Организация деятельности нефтегазодобывающего управления "Повхнефтегаз"

Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

ШСН предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой не более 130°С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах.

8. Эксплуатация скважин другими методами: ГПН_, ЭДН, ЭВН, ШВНУ и др. Состав оборудования. Преимущества и недостатки этих методов добычи

Эксплуатация скважин установками с погружными винтовыми электронасосами.

Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5 предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости повышенной вязкости (до 1.103 м²/с) температурой 70°С, с содержанием механических примесей не более 0.4 г/л, свободного газа на приеме насоса - не более 50% по объему.

Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса (рисунок ниже) состоит из насоса, электродвигателя с гидрозащитой, комплектного устройства, токоподводящего кабеля с муфтой кабельного ввода. В состав установок с подачами 63, 100 и 200 м³/сут входит еще и трансформатор, так как двигатели этих установок выполнены соответственно на напряжение 700 и 1000В.

Установки выпускаются для скважин с условным диаметром колонны обсадных труб 146 мм.

С учетом температуры в скважине установки изготавливают в трех модификациях:

для температуры 30°С (А);

для температуры 30-50°С (Б);

для температуры 50-70°С (В, Г).

Эксплуатация скважин установками с погружным диафрагменным электронасосом.

Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН5 предназначены для эксплуатации малодебитных скважин преимущественно с песко-проявлениями, высокой обводнённостью продукции, кривыми и наклонными стволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм.

Содержание попутной воды в перекачиваемой среде не ограничивается. Максимальная массовая концентрация твердых частиц 0,2% (2 г/л); максимальное объемное содержание попутного газа на приеме насоса 10%; водородный показатель попутной воды рН = 6,0-8,5; максимальная концентрация сероводорода 0.001% (0.01 г/л).

Установки обеспечивают подачу от 4 до 16 м, давление 6.5-17 МПа, КПД 35-40%, мощность электродвигателя 2,2-2,85 кВт; частота вращения электродвигателя - 1500 мин^-1, масса от 1377 до 2715 кг.

Эксплуатация скважин установками с гидропоршневыми насосами.

Современные ГПНУ позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м³/сут при высоком содержании в скважинной продукции воды.

Установки гидропоршневых насосов - блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух - восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах. Откачиваемая жидкость кинематической вязкостью не более 15-10^-6 м² /с (15*10^-2 Ст) с содержанием механических примесей не более 0,1 г/л, сероводорода не более 0,01 г/л и попутной воды не более 99%.

Наличие свободного газа на приеме гидропоршневого насосного агрегата не допускается. Температура откачиваемой жидкости в месте подвески агрегата не выше 120°С.

Установки выпускаются для скважин с условным диаметром обсадных колонн 140, 146 и 168 мм.

Климатическое исполнение - У и ХЛ, категория размещения наземного оборудования - 1, погружного - 5 (ГОСТ 15150-69).

Гидропоршневая насосная установка состоит из поршневого гидравлического двигателя и насоса, устанавливаемого в нижней части труб, силового насоса, расположенного на поверхности, емкости для отстоя жидкости и сепаратора для её очистки. Насос сбрасываемый в трубы, садится в седло, где уплотняется в посадочном конусе под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой в скважину по центральному ряду труб. Золотниковое устройство направляет жидкость в пространство над или под поршнем двигателя, и поэтому он совершает вертикальные возвратно-поступательные движения.

Нефть из скважин всасывается через обратный клапан, направляется в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. по кольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая жидкость.

При необходимости подъема насоса изменяют направление нагнетания рабочей жидкости - её подают в кольцевое пространство. Различают гидропоршневые насосы одинарного и двойного действия, с раздельным и совместным движением добываемой жидкости и рабочей и т.д.

Эксплуатация скважин винтовыми погружными насосами с приводом на устье скважины.

На устье скважины находится двигатель (газовый, электрический, гидравлический), который через редуктор вращает штанговую колонну и ротор винтового насоса по часовой стрелке. Винтовые насосы перспективны для применения при работе на нефтяных месторождения.

9. Поддержание пластового давления. Типы применяемого оборудования. Схема ППД на базе установок Реда. Типы центробежных насосов на КНС

Нагнетание рабочего в пласт предназначено для создания искусственного напорного режима. Поддержание пластового давления обеспечивает повышение нефтеотдачи, в конечном счете, ускоряет процесс разработки месторождения.

В зависимости от местоположения нагнетательных скважин применяются следующие системы заводнения:

законтурное - нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтеносности. Применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами; приконтурное - нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи. Условия применения те же, что и для законтурного заводнения, но при значительной ширине водонефтяной зоны;

блоковое - нефтяную залеж разрезают на полосы (блоки) рядами нагнетательных скважин, в пределах которых размещают ряды нагнетательных скважин, внутри которых, в свою очередь, размещают ряды добывающих скважин такого же направления;

осевое - для узких вытянутых залежей; центральное - для небольших залежей круглой формы; кольцевое - для больших круглых залежей;

очаговое и избирательное - для усиления воздействия на слабовыработанные участки залежи;

барьерное - применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи;

площадное - разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку.

На установках УПСВ происходит предварительная подготовка нефти, одним из направлений которой является сброс попутной воды. При закачке попутной воды сокращается потребление пресной, из-за остаточного содержания деэмульгатора улучшается нефтеотмывающая способность вод. Использование сточных вод имеет и ряд недостатков, в том числе остаточное нефтесодержание. Очистку промысловых сточных вод от эмульгированной нефти и механических примесей проводят методом отстаивания и фильтрования. Подтоварная вода с УПСВ поступает в очистные резервуары. Здесь происходит окончательная очистка воды с последующей подачей ее на КНС.

Кустовые насосные станции предназначены для нагнетания очищенной воды в продуктивные пласты. Число КНС, их расположение на месторождении, мощность устанавливаемых насосных агрегатов определяется на основании проекта разработки месторождения и технико-экономических расчетов. В состав БКНС (КНС) входят:

насосные блоки;

аппаратурные блоки;

водораспределительная гребенка;

распределительное устройство РУ-6В.

Насосные и вспомогательные блоки и оборудование стыкуются между собой, образуя единое помещение. В основном используются насосы ЦНС-180-1422 с производительностью 180 м³ /час и развиваемым давлением нагнетания до 15 МПа и 20 МПа. Также в насосных блоках располагаются дренажные насосы (ЦНС-60-264) и маслосистема с насосами НМШ-8-25-6,3/2,5 (Ш-5-25-36/4). В аппаратурных блоках размещается местная автоматика и телемеханика, предназначенная для контроля над технологическими параметрами работы насосов.

Принцип работы БКНС заключается в подаче подготовленной воды на центробежные насосы с последующим распределением на ВРГ и далее на кусты скважин.

10. Подземный и капитальный ремонт скважин. Виды ремонта_, техника и инструмент. Подъемники отечественного и импортного производства. Колтюбинговые технологии, установки гибкой трубы_, Стюарт и Стивенсон, Хайдра Риг

Организация текущего и капитального ремонта скважин.

До переезда ремонтной бригады на скважину заказчик (ЦЦНГ) обязан:

проверить наличие и состояние подъездных путей и при необходимости провести отсыпку, планировку;

произвести очистку территории устья скважины в радиусе 30 м от замазученности, посторонних предметов, снега и т.п.;

проверить и отревизировать станцию управления СК оборудовать штепсельным разъемом для подключения оборудования бригад ПРС (КРС);

проверить и отревизировать тормозную систему СК укомплектовать устьевое оборудование скважины согласно схеме обвязки;

устранить пропуски нефти, газа и воды на соседних скважинах;

проверить работоспособность коллектора;

обозначить указателями все мелкозаглубленные коммуникации, которые могут быть повреждены, при переездах трактора с оборудованием или другой тяжелой техники;

на СК типа ПФ 8-3-40 должны быть откинуты головки далансира и демонтированы ограждения кривошипа силами ПРЦЭО (по заявке).

За исправность системы откидывания головки балансира отвечает ЦДНГ. Ответственность за выполнение выше перечисленных пунктов несет мастер ЦДНГ.

Ответственность за простой бригад ПРС (КРС) по причине неготовности скважины к ПРС (КРС) возлагается на ЦДНГ. Заказ-наряд, его содержание.

Работа бригад КРС планируется ежемесячно с составлением план-графиков движения бригад.

Все скважины, включаемые в план-график капитального ремонта, рассматриваются заместителем начальника управления по геологии, начальником отдела разработки, геологом ЦДНГ и ведущим геологом ЦКРС на основании предоставленных ЦДНГ заказов на производство КРС. В заказе, составленном старшим геологом ЦДНГ, должна быть отражена геолого-техническая характеристика скважины и дополнительно:

категория скважины;

газовый фактор скважины;

пластовые давления и дата их замера (замер должен производиться не реже 1 раза в 3 месяца);

- информация о ранее проведенных геофизических и гидродинамических исследованиях.

Капитальный ремонт скважин производится под руководством мастера бригады КРС в соответствии с планом, составленным ЦКРС и утвержденным главным инженером и заместителем начальника по геологии НГДУ. В плане работ обязательно должно быть отражено:

наличие резервного объема задавочной жидкости соответствующего удельного веса до окончания ремонтных работ, исходя из категории по опасности НГП, конкретных геологических и других условий;

вид противовыбросового оборудования (устьевой гермитизатор типа УГУ-2-140 или превентор);

категория скважины;

газовый фактор скважины;

информация о ранее проведенных исследованиях;

наличие подземного оборудования;

цель ремонта, порядок проведения работ и ответственные за их выполнение. Бланк заказа на проведение капитального ремонта прилагается.

Виды текущего и капитального ремонта.

Текущий ремонт скважин - комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважин и забоев от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии), а также по осуществлению в скважинах геолого-технических и других мероприятий.

Цель текущего ремонта - устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин различного назначения (разведочных, эксплуатационных, нагнетательных и др.), полученных после бурения и капитального ремонта.

Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово-предупредительные (профилактические) и восстановительные. Планово-предупредительный - текущий ремонт скважин, запланированный заблаговременно, предусмотренный соответствующими графиками (декадными, месячными и т.д.).

В результате профилактического ремонта предупреждаются различные отклонения от установленного технологического режима эксплуатации скважин-снижение их дебитов и полное прекращение подачи жидкости, вызываемые отложением парафина, солей, пескопроявлением, износом и другими неполадками в работе подземного оборудования и самой скважины. Восстановительный - текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного технологического режима их работы или внезапной их остановкой по различным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.).

Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидации аварий, а также со спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации и закачки; пакеров-отсекателей, клапанов-отсекателей, газлифтного оборудования.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты скважин подразделяются на две категории сложности:

1) ремонты при глубине скважины до 1500 м; 2) ремонты в скважинах глубиной более 1500 м.

Ко второй категории также относят независимо от глубины скважины все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефте-газо-проявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ и работ по закачке изотопов в пласт; и технологически необходимые неоднократные цементные заливки. Оборудование, необходимое для проведения текущего и капитального ремонта: Подъемные агрегаты.

Самоходные агрегаты А-50М, TR-38 на шасси автомобиля КрАЗ-257, А-60/80 на шасси БАЗ.

Азинмаш 37 А, АР 32/40, АПРС 32/40, на шасси автомобиля КрАЗ-255 Б, Урал. Подъемные агрегаты зарубежного производства фирм «Купер» и «Кардвелл», предназначенные для спуско-подъемных операций с бурильными трубами свечами с установкой их за «палец» площадки верхового рабочего. Установки с непрерывной гибкой трубой фирмы «Stewart & Stevenson», «Hydra Rig».

Оборудование и инструмент, применяемые для спуско-подъемных операций.

Основным оборудованием для проведения спуско-подъемных операций наряду с подъемными агрегатами является гидравлические ключи фирмы «Ойл Кантри» модели 4500 и 5600 и фирмы «Ecke1», предназначенные для быстрого и безапасного свинчивания и развинчивания муфтовых соединений труб диаметром от 60 мм до 114,3 мм.

Принцип действия гидравлического ключа заключается в передаче гидравлической энергии к гидравлическому мотору, при этом гидравлическая энергия преобразовывается в ротационную механическую мощность, которая приводит в действие зубчатую передачу ключа. Ключ подвешивается к мачте и подводится к НКТ, предохранительная заслонка закрывается. Челюсти ключа захватывают НКТ. При установке рукоятки дросселя в переднем положении (на себя) обеспечивается автоматическое свинчивание НКТ в соответствии с необходимыми параметрами, указанными на манометре крутящего момента.

К рабочим характеристикам ключа «Ойл Кантри» модели 4500 относятся:

- максимальное число оборотов в минуту - 105;

рабочее число оборотов в минуту - 93;

крутящий момент при развинчивании - 813 7 Нм.

К рабочим характеристикам ключа «Еске1» относятся:

максимальное число оборотов в минуту - 110;

крутящий момент при развинчивании - 13558 Нм.

Крутящий момент при свинчивании резьбовых соединений труб регулируется сбросным клапаном ключей до значения в соответствии с требованиями по эксплуатации труб.

Ловильные инструменты

Особое место в капитальном ремонте скважин занимают работы по ликвидации аварий с подземным оборудованием (КР-3). Для выполнения этих задач используется следующий ловильный инструмент:

Колокола ловильные.

Относятся к ловильному инструменту врезного типа. Предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны бурильных и насосно-компрессорных труб путем захвата их за наружную поверхность. По конструкции они подразделяются на сквозные и несквозные. Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков и муфты.

Аналогичны по принципу действия овершоты зарубежного производства, отличие - принцип захвата (использование пружинного или цангового захвата за тело аварийного оборудования). Метчики.

Относятся к ловильным инстументам нарезного типа. Предназначены для извлечения из скважины оборвавшихся или отвернувшихся бурильных, насосно-компрессорных и обсадных труб. Метчики, вводимые в трубу и врезающиеся в ее тело, называются универсальными. К ним относятся метчики типов МЭУ, МБУ. Метчики, ввинчиваемые в имеющуюся резьбу муфты трубы или трубного замка, называются специальными. К ним относятся метчики МЭС, мсз.

Труболовки

Труболовками называют ловильный инструмент для извлечения из скважины труб и других объектов цилиндрической формы, имеющий захватные устройства клинового типа. Они подразделяются по виду захвата на внутренние и наружные, по возможности освобождения от захваченного объекта на освобождающиеся и неосвобождающиеся, по конструкции захватного устройства на цанговые, втулочные, плашечные, комбинированные.

Фрезеры

Фрезеры являются инструментами для разрушения труб и различных предметов в скважине, придания им формы, удобной для захвата ловильным инструментом, выпрямления смятых обсадных труб и зарезки второго ствола. Фрезеры бывают: кольцевые, цилиндрические, ступенчатые, конусные, с направляющим устройством, с захватным устройством, с выдвижными режущими органами и др.



Механические, гидравлические ясы

Ясы - это инструменты, предназначенные для создания ударов и вибраций, используются в основном для освобождения прихваченных в скважине труб и заклиненного оборудования.

Механические ясы предназначены для ликвидации заклинившего оборудования и инструмента небольшой длины ударами вверх.

Гидравлические ясы предназначены для создания ударных нагрузок, направленных вверх и вниз с целью освобождения прихваченных труб или заклиненных инструментов и оборудования.

11. Сбор и подготовка нефти воды и газа на месторождении. УПСВ Хитер-Тритер. Замерные установки Асма-Т_, Квант, Приборы контроля Микон, Сигма, Схемы и оборудование ДНС

Предварительное разделение продукции скважин включает следующие процессы:

1. Сепарация нефти от газа (первая ступень);

2. Сброс пластовой воды (предварительное обезвоживание). Сепарация нефти от газа

Сепарация газа от нефти начинается, как только давление снизится до давления насыщения. Это может произойти в пласте, в стволе скважины или в трубопроводах. Выделение газа из нефти будет увеличиваться с уменьшением давления. Выделившийся газ стремится в сторону пониженного давления: в пласте - к забою скважины, в скважине - к ее устью.

Разгазирование нефти при определенных регулируемых давлениях и температурах называется сепарацией.

Регулируя давление и температуру, можно создать условия для более полного отделения газа от нефти.

Сепарацию нефти осуществляют, как правило, в несколько ступеней.

Ступенью сепарации называется отделение газа от нефти при определенных давлении и температуре. Нефтегазовую (нефтеводогазовую) смесь из скважин сепарируют сначала при высоком давлении на первой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа. Затем нефть поступает на сепарацию при среднем и низком давлениях, где она окончательно разгазируется.

Иногда для получения нефти необходимого качества на одной из ступеней сепарации нефть разгазируется под вакуумом; в этом случае сепарация называется вакуумной. Если при разгазировании нефть подогревается, сепарация называется горячей.

Число ступеней сепарации зависит от физико-химической характеристики пластобой нефти, требований, предъявляемых к товарной нефти, и в каждом конкретном случае определяется расчетом исходя из условия достижения наилучших технико-экономических показателей.

Назначение, классификация и конструкции сепараторов Отделение нефти от газа и воды производится с целью: получения нефтяного газа, который используется как химическое сырье или как топливо;

уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения за счет этого гидравлических сопротивлений;

уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимися пузырьками газа);

уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при дальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти (УПН).

Движение газонефтяной смеси по промысловому трубопроводу сопровождается пульсациями давления, например, если поток имеет пробковую структуру, то происходит попеременное прохождение пробок нефти и пробок газа. Возникающие циклические нагрузки на трубопровод приводят к возникновению трещин и разрушению трубопровода.

Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории:

по назначению: замерные и сепарирующие;

по геометрической форме: цилиндрические, сферические;

по положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и наклонные;

по характеру основных действующих сил: гравитационные, инерционные, центробежные, ультразвуковые и т.д.

по технологическому назначению:

двухфазные - применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу;

трехфазные - служат для разделения потока на нефть, газ и воду;

сепараторы первой ступени сепарации - рассчитаны на максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации;

концевые сепараторы - применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары;

сепараторы-делители потока - используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы;

сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный ввод жидкости и газа в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу;

6.по рабочему давлению:

высокого давления - более 4 МПа;

среднего давления - 2,5-4 МПа;

низкого давления - до 0,6 МПа; вакуумные - (давление ниже атмосферного).

Эффективность процесса сепарации нефти.

Эффективность работы сепараторов влияет на стабильный режим работы всей газосборной системы: капли нефти и воды, унесенные газом из сепаратора, могут выпасть в газопроводе, образуя жидкостные пробки, привести к образованию гидратных пробок и просто уменьшить сечение газопровода, снизив тем самым его пропускную способность.

Эффективность работы сепаратора оценивается двумя показателями:

количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции;

количеством газа, уносимого потоком нефти (жидкости) из секции сбора нефти.

Предварительный сброс пластовой воды.

Для уменьшения коррозии трубопроводов и повышения производительности установок подготовки нефти применяется предварительный сброс пластовой воды, т.к. действующие типовые установки неспособны справиться с возрастающим объемом поступающей жидкости, в частности, из-за использования малообъемной отстойной аппаратуры).

Считается целесообразным применение предварительного сброса воды при обводненности начиная с 30%. При сбросе воды в любом случае должна имеется возможность ее утилизации.

Особенностью сброса на ДНС является необходимость осуществления процесса сброса воды под избыточным давлением, обеспечивающим транспорт газонасыщенной нефти до узлов подготовки и второй ступени сепарации.

Предварительный сброс воды является частью общего процесса подготовки нефти и очистки воды.

УПСВ Хитер - Тритер

В настоящее время имеются два типа аппаратов, применяемых для предварительного сброса воды: вертикальнее стальные резервуары (РВС) емкостью от 1000 до 5000 м³ и горизонтальные цилиндрические емкости объемом 100 и 200 м³ (булиты).

Вертикальные резервуары специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1.5 м от днища резервуара. Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств «регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса

По нижней образующей маточника имеются отверстия. Нефть (эмульсия) через отверстия направляется вниз, затем всплывает в слое воды, высота которого поддерживается в пределах 3-4 м. Уровень воды поддерживается с помощью гидрозатвора, высота которого обычно принимается равной 0.9 высоты резервуара.

Технологические резервуары работают транзитом. Сброс отделившейся воды и отбор обезвоженной нефти осуществляется непрерывно, т.е. уровень жидкости при этом не изменяется, нет потерь от больших дыханий резервуара.

На промыслах, где строительство резервуара не предусмотрено проектами, сброс воды может осуществляться из горизонтальных отстойников, работающих под давлением.

Горизонтальные цилиндрические емкости также оборудуются распределительной гребенкой ввода жидкости. Кроме того, они снабжены специальными и, кстати сказать, дорогостоящими средствами регулирования для поддержания постоянных уровней дренажной воды и нефти.

Наиболее широко известны две конструкции установок предварительного сброса воды на базе булитов:

Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом воды БАС-1;

Блочные автоматизированные установки для оперативного учета, сепарации и предварительного обезвоживания нефти УПС-2000/6, УПС-3000/6, ОГ-200П, АСП-6300/6, СПОН.

Для этих же целей может быть использованы концевые сепарационные установки: КССУ (концевая совмещенная сепарационная установка - производит обезвоживание и обессоливание).

ОГ-200П устанавливается после сепаратора нефти. Предназначен для расслоения водонефтяных эмульсий, обработанных деэмульгатором. Представляет собой цилиндрическую емкость (рисунок ниже).

Рисунок 4. Технологическая схема аппарата ОГ - 200П для предварительного разделения нефти и пластовой воды

1 - патрубок ввода эмульсии; 2 - распределитель эмульсии: труба Ш700 мм, 64 ряда отверстий, в ряду - 285 отверстий, продольный вырез: ширина - 6 мм, длина - 60 мм; 3 - трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 - вывод газа.

Аппараты ОГ-200П дают возможность вести процесс под избыточным давлением. Резервуары работают практически при атмосферном давлении. Рассмотрим технологические и технические преимущества осуществления процесса предварительного сброса пластовых вод под давлением (5-6 атм).

Если до аппаратов УПСВ эффективно провести процесс трубной деэмульсации (разрушение эмульсии в трубопроводе), то аппарат УПСВ выполняет функции водоотделителя, разделяет на нефть и воду предварительно разрушенную в трубопроводе эмульсию. Тронов считает, что давление при этом не играет практически никакой роли.

Но, как отмечено ранее, если сброс воды осуществляется на ДНС, то здесь применение аппаратов, работающих под избыточным давлением, позволяет осуществить дальний транспорт газонасыщенной нефти после I ступени сепарации до УПН. Также применение этих аппаратов для сброса воды на ДНС позволяет осуществить полную герметизацию перекачки.

При этом одновременно решались вопросы по утилизации пластовой воды и нефтяного газа. Современные УПСВ имеют автоматизированные системы контроля и управления ТП.

Установка предварительного сброса воды Хитер-Тритер

Водонефтяная эмульсия, поступающая с кустов скважин, трудно поддается разделению на фазы за счет только лишь гравитационной силы. Для решения этой проблему нагревают жидкость и создают дополнительные условия, для сепарации используя установку «Хитер-Триттер». Каждый комплект оборудования состоит из горизонтальной емкости, блока управления и компьютерной мониторинговой системы Емкость рассчитана на производительность 5000 тонн в сутки. Разделение продукции достигается за счет прохода жидкости по жаровым трубам, далее через блок пластин, на которых нефть и вода образуют крупные капли. После сварочных работ стальная емкость прошла испытание теплом и давлением с полутора кратным запасом от проектного (7 кг/см). Установка рассчитана для работы при температуре окружающей среды от -43°С до +49°С. С торца емкости находится блок управления с обвязкой и приборами для контроля, измерения и управления потоками жидкости в емкости. Описание процесса.

Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трехфазных аппаратах Х-Т производства, фирмы, «СИВАЛС» (США).

Жидкость и попутный газ поступают в установку через входной штуцер, расположенный на верху емкости. Далее во входном отсеке происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поднимается и через экстрактор влаги поступает в выпускной газовый патрубок. В экстракторе влаги вся жидкость в газе коагулируется и соединяется с жидкой фазой снизу емкости. Далее газ проходит через клапан-регулятор, контролирующий рабочее давление и уровень нефти в установке.

Жидкость попадает на входной "зонт-распределитель потока аппарата, по которому стекает с выделением свободной воды, и собирается в нижней части под жаровыми трубами.

Температура в жаровых трубах и топке поддерживается путем сжигания попутного газа, который поступает с узла подготовки топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой, установлены в блоке управления.

Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит ее быстрое разрушение. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата. А объединяющиеся капли нефти поднимаются выше через специальные перегородки попадают на коалеспирующие фильтры (коалессоры).

Фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных пластин, распложенных друг над другом, в ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою коалессора, образуя нефтяную пленку. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься вверх и перетекает в сборный карман, откуда через патрубок выводится из аппарата вода, выделившаяся из эмульсии в жаровой секции и в коалессоре, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Затем вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два патрубка сброса пластовой воды.

Замерные установки АСМА-Т

Замерные установки АСМА-Т предназначены для определения суточных дебитов по жидкости, нефти и воде путем прямого измерения массы жидкости (нефтеводогазовой смеси) и объема попутного газа нефтяных скважин. Исполнение по классу взрывоопасных зон: В 1а и невзрывоопасное. Диапазон измерения: по жидкости 0,1…400 т/сут; по газу до 300000 м³/сут.

Установка крепится на автомобильной раме, либо базируется стационарно в виде вагончика.

Оборудование кустовых насосных станций

Кустовые насосные станции оборудуются насосами различных типов: АЯП, 5МС7Х10, 6МС7Х10 и др. В последнее время разработаны центробежные насосы специально для поддержания пластового давления.

Насосы изготавливаются в так называемом черном и нержавеющем (НЖ) исполнении (проточная часть выполнена из нержавеющей стали) для перекачки агрессивных сточных вод. Насосы НЖ примерно в 4 раза дороже насосов черного исполнения.

Привод насосов - синхронный электродвигатель мощностью от 700 до 1500 кВт с массой до 6,5 т и напряжением электропитания 3 кВт (электродвигатели СТД). Насосы ЦНС имеют замкнутую циркуляционную систему смазки, приводимую в действие масляным насосом мощностью 3 кВт и поддерживающим давление в системе 0,28 МПа.

В последнее время созданы так называемые блочные кустовые насосные станции - БКНС, изготавливающиеся индустриальным; способом и доставляющиеся на место установки в виде отдельных блоков, число которых определяется проектируемой производительностью. На месте установки они монтируются с помощью мощных автокранов. Основной блок представляет собой раму из таврового проката, на которой установлены насос, двигатель с масляной системой и другими элементами.

Рама заделана в железобетонную плиту, служащую общей опорой. Сверху для укрытия оборудования от осадков предусмотрена металлическая кабина, состоящая из каркаса, на котором укрепляются панели с минераловатными матами для утепления (при необходимости). БКНС могут работать при температурах до -55°С (специально для условий Севера), причем обогрев осуществляется за счет теплоты, выделяемой электродвигателями. В кабинах также имеется вентиляционная система.



12. Зональность распространения многолетних мерзлых пород в Западной Сибири. Особенности протаивания и промерзания многолетних мерзлых пород

В области развития вечной мерзлоты аномалии теплового поля над залежами углеводородов выражаются уменьшением мощности (толщины) мерзлых горных пород, что впервые было отмечено в конце 50-х годов. Существование такого явления установлено и на некоторых вилюйских газоконденсатных месторождениях Сибири по данным бурения. С практической точки зрения важно было установить возможность надежного обнаружения подобных аномалий мощности мерзлой толщи наземными методами геофизики из-за многократно меньших затрат труда на их производство.

Территория развития соленых подмерзлотных вод занимает значительную и перспективную по нефти и газу часть Сибирской платформы. Поэтому привлекает внимание то обстоятельство, что аномалии температурного поля прослеживаются практически вплоть до дневной поверхности, поскольку в области развития вечной мерзлоты они могут быть причиной аномалий глубины сезонного протаивания.

Трудоемкость определения глубины протаивания и мощности мерзлых горных пород различаются более чем на порядок. Поэтому последовательность работ должна быть следующей: определение глубины сезонного протаивания на исследуемой площади; определение мощности мерзлой толщи на обнаруженной аномалии сезонного протаивания по более чем на порядок редкой сети наблюдений с выходом по двум-трем профилям за пределы аномалии; выполнение других, не требующих больших затрат специальных работ (геохимическая съемка) с целью получить комплекс данных, которые могли бы указывать на наличие залежи углеводородов и тем самым повысить достоверность поиска.

Поведение верхней и нижней границ мерзлой толщи отражает наличие залежей углеводородов. Сопутствующие им аномалии глубины сезонного протаивания и мощности мерзлых толщ надежно устанавливаются наземными методами электроразведки, что может быть использовано для прямых поисков месторождений нефти и газа: в области развития пресных подмерзлотных вод по аномалиям мощностей СТС и мерзлых fорных пород, а также их отношению; в области развития соленых подмерзлотных вод по аномалиям глубины сезонного протаивания. Оценивая возможную эффективность указанных поисковых критериев, следует сказать, что, по-видимому, большинству залежей углеводородов соответствуют аномалии элементов залегания мерзлых толщ. Обратное верно далеко не всегда: подобные аномалии могут быть вызваны и другими причинами, кроящимися, например, в былых нарушениях поверхностных условий, след которых и после восстановления первоначального состояния сохранился в виде аномалий мощности мерзлой толщи. Степень соответствия залежей углеводородов аномалиям глубины сезонного протаивания, по-видимому, заметно выше, так как другие источники столь интенсивных аномалий и такой их пространственной организации просто трудно указать. Возможное наличие засоленных участков легко обнаруживается по ходу работ и поддается учету. Проведение работ в нужной последовательности и использование аномалий поведения верхней и нижней границ мерзлых толщ в комплексе с другими поисковыми признаками повысят эффективность прямых поисков залежей углеводородов.

Состояние окружающей природной среды является одной из наиболее острых социально-экономических проблем, прямо или косвенно затрагивающих интересы каждого человека.

Создавая необходимые для своего существования продукты, отсутствующие в природе, человечество использует различные незамкнутые технологические процессы по превращению природных веществ. Конечные продукты и отходы этих процессов не являются в большинстве случаев сырьем для другого технологического цикла и теряются, загрязняя окружающую среду. Человечество преобразует живую и неживую природу значительно быстрее, чем происходит их эволюционное восстановление. Потребление нефти и газа несопоставимо, например, со скоростью их образования.

В настоящее время человечество находится в периоде сверх интенсивного использования ресурсов окружающей среды - расход ресурсов превышает их прирост, что неизбежно ведет к исчерпанию ресурсов.

Современное экологическое состояние территории России можно определить как критическое. Продолжается интенсивное загрязнение природной среды. Спад производства не сопровождался снижением загрязнений, т.к. в условиях рыночных отношений стали еще более экономить на природоохранных затратах. На фоне ухудшения социально-экономических условий проживания граждан России проблема экологического неблагополучия приобрела особую остроту. Она представляет реальную угрозу самим биологическим основам здоровья и жизнедеятельности населения страны.

Нефтегазодобывающая отрасль - одна из самых экологически опасных отраслей хозяйствования. Она отличается большой землеемкостью, значительной загрязняющей способностью, высокой взрыво- и пожароопасностью промышленных объектов. Химические реагенты, применяемые при бурении скважин, добыче и подготовке нефти, а также добываемые углеводороды и примеси к ним являются вредными веществами для растительного и животного мира, а также для человека.

Нефтегазодобыча опасна повышенной аварийностью работ, т.к. основные производственные процессы происходят под высоким давлением. Промысловое оборудование и трубопроводные системы работают в агрессивных средах.

Проиллюстрируем в цифрах основные закономерности влияния объектов нефтяной и газовой промышленности на окружающую среду. Определяющими факторами глобального нефте-газопромышленного техногенеза являются:

- масштабы добычи нефти и газа;

- уровень их потерь естественном и переработанном виде.

При современных способах разработки около 40-50% разведанных запасов нефти и 20-40% природного газа остаются не извлеченными из недр, от 1-17% нефти, газа и нефтепродуктов теряются в процессах добычи, подготовки, переработки, транспортирования и использования.

Крупные комплексы нефтяной и газовой промышленности и населенные пункты преобразуют почти все компоненты природы (воздух, воду, почву, растительный и животный мир и т.п.).

В атмосферу, водоемы и почву в мире ежегодно выбрасывается более 3 млрд. т. твердых промышленных отходов, 500 км³ сточных вод.

Номенклатурный состав ядовитых загрязнений содержит около 800 веществ, в том числе мутагены (влияют на наследственность), канцерогены, нервные и кровяные яды (функции нервной системы), аллергены и др.

Только предприятия нефтедобывающей промышленности России в последнее время ежегодно выбрасывают в атмосферу более 2,5 млн. т загрязняющих веществ, сжигают около 6 млрд м³ нефтяного газа, оставляют неликвидированными десятки амбаров с буровым шламом, забирают из водоемов 740 млн. м пресной воды.

Нерегулируемый в экологическом смысле рост объемов добычи нефти, газа и других топливно-энергетических ресурсов обусловил опасные деградационные процессы в литосфере: обвалы, землетрясения, провалы, местные подвижки земной коры и т.д., что отрицательно влияет на распределение геомагнитного и гравитационного полей Земли.

По второму фактору регионально-экологического значения: Потери нефти в мире при ее добыче, переработке и использовании превышают 45 млн. т. год, что составляет около 2% годовой добычи. Причем, из них 22 млн. т. теряется на суше, около 7 млн. т. - в море и до 16 млн. т. поступает в атмосферу из-за неполного сгорания нефтепродуктов при работе автомобильных, авиационных и дизельных двигателей.

Наибольшее количество выбросов веществ, загрязняющих атмосферу, приходится на долю факелов, особенно при аварийных ситуациях. Расчеты показали, что 75% количества выбросов составляют оксид углерода: СО. При неполном сгорании нефтяного газа, он поступает в верхние слои атмосферы, где окисляется до СО2 и участвует в создании «парникового» эффекта.

Выброс загрязняющих веществ (ЗВ) от объектов добычи нефти создает на месторождении зоны, где приземные концентрации превышают ПДК в 3-10 раз.

В настоящее время масштабы воздействия на природу стали превышать ее восстановительный потенциал.

Объем загрязняющих веществ в воздухе и воде, почве непрерывно растет. Окружающая природная среда необратимо и опасно изменяется. Промышленные объекты являются источниками выбросов в атмосферу окислов серы и окислов азота и обусловливают повышенный риск выпадения, так называемых, кислотных дождей. Природная среда не только сама изменяется, но и изменяет большое разнообразие биологических видов (биоценозов).

Таким образом, во всех видах производственной деятельности предприятий нефтегазовой отрасли окружающая природная среда используется как источник потребляемых природных ресурсов и как природная емкость для хранения углеводородного сырья и для сброса непригодных для дальнейшего использования на данном этапе развития производственных отходов.

В вопросах охраны окружающей среды существует два крайних противоположных мнения.

Одно сводится к тому, что вмешательство в окружающую среду необходимо резко ограничить, т.к. современные методы хозяйствования могут привести к катастрофическим последствиям.

Другое мнение заключается в том, что потенциал самовосстановления природы достаточно велик и поэтому не следует затрачивать большие средства на ее охрану и проведение рекультивационных работ.

Применительно к нефтегазовому региону концепция подхода к проблемам охраны окружающей среды должна учитывать и следующие факторы:

1. Чтобы выжить, человек должен хозяйствовать на земле, добывать нефть, газ и другие полезные ископаемые.

2. На современном этапе развития науки и техники не существует таких технологий добычи, транспорта и переработки нефти, которые реализовывались бы без отрицательного воздействия на природу.

Рациональное природопользование является компромиссом между необходимостью действий для обеспечения хозяйственной деятельности и соответствующим состоянием окружающей природной среды. Т.е. необходимо оптимально совмещать 1 и 2 фактор: добывать нефть и осваивать месторождения сводя к минимуму негативные последствия, максимально восстанавливая нарушенные территории, не допуская аварийных разливов нефти.

Как и во всякий переходный для страны период, сейчас существенно увеличилась опасность ухудшения экологической ситуации на действующих производствах, что объясняется постоянными финансовыми потрясениями, хроническим несоблюдением технологических режимов, ветхостью оборудования и т.д. Былая практика, опиравшаяся на принудительные методы соблюдения экологической безопасности производства (через нормы, законы, правила), и в наши дни сохраняет устойчивые позиции. Экономический механизм природоохранной деятельности, как и прежде, представляет собой систему платежей за пользование природными ресурсами, за выбросы и сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов и другие виды вредного воздействия на природу. Эта система при новых экономических и правовых отношениях морально устарела и не соответствует современным требованиям.

Несомненно, что создание благоприятных предпосылок для снижения загрязнения окружающей среды возможно только объединенными усилиями правительства, законодателей и производи1елей национального продукта. Назрела необходимость в создании механизма сотрудничества между природоохранными организациями и промышленниками, направленная на совместную подготовку и реализацию экологических программ и проектов, поиск источников их финансирования, оперативный обмен информацией в данной области. Более того, было бы целесообразным изменить методы расчета эффективности производства таким образом, чтобы этот показатель находился в прямой зависимости от экологической безопасности.

Техническое и технологическое отставание отечественной продукции от зарубежных аналогов не позволяет винить в отраслевых экологических проблемах одних только нефтяников. Проблемы эти лишь наиболее ярко проявляются в сфере их деятельности. В связи с этим необходимо подчеркнуть, что повышение экологической эффективности нефтегазового производства является комплексным вопросом, решение которого зависит от общего состояния экономики России. Необходима долгосрочная государственная программа технического переоснащения нефтегазового комплекса, которая бы предусматривала и решение существующих экологических проблем в соответствии с современными мировыми стандартами.

В нефтегазовой отрасли, как и в целом по России, необходимо скорейшее решение ряда принципиальных задач. К их числу относится обеспечение стабилизации и последующего коренного улучшения состояния окружающей среды за счет «экологизации» экономической деятельности, т.е. ввод хозяйственной деятельности в пределы емкости экосистем на основе массового внедрения энерго-и ресурсосберегающих технологий, внедрение системы экологического управления и менеджмента, включающей в себя создание такого механизма, который целенаправленно будет ориентировать все субъекты предпринимательства на соблюдение природоохранных требований, требуется системных подход, оптимизирующий весь материально-производственный цикл - от сырья до готового продукта и утилизации отходов производства. Этот цикл должен включать в себя создание замкнутой промышленной схемы малоотходного и экологически приемлемого производства.

В период переходной экономики российский нефтегазовый комплекс оказался одной из самых устойчивых и стабильных отраслей экономики, хотя внешние (падение цен на нефть) и внутренние (экономический кризис) причины легли тяжелым бременем и на нефтегазовый комплекс страны. Но и в этих условиях наши предприятия берут на себя инициативу решения экологических проблем и осуществления природоохранных проектов.



Заключение

В процессе прохождения производственной практики, в ходе знакомства с предприятием прошла вводный инструктаж, узнала о видах инструктажа по технике безопасности на рабочем месте, осознала важность и необходимость в разработке и соблюдении противопожарных мероприятий, мероприятий по охране окружающей среды. Ознакомилась с инструкциями по оказанию мер первой помощи пострадавшему на производстве, приобрела навыки по ведению нормативного технической документации в цехе. Узнала о способах, видах бурения и добычи нефти, изучила основное и вспомогательное оборудование бурения и добычи нефти, изучила основное и вспомогательное оборудование, применяемое в бурении, системах ППД, а также в процессах добычи и подготовки нефти. Осознала сложность специфики проведения капитального и подземного ремонта скважин. Изучила сложную технологию освоения скважин, принцип работы струйных насосов пенных систем, насосных установок УЭЦН, ШСНУ и т.д.

В целом период практики закрепила теоретические и практические навыки.



Список литературы

1. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией С.Н. Матвеева - Справочное издание. - Сургут: Рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2002.

2. Теория и практика добычи нефти. Под редакцией С.Н. Матвеева-Справочное издание. - Сургут: Рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2003.

3. Справочник нефтепромыслового оборудования. Под редакцией Е.И. Бухаленко-М.: Недра, 1990.

4. Оборудование для добычи нефти и газа. В.Н. Ивановский и др. - М., ВНИИОНГ, 2001.

5. Справочник мастера по добыче нефти, ПРС, КРС. Под редакцией А.О. Атепаева

6. Ермоленко Э.Н. Методические указания по курсу «Нефтегазопромысловая геология» для студентов специальностей 0205 и 0211 заочной формы обучения. -Уфа: Изд. Уфим. нефт. ин-та, 1984. - 14с.

7. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного-и газового пласта. - М.: Недра, 1971 г.-309 с.

8.Гаттенбергер Ю.П., Дьяконов В.П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1979г.- 207 с.

Размещено на allbest.ru