|
|
отчет. Введение общие сведения о территории над горным отводом
3.1 Существующие на месторождение способы эксплуатации скважин. Подземное и наземное оборудование и режимы работы
На Боголюбовском месторождение скважины эксплуатируются бесштанговыми электроцентробежными (ЭЦН) насосами.
Установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 г.
УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.
Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном — спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.
Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.
Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250—300 м, а иногда и до 600 м.
Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25—1300 м3/сут и высотой подъема жидкости 500—2000 м. УЭЦН состоит из: компенсатора, двигателя, протектора, насоса, гидрозащита, сепаратор газов.
3.2 Мероприятия по продлению межремонтного периода работы скважин, проводимые ООО «Недра-К»
Тщательная работа по отбраковке НКТ позволило несколько снизить количество ремонтов положительным моментом для увеличения МРП - внедрение системы «насос». Программа позволяет полно оценить существующий режим работы подземного оборудования, выбрать оптимальный типоразмер глубинного оборудования с учетом создаваемой депрессии на пласт и обладает рядом преимуществ по сравнению с предыдущими программами.
Важную роль в повышении МРП играет своевременная диагностика и внедрение программ по оптимизации параметров насосных установок.
Методы увеличения МРП скважины при КРГ могут быть:
1)улучшение производительной и технологической дисциплины, повышение квалификации ИГР (в первую очередь мастеров) и рабочих (бурильщиков, пом. буров).
2)улучшение материально-технического обеспечения (НКТ, штанги, штоки, насосы, соляная кислота и т.д.).
3) закупка гидравлических трубных ключей «Ойл Кантри» с регулируемым моментом свинчивания НКТ, что позволяет увеличить срок работы резьбовых соединений НКТ.
4) обеспечение до и г ад КПРС лабильно-режущим инструментом согласно потребностям.
5) проведение РИР с закачкой микроэмульсионных мицеллярных составов в добывающие скважины.
К основным метода увеличения МРП относятся:
-механические:
1) Установка штанговращателей
2) Спуск штанг со скребками
3) Замена труб и штанг на новые
4) Использование скребков и лебёдок для депарафинизации скважин.
5) Эксплуатация НКТ, штанг согласно инструкции по эксплуатации данного оборудования Д-39)
6) Использование фильтров новой конструкции (тонкая очистка).
7) Спуск глубинно-насосного оборудования и режим работы скважин согласно расчёта технического отдела.
-тепловые
1) Тепловые обработки скважин горячими водными растворами обработанными ПАВ
2) Обработка скважин горячей нефтью (АДП)
3) Обработка скважин паром (ППУ).
4) Установка глубинного электронагревателя типа «Raychem»
-химические
1) Установка глубинных дозаторов.
2) Обработка скважин полимерными фракциями и нестабильным
бензином.
3) Установка дозаторов хим. реагента на устье скважин.
4. ОБОРУДОВАНИЕ ПРОМЫСЛА
4.1 Оборудование групповых замерно-сепарационных установок
АГЗУ предназначены для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.
Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3/сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3/м3. Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8 - 12, а иногда и более скважин. Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.
Продукция скважин по сборным коллекторам, через обратные клапана и линии задвижек поступает в переключатель ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий через задвижку.
В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке, поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3/м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.
С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.
Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки. При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде на нем установлен предохранительный клапан СППК.
СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1
1.25).
Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через ПК. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.
Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.
Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией.
Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.
Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.
4.2 Подготовка нефти
Подготовка нефти включает в себя следующие основные стадии:
- учет поступающей нефтяной эмульсии;
- обработку поступающего сырья реагентом-деэмульгатором;
- сепарацию нефти от газа;
- предварительное обезвоживание нефти;
- нагрев сырой нефти;
- глубокое обезвоживание нефти;
- прием нефти и нефтешлама на установку из автоцистерн;
- обработка ловушечной нефти;
- сепарацию товарной нефти;
- хранение и откачку товарной нефти потребителью.
Блок концевой сепарации нефти
Поток Н1 водогазонефтяная эмульсия, по трубопроводу ДУ-250 направляется в емкость Е-2/1 (1 ступень сепарации), где производится разгазирование эмульсии, уровень раздела фаз контролируется по прибору «Гамма-8», выделившийся газ через газовый трап ТГ используется в котельной и на собственные нужды для работы ПП-1,6 №№1,2. Высота уровня раздела фаз, и давление сепарации задаются в карте технологического режима. Оперативный контроль давления сепарации осуществляется визуально по манометру типа ОБМ-160, Р=0-0,4 МПа; 1,5 периодически (при обходах). Возможно направлять поток Н1 напрямую в Е-2/4, минуя Е-2/1.
Отсепарированная в Е-2/1 эмульсия направляется в Е-2/4 (на .2 ступень сепарации), или минуя ее ступень предварительного сброса воды (РВС-12, отстойники Е-6/1,2).
Выделившийся газ направляется на факельную свечу. Уровень раздела фаз контролируется по прибору «Гамма-8».
Подогрев нефтяной эмульсии осуществляется на блоке путевых подогревателей ПП-1,6 №1,2. Топливом служит газ, выделившийся на 1 ступени сепарации. Тип горелок – инжекционный. Подогреватель нефти ПП-1,6 оснащен приборами контроля, управления и автоматического регулирования СА-ПНГ, М-2И.
Блок обезвоживания и обессоливания нефти
Нагретая в путевых подогревателях ПП-1,6 водонефтяная эмульсия, содержащая диэмульгатор, поступает в отстойник О-1, где происходит
разделение эмульсии на нефть и воду.
Для контроля за уровнем раздела фаз используется прибор «Элита» с выводом показаний в операторную. Выделившаяся вода дренируется на вход в РВС-1/1(12) (ступени предварительного сброса) или в емкость Е-7 ловушечного хозяйства. Обезвоженная нефть по трубопроводу ДУ-150 направляется на обессоливание в ДГ-2. В трубопровод ДУ-150 перед дегидратором подается пресная вода насосами НВ-1,2 для отмывки солей из нефти. Объем подаваемой воды контролируется счетчиком «ТОР1-50».
Для оптимального перемешивания пресной воды с нефтью, между отстойником обезвоживания и ДГ установлен смеситель, на котором создается перепад давления за счет регулировки задвижкой в ручном режиме. Обессоленная горячая нефть из ДГ-2 по трубопроводу ДУ-150 направляется в емкость сепарации горячей нефти Е-3. Выделившийся газ по трубопроводу ДУ-100 направляется на факел для сжигания, а охлажденная разгазированная товарная нефть по трубопроводу ДУ-200 поступает на узел управления задвижками У-1, где распределяется по товарным резервуарам (РВС-2/1,10) и емкостями (0-5,6)
Для контроля уровня нефти в емкости Е-3 смонтирован уровнемер «Гамма-8», с выводом показаний на операторную.
Блок управления задвижками у-1,2 с товарными резервуарами и емкостями
Подготовленная (товарная) нефть, отвечающая требованиям к качеству согласно карте технологического режима, через узел управления задвижками У-1, по трубопроводу ДУ-150 поступает в емкости О-5,6 или по трубопроводу ДУ-200 в резервуары РВС-1000 Р-2/1 (11), РВС-2000 Р-10.
Емкости О-5,6 с соответствующей обвязкой и свечей рассеивания газа используются как резервные емкости для хранения товарной нефти.
Откачка товарной нефти потребителю из резервуаров и емкостей О-5,6 производится по трубопроводу ДУ-200, насосами НН-3,4, через оперативный узел учета товарной нефти.
5. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ
5.1 Виды подземного ремонта
Цикл эксплуатации нефтяной скважины состоит из следуют и последовательно выполняемых процессов:
а) отбор пластовой жидкости, т. е. эксплуатация скважин;
б) поддерживание технологического режима эксплуатации скважин - подземный и капитальный ремонты, гидравлический разрыв, промывка, кислотная обработка призабойной зоны и т. д.
В процессе эксплуатации возникают различные нарушения нормальных условий работы наземного и подземного оборудования, которое, в зависимости от поломки, требует ремонта или замены. В связи с этим существует несколько видов ремонта оборудования:
- текущий;
- планово-предупредительный;
- восстановительный;
- капитальный.
Текущий ремонт скважины включает в себя замену подземного оборудования, очистку труб от смолопарафинистых веществ, солей, песка, а также ряд мероприятий, которые способствуют увеличению производительности скважин: соляно-кислотная обработка призабойной зоны скважины, глинокислотная обработка, закачка в пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ), глубоко проникающий гидравлический разрыв пласта. Цель текущего ремонта - устранение неполадок, нарушающих режим работы скважины. Текущий ремонт подразделяется на планово-предупредительный и восстановительный.
Планово-предупредительный - это ремонт согласно календарному графику (месяц, квартал, год).
Восстановительный - это ремонт, вызванный непредвиденным нарушением технологического режима, включающий в себя полное прекращение извлечения нефтепродуктов из скважины.
Капитальный ремонт скважины - это комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и спуске пакера, клапанов-отсекателей, газлифтного оборудования. На многих месторождениях страны проводятся восстановительные работы на ранее бездействующих скважинах, ввод которых в эксплуатацию позволит добыть дополнительно сотни тонн нефти и газа.
5.2 Оборудование и инструменты применяемые при ремонте
Для проведения ремонта скважин применяется множество агрегатов и инструментов. Оборудование и инструменты применяемы при ремонте:
Для обслуживания скважин без стационарных вышек применяют подъемники, несущие вышку. Нашей промышленностью выпускаются следующие агрегаты:
Агрегат АзИНмаш-37А
Агрегат АзИНмаш-37А смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б, предназначен для текущего ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин глубиной до 2900 м. Имеет следующие основные узлы: лебедку, вышку с талевой системой, переднюю и заднюю опоры вышки, кабину оператора, а также гидравлическую, пневматическую и электрическую системы управления агрегатом и другие вспомогательные узлы и механизмы.
Также применяются: Установка УПТ-32, АзИНмаш – 43А, Агрегат А-50М
Для ремонта также применяются инструменты и механизмы.
Талевая система
Мачты подъемных установок двухсекционные, телескопические с открытой передней гранью изготовлены из трубного проката. В рабочее положение сложенная мачта устанавливается гидравлическими домкратами, выдвижение верхней секции производится вспомогательной лебедкой агрегата через систему тросов. Мачта устанавливается с наклоном 4...6°.
Кронблоки
Кронблоки эксплуатационные являются неподвижной частью талевой системы.
Кронблоки КБН предназначены для работы в районах с умеренным климатом, типа КБ - в умеренном и холодном климате.
Последние изготавливаются двух видов:
- исполнение I - для передвижных подъемных установок и стационарных эксплуатационных мачт;
- исполнение II - с подкронблочной рамой для стационарных эксплуатационных вышек
Талевые блоки
Талевые блоки - подвижная часть талевой системы при спуско-подъемных операциях, предназначены для работы в районах с умеренным климатом (тип БТН) и с умеренным и холодным климатом.
Талевые блоки всех типоразмеров (конструктивно отличающиеся друг от друга только числом канатных шкивов) представляют собой канатные шкивы, насаженные на роликоподшипниках на ось, неподвижно установленную в двух щеках, закрепленных гайкой. Канатные шкивы на оси отделены друг от друга распорными кольцами.
Оснастка талевой системы
Оснастка талевой системы - это последовательность навивки каната на шкивы кронблока и талевого блока исключающая трение ветвей друг о друга. Оснастка определяется числом шкивов, находящихся в работе.
Если «мертвый» конец каната закрепляется на низ вышки, то поднимаемый груз распределяется на2г струн каната, если же «мертвый» конец закрепляется на подвижный блок, то груз распределяется на 2г + 1 струн, где 2 - число подвижных шкивов талевого блока.
Элеваторы
Элеватор - инструмент, которым осуществляется захват трубы или штанги при ее подъеме, спуске или удержании на весу. Элеватор подвешивается к крюку талевой системы при помощи серьги или штропов.
По конструкции элеваторы подразделяются на балочные и стержневые.
Ключи штанговые
Свинчивание и развинчивание насосных штанг и муфт при ремонте скважин осуществляют при помощи штанговых ключей, изготовляемых для проведения работ вручную и с автоматами.
Ключ КШ предназначен для ручной работы.
Трубные и штанговые механические
Ключи
В комплексе основных работ, связанных с подземным ремонтом скважин, наиболее тяжелые и трудоемкие - это операции по спуску и подъему насосно-компрессорных труб и штанг. Они в зависимости от характера ремонта и числа, находящихся в скважине труб и штанг, занимают от 50 до 80 % от общего баланса времени, затрачиваемого на ремонт скважины.
5.3 Технология проведения спуско-подъемных операций
Любой вид работ по текущему или капитальному ремонту скважин связан с необходимостью подъема и обратного спуск в них насосно-компрессорных труб, штанг и насосов. Этот вид работ называется спуско-подъемными операциями.
Подъем труб из скважины осуществляют после проведения подготовительных работ, которые включают следующие операции:
-глушение скважины для предупреждения возможного ее фонтанирования.
-подготовку рабочей площадки для проведения работ и расстановку спуско-подъемных инструментов.
-разборку фонтанной арматуры. Ее проводят, начиная с отсоединения боковых отводов, будучи убежденными, что арматура не находится под давлением, после чего разъединяют болтовые соединения между центральной задвижкой и промежуточной катушкой арматуры. В процессе разъединения фланцев арматура поддерживается на весу стропом, надетым на крюк полиспастной системы. Сняв болты, арматуру приподнимают, над устьем, отводят в сторону и укладывают на прискважинную площадку так, чтобы она не мешала дальнейшему проведению работ.
-разборку канатной подвески и устьевого сальникового оборудования при эксплуатации скважин ШСН. Проводя эти работы, головку балансира станка-качалки следует отвести в сторону, чтобы не мешать прохождению талевого блока и крюка.
Подъем труб
Оператор подает к устью скважины подвешенный на крюке элеватор, надевает его на трубу, удерживаемую спайдером автомата, и закрывает створку элеватора. Тракторист поднимает колонну до выхода на поверхность следующей муфты; при этом муфта приподнимается над опорной поверхностью клиньев спайдера на высоту, достаточную для подкладывания вилки. Оператор подкладывает вилку, после чего колонну труб опускают. Колонна удерживается в подвешенном состоянии клиновым захватом спайдера. Затем вытаскивают вилку, устанавливают стопорный и трубный ключи, после чего включают автомат на развинчивание трубы.
После полного развинчивания трубы и снятия ключей тракторист поднимает трубу. Оператор отводит нижний конец трубы в сторону и передает ее помощнику оператора, который укладывает ее на мостки. Тракторист опускает трубу. Оператор снимает с трубы элеватор и подает его опять к автомату, после чего операции повторяются.
Спуск труб.
При спуске труб, работая с автоматом, не пользуются подкладной вилкой, так как ее функции выполняет элеватор. Оператор и помощник оператора оттягивают элеватор, подвешенный на крюке, в сторону мостков и надевают его на трубу, захлопывают его створку на защелку и поворачивают элеватор створкой кверху. Тракторист поднимает трубу с мостков, а помощник оператора, поддерживая трубу рукой или железным крючком, передает ее оператору, который, приняв трубу, очищает резьбу щеткой и направляет конец трубы в муфту опущенной в скважину трубы. Помощник оператора устанавливает стопорный ключ на муфте трубы, зажатой клиновым захватом спайдера. Оператор надевает на трубу трубный ключ и включает автомат на свинчивание. После свинчивания на один момент автомат включается на обратный ход для освобождения зажатых ключей.
Выключают автомат и снимают трубные ключи. Тракторист поднимает колонну труб для расклинивания ее от клинового захвата, затем спускают трубы в скважину плавно уменьшая скорость спуска к моменту посадки элеватора на опорную поверхность клинового захвата. Оператор открывает элеватор, снимает его с трубы. Далее операции повторяются.
Спуско-подъемные операции насосных штанг могут производиться при ручном и механизированном свинчивании и развинчивании, выполняемом автоматами АШК.
При выполнении спуско-подъемных операций с трубами и штангами оператор и помощник оператора должны следить за состоянием поднимаемых труб и штанг. При обнаружении на трубах и штангах вмятин, трещин, каверн, порчи резьбы такие трубы и штанги должны выбраковываться и заменяться новыми. Не допускается спуск в скважину штанг, имеющих погнутость или сильно стертые муфты.
5.4 Применяемый на месторождении метод ППД и повышения нефтеотдачи пласта
На Боголюбовском месторождении применяется внутриконтурное очаговое заводнение, которое заключается в следующем.
Нагнетательные скважины располагаются внутри контура нефтеносности, что обусловлено большими площадными размерами месторождения. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти. Такое расположение нагнетательных скважин позволяет вести эффективную разработку всего месторождения одновременно.
Методы повышения нефтеотдачи
Для повышения нефтеотдачи пластов применяются гидродинамические методы. К ним относят циклическое заводнение, метод перемены направления фильтрационных потоков и форсированный отбор жидкости.
Циклическое заводнение
Метод циклического заводнения основан на периодическом изменении режима работы залежи путём прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счёт чего более полно используются капилярные и гидродинамические силы.
Метод перемены направления фильтрационных потоков
Метод перемены направления фильтрационных потоков основан на перераспределении отборов и закачки воды по скважинам. В результате изменения отборов (закачки) меняются направленность и величины градиентов давления, за счёт чего на участки ранее не охваченные заводнением, воздействуют более высокие градиенты давления, и нефть из них вытесняется в заводнённую, проточную часть пласта.
Форсированный отбор жидкости
Форсированный отбор жидкости основан на увеличении темпов отбора, за счёт чего увеличиваются градиенты давления и скорость фильтрации, которые обеспечивают вовлечение в разработку участков пласта и пропластков, не охваченных заводнением, а также отрыв плёночной нефти с поверхности породы.
|
|
|
Скачать 0.55 Mb.