению с предыдущей, такая схема исключает строительство речных водозаборов и станций водоподъёма; сокращается протяжённость и уменьшается диаметр магистральных водопроводов. Однако возникает необходимость в бурении водозаборных скважин.

В а р и а н т 3 – принудительный межскважинный переток воды. Вода из водозаборной скважины подаётся насосной установкой непосредственно в нагнетательные, число которых определяется соотношением их суммарной приёмистости к дебиту водозаборной скважины. В общем случае – это «подземная кустовая насосная станция»; при низкой продуктивности водоносного пласта вода подаётся в одну нагнетательную скважину. В этом случае необходимо изменить конструкцию водозаборных скважин для установки в них насосного оборудования с повышенной подачей, соответствующей приёмистости нескольких нагнетательных скважин, и с напором, обеспечивающим подъём заданного объёма воды. При этом возникает возможность отказаться от строительства помимо указанных в предыдущем варианте объектов и от наземных кустовых насосных станций, значительно сократить протяжённость напорных водоводов к нагнетательным скважинам.

В а р и а н т 4 (внутрискважинный принудительный переток воды) – принудительная перекачка подземных вод насосной установкой в каждой нагнетательной скважине. В этом случае объекты поддержания пластового давления представлены только нагнетательными скважинами и линиями электропередачи.

В а р и а н т 5 – подземная кустовая насосная станция с принудительным током воды. По этой схеме вода насосной установкой подаётся в несколько нагнетательных скважин, одну из которых используют так же, как водозаборную. Требования к её конструкции те же, что и при использовании подземной насосной станции. Такой вариант закачки подземных вод исключает необходимость бурения специальных водозаборных скважин, но изменение конструкции нагнетательной скважины, в которой одновременно с закачкой ведется и забор воды, приводит к некоторому удорожанию процесса.

Возможны и другие способы подъема воды из скважин – газлифтный с использованием попутного газа и с применением струйного насоса. Однако в этих случаях себестоимость закачиваемой воды в сравнении с использованием подземных кустовых насосных станций возрастает.

Оборудование для поддержания пластового давления

Для закачки воды в нефтяные пласты применяют блочные кустовые насосные станции (БКНС), которые оборудованы насосными системами на базе центробежных насосных агрегатов ЦНС-180 и ЦНС-500 индустриальным способом. В зависимости от числа установленных насосных блоков подача БКНС составляет от 180 до 720 м³/сут. Конструкция насоса ЦНС-180 разработана с учетом создания на одной корпусной базе четырех модификаций с давлением нагнетания от 9,5 до 19 Мпа.

Насос ЦНС-180 – центробежный, горизонтальный, секционный, однокорпусной с односторонним расположением рабочих колесс подачей 280 м³/сут.

Насос ЦНС-500 – центробежный, горизонтальный, однокорпусной, восьмиступенчатый с подачей от 400 до 700 м³/сут.

В состав станции входят следующие технологические объекты: насосные блоки, блок дренажных насосов, блок низковольтной аппаратуры и управления, блоки напорных гребенок, распределительное устройство, трансформаторная подстанция, резервуар сточных вод, площадка для выката оборудования.

Блочные кустовые насосные станции бывают с замкнутым или разомкнутым циклом вентиляции двигателя. Первые предназначены для закачки морских или нефтепромысловых очищенных сточных вод, а с разомкнутым циклом – для поверхностных и подземных вод, не содержащих активных примесей. Каждый вариант отличается числом насосных блоков и блоков напорных гребенок и, кроме того, системой смазки насосных агрегатов – принудительной или с применением консистентной смазки.

Отопление и освещение помещений БКНС – электрическое. Машинный зал, составленный из состыкованных насосных блоков и блоков дренажных насосов, обогревается за счет тепла, выделяемого электродвигателями.

Насосный блок, обеспечивающий нагнетание воды в скважины системы поддержания пластового давления, имеет следующее технологическое оборудование: центробежный насос ЦНС, синхронные или асинхронные электродвигатели, трубопроводы, систему охлаждения, пост местного управления агрегатами, маслоустановки, манометровую колонну, систему аварийной остановки агрегатов.

Блок дренажных насосов предназначен для откачки из резервуара сточных вод во всасывающий трубопровод насоса и для откачки протечек технологической воды из дренажного блока в резервуар сточных вод.

Блок напорной гребенки предназначен для распределения и измерения расхода и давления технологической воды, подаваемой на нагнетательные скважины.

Блок низковольтной аппаратуры и управления предназначен для автоматического управления работой БКНС.

ОЛ:/1/,/2/, ДЛ:/1/

Контрольные вопросы:

1. 
   Назначение системы водоснабжения?
   
2. 
   От чего зависит конкретный выбор системы водоснабжения?
   
3. 
   Перечислите элементы типовой схемы водоснабжения системы ППД?
   
4. 
   Чем оборудуются кустовые насосные станции?
   

Тема 5. Технология и техника использования глубинных вод для ППД
Использование вод глубинных водоносных пластов, залегаю­щих выше или ниже нефтеносного пласта, для поддержания давления известно давно. Вначале такое использование своди­лось к одновременному вскрытию водоносного и нефтеносного пластов одной скважиной. Если давление в водоносном пласте было больше, чем в нефтеносном пласте, происходил переток воды: и вытеснение нефти в продуктивном горизонте.

При использовании глубинных вод необходимо различать:

1. Системы с естественным перетоком воды из водоносного пласта в нефтеносный под воздействием естественной репрес­сии приведенных давлений без применения механических средств для принудительной закачки (дожимных насосов).

2. Системы с принудительным перетоком, в которых необхо­димая для закачки воды репрессия создается с помощью спе­циальных погружных или поверхностных дожимных насосов.

Обе системы в свою очередь могут подразделяться на си­стемы с нижним перетоком, когда водоносный пласт залегает выше нефтеносного и системы с верхним перетоком, когда водо­носный пласт залегает ниже нефтеносного.

Кроме того, использование глубинных вод может быть осу­ществлено по схеме с внутрискважинным перетоком, при кото­рой вода глубинного водоносного горизонта закачивается в нефтяной пласт без выхода ее на поверхность и по схеме с внескважинным перетоком, при котором вода глубинного водо­носного горизонта подается (ес­тественно или принудительно) на поверхность, а затем закачива­ется в соседние нагнетательные скважины или в ту же водоза­борную скважину по второму ка­налу (рис. 1).

При нижнем перетоке (рис. 1, а) вода поступает из ниж­него водоносного пласта по НКТ, проходит камеру, где устанавли­вается расходомер, спускаемый на кабеле (при дистанционной регистрации) или на стальной проволоке (при местной регистрации) с поверхности в НКТ. Пройдя расходомер, вода через отверстия в НКТ поступает в нефтяной пласт.

При верхнем перетоке (рис. 1,6) вода поступает из верх­него водоносного пласта, проходит по каналам перекрестной муфты и попадает в НКТ. Выше перекрестной муфты распо­ложена камера для расходомера, спускаемого с поверхности. Через отверстия в НКТ над камерой вода попадает в кольце­вое пространство и далее в хвостовую часть НКТ и в пласт.

При естественном перетоке пакер, герметизирующий коль­цевое пространство между НКТ и обсадной колонной, вообще говоря, необязателен, так как давление жидкости над пакером и под ним почти одинаковое. Разница обусловлена только по­терями давления на трение. Однако для направления всего потока воды через расходомер кольцевое пространство должно быть герметизировано, поэтому установка пакера, хотя бы са­мого простого, не рассчитанного на значительный перепад дав­ления, необходима.



Рисунок 1. Схема оборудования скважины при естественном внутрискважинном перетоке

1-нефтяной пласт; 2-камера для установки дебитомера (расходомера);3-разделительный пакер; 4-водоносный пласт; 5-перекрестная муфта

При принудительном перетоке установка пакера для герме­тизации кольцевого пространства обязательна не только для того, чтобы направить весь поток жидкости через расходомер, а главным образом для того, чтобы обеспечить перепад давления, создаваемый дожимным насосом для принудительного перетока. Поэтому пакер, на который будет действовать переад давления, создаваемый дожимным насосом, должен на­дежно герметизировать кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной. Кроме того, для предупреждения смещения пакера по обсадной колонне под действием страгивающей силы, обусловленной разностью давлений и достигающей 150 кН (в зависимости от давления), пакер закрепляют на об­садной колонне устройством, называемым якорем.

Использование устройств для естественного перетока может оказаться эффективным для заводнения истощенных нефтяных пластов, в которых пластовое давление достаточно мало. В этих случаях разница приведенных давлений на отметке нефтяного пласта может быть большой и достаточной для поглощения нужных объемов воды. В неистощенных пластах, поскольку давления, как правило, равны гидростатическим, необходимой для поглощения естественной репрессии получить нельзя, по­этому возникает необходимость в принудительном перетоке.

В практике ППД на нефтяных промыслах нашли применение (хотя и очень ограниченное) различные конструкции для принуди­тельного перетока. Большинство из них основано на использо­вании погружных центробежных электронасосов, предназначен­ных для эксплуатации нефтяных скважин. В некоторых схемах для принудительного перетока используются штанговые насосы, а также центробежные электронасосы, спускаемые в скважину не на НКТ, а на кабеле-канате. Кабель-канат одновременно выполняет роль кабеля, подводящего элек­троэнергию к электродвигателю, и роль каната, на котором вся установка опускается в скважину и извлекается на поверх­ность. Насос, спускаемый на кабеле-канате, фиксируется в сква­жине на пакере, предварительно установленном на требуемой глубине с помощью НКТ, которые затем извлекаются. Дода­ваемая насосом жидкость движется по обсадной колонне и омывает кабель-канат.

ОЛ:/2/, ДЛ/1/

Контрольные вопросы:

1. 
   Какие существуют системы перетоков воды?
   
2. 
   Элементы оборудования скважины при естественном перетоке воды?
   
3. 
   Элементы оборудования скважины при принудительном перетоке воды?