Технология сбора, подготовки и хранении нефти на ЦПНГ №5 "Гремиха" ОАО "Удмуртнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геолого-технический наряд на бурение скважины

2. Схема промывки скважины при бурении

3. Приборы для контроля качества промывочных жидкостей

4. Элементы обсадной колонны

5. Противовыбросовое оборудование

6. Коллекторские свойства продуктивных пластов

7. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды)

8. Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)

9. Схема системы ППД

10. Схема БКНС

11. Технологический режим работы фонтанных скважин

12. Технологический режим работы газлифтных скважин

13. Технологический режим работы УСШН

14. Технологический режим работы УПЦЭН

15. Конструкция газопесочных якорей

16. Устройства для борьбы с отложениями парафина

17. Схема промывки песчаной пробки

18. Технические средства для исследования скважин перед капитальным ремонтом

19. Схема промывки песчаной пробки

20. Электродегидратор

21. Системы автоматизации нефтяных скважин

22. Автоматизированные групповые замерные установки

23. Автоматизация ДНС и сепарационных установок

24. Технические средства для оперативного учета добываемой продукции

25. Нефтепромысловые резервуары и их элементы

26. Техника безопасности при обслуживании установок подготовки нефти, газа и воды

27. Организация пожарной охраны на предприятиях НГДУ

28. Организация безопасности жизнедеятельности на предприятиях НГДУ

29. Заключение

Список использованной литературы

Введение

В период с 30 июня по 13 июля 2014 года я проходила вторую учебную промысловую практику на ЦПНГ №5 «Гремиха» ОАО «Удмуртнефть» в качестве товарного оператора.

В первый день меня ознакомили с инструктажами по технике безопасности, пожарной безопасности на предприятии, а также с производством, техническим регламентом.

Во время практики я ознакомилась со схемой сбора, подготовки и транспортировки нефти на Гремихинском месторождении. Занималась обслуживанием резервуарного парка, совершала обход по установке, производила отбор проб. Снимала показания с контрольно-измерительных приборов, заполняла сводки и вахтовый журнал. Производила замеры на РВС и определяла нефтяную прослойку в водяных резервуарах. Производила дренирование водяных резервуаров, регулировала переток пресной воды. Также помимо этих работ я большую часть времени практики красила фланцы, задвижки, направления движения потока на трубах, лестницы и переходы. Узнала, что каждый цвет означает определенную среду: синий - вода, красный или коричневый - нефть, желтый - газ.

Благодаря этой практике я закрепила и углубила теоретические знания в области сбора, подготовки и хранении нефти, приобрела опыт самостоятельной работы товарного оператора.

1. Геолого-технический наряд на бурение скважин

Основным документом, которым руководствуется буровая бригада при бурении разведочных скважин, является геолого-технический наряд (ГТН). ГТН составляют на основании: проектной конструкции скважины; выбранного бурового оборудования и инструмента; разработанной технологии бурения; проведения необходимых специальных работ в скважине. В ГТН учитываются все геолого-технические параметры при бурении скважины и необходимые комплексы исследований, для получения всех данных по полезному ископаемому и вмещающим породам. ГТН составляется на бурение каждой скважины или группу мелких скважин со сходными геолого-техническими условиями бурения. Забуривание и бурение скважины без ГТН запрещается.

ГТН состоит из трех основных частей: геологической, технико-технологической и исследовательской. Геологическую и исследовательскую части ГТН составляет геологическая служба предприятия, технико-технологическую часть - служба главного инженера. В процессе бурения, особенно глубоких, наклонно-направленных, бурящихся в сложных условиях и на неизученных площадях ГТН должен уточняться путем внесения соответствующих изменений. В процессе бурения скважины в ГТН вносятся фактические данные по глубинам, породам, категориям пород, выходу керна.

ГТН, подписанный исполнителями и утвержденный главным инженером предприятия, выдается буровому мастеру до начала бурения скважины для руководства и исполнения. Буровая бригада перед началом работы изучает ГТН и строго руководствуется его требованиями в процессе бурения скважины.

Форма геолого-технического наряда (за вычетом позиций, отражающих фактические результаты бурения) приведена в Таблице 1.



2. Схема промывки скважины при бурении

бурение скважина нефтяной

Промывка скважин - циркуляция (непрерывная или периодическая) промывочного агента (газа, пены, воды, бурового раствора) при бурении с целью очистки забоя от выбуренной породы (шлама) и транспортирования её на поверхность или к шламосборникам, передачи энергии забойным двигателям, охлаждения и смазки породоразрушающего инструмента. При роторном бурении в мягких и средних породах за счёт действия промывочного агента (при скорости истечения жидкости 200-250 м/с) достигается также гидромониторное разрушение пород на забое.

Различают два вида промывки: прямую и обратную. При прямой промывке струя поступает в систему штанг, проходит через буровой снаряд на забой и поднимается в кольцевом зазоре между стенками скважины и буровым снарядом. При обратной промывке струя поступает в скважину и, пройдя под торец бурового снаряда, выходит на поверхность по колонне штанг.

Обычно применяется прямая промывка, имеющая преимущества: во-первых, восходящий поток противодействует обвалам стенок скважины; во-вторых, герметизация входа промывочной струи не встречает особых затруднений и конструктивно проще, чем при обратной промывке.

Схема прямой промывки скважин: 1 - ёмкость для бурового раствора; 2 - насос; 3 - гибкий шланг; 4 - вертлюг; 5 - ведущая труба; 6 - бурильная колонна; 7 - гидравлический двигатель; 8 - насадки долота; 9 - кольцевой канал; 10 - желоба; 11 - вибросито; 12 - отстойник; 13 - вспомогательный насос; 14 - гидроциклон; 15 - центрифуга.

Достоинством обратной промывки является лучшая очистка забоя скважины благодаря скоростному перепаду струи на забое при переходе из кольцевого зазора между снарядом и стенками скважины в буровой снаряд. Поэтому обратную промывку иногда применяют при проходке пород, образующих большое количество шлама, например, песков, плывунов.



Схема бурения с обратной промывкой:

1 - Долото;

2 - Смеситель;

3 - Воздушные трубы;

4 - Бурильная колонна;

5 - Компрессор;

6 - Ротор;

7 - Вертлюг;

8 - Рукав;

9 - Амбар-отстойник;

10 - Буровой шлам;

11 - Перемычка;

12 - Желоб для соединения шурфа с амбаром-отстойником

3. Приборы для контроля качества промывочных жидкостей

При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью.

Функциями и параметрами промывочных жидкостей являются:

· Удаление продуктов разрушения из скважины

· Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб

· Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии

· Облегчение процесса разрушения горных пород на забое

· Сохранение устойчивости стенок скважины

· Создание гидростатического равновесия в системе "ствол скважины - пласт"

· Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов

· Перенос энергии от насосов к забойным механизмам

· Обеспечение проведения геофизических исследований

· Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа

· Закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового раствора и водопритоков

· Предотвращение газо-, нефте-, водо проявлений

· Снижение коэффициента трения

· Сохранение заданных технологических характеристик

· Экологическая чистота

· Экономическая эффективность

Буровой раствор не может в одинаковой мере выполнять все функции. И главное не всегда это необходимо. Поэтому для конкретных условий бурения определяется набор основных функций бурового раствора и те свойства, которые обеспечат их выполнение. Задаче получения заданных свойств должны быть подчинены все работы по подбору рецептур (состава) раствора и их регулированию. При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне остальные параметры промывочного агента.

Часть свойств бурового раствора могут измеряться буровой бригадой, обычно это плотность бурового раствора, условная вязкость, и водоотдача. Кроме того, бригадой могут измеряться содержание песка, а также концентрацию солей и щелочность раствора

Однако для качественного управления свойствами бурового раствора, позволяющего обеспечивать эффективное выполнение им заданных функций, такого набора параметров явно недостаточно.

Плотность и удельный вес бурового раствора замеряют прибором типа АБР-1. В комплект входит ареометр и удлиненный металлический футляр в виде ведерка с крышкой, служащей пробоотборником для раствора.

Прибор состоит из мерного стакана, донышка, поплавка, стержня и съемного калибровочного груза.

Процесс измерения плотности основан на определении гидростатического давления на дно измерительного сосуда.

Стабильность и суточный отстой используются в качестве технологических показателей устойчивости промывочной жидкости как дисперсной системы.

Показатель стабильности С измеряется с помощью прибора ЦС-2, представляющего собой металлический цилиндр объемом 800 см3 со сливным отверстием в середине. При измерении отверстие перекрывают резиновой пробкой, цилиндр заливают испытываемым раствором, закрывают стеклом и оставляют в покое на 24 ч. По истечении этого срока отверстие открывают и верхнюю половину раствора сливают в отдельную емкость. Ареометром определяют плотность верхней и нижней частей раствора. За меру стабильности принимают разность плотностей раствора в нижней и верхней частях цилиндра. Чем меньше значение С, тем стабильность раствора выше.

Суточный отстой измеряют с помощью стеклянного мерного цилиндра объемом 100 см3, обозначают буквой 0.

Испытываемую жидкость осторожно наливают в мерный цилиндр до отметки 100 см3, закрывают стеклом и оставляют в покое на 24 ч, после чего визуально определяют величину слоя прозрачной воды, выделившейся в верхней части цилиндра. Отстой выражают в процентах выделившейся жидкости от объема пробы. Чем меньше суточный отстой, тем устойчивее, стабильнее промывочная жидкость.

Эти параметры следует измерять при температурах, соответствующих температуре раствора в скважине.

Стабильным считается раствор, у которого С = 0,02-0,03 г/см3, 0 = 3-4%.

Стандартные полевые измерения вязкости бурового глинистого раствора проводятся с помощью вискозиметра буровых растворов ВБР-1 или воронкой Марша.

Вискозиметр ВБР-1, служащий для измерения условной вязкости, состоит из воронки, герметично соединенной трубки, сетки и мерной кружки.

Порядок определения. Взяв в руку воронку, устанавливают сетку на выступы, зажимают нижнее отверстие пальцем правой руки и заливают через сетку испытуемую жидкость до верхней кромки вискозиметра. Подставив мерную кружку под трубку вискозиметра, убирают палец и одновременно левой рукой включают секундомер. Воронку необходимо держать вертикально (допускается отклонение не более 100). Когда мерная кружка наполнится до края, останавливают секундомер, а отверстие воронки вновь закрывают пробкой.

Условная вязкость определяется временем истечения 500 см3 раствора через трубку из воронки вискозиметра, заполненной 700 см3 раствора.

За исходный результат принимают среднее значение результатов трех измерений, отличающиеся между собой не более чем на 2 с.

Существующие приборы для измерения водоотдачи делятся на работающие под давлением и работающие под вакуумом. Первые подразделяются на приборы, измеряющие статическую водоотдачу, и приборы, измеряющие динамическую водоотдачу (в процессе циркуляции над фильтром). Последние сложны и пока используются лишь в научных исследованиях. К наиболее распространенным в практике разведочного бурения приборам относятся ВМ-6, в которых водоотдача измеряется в статическом состоянии при перепаде давления 0,1 МПа. За показатель фильтрации принимается количество жидкости, отфильтровавшейся через круглый бумажный фильтр площадью 28 см2 за 30 мин.

Содержание песка характеризует устойчивую загрязненность промывочной жидкости твердыми включениями. Чрезмерное содержание песка приводит к абразивному износу гидравлического оборудования и бурового снаряда, уменьшению механической скорости бурения. Содержание песка определяют с помощью отстойника ОМ-2.

Для промывочных жидкостей нормальным считается содержание песка до 4%.

Для различных промывочных жидкостей существует своя оптимальная концентрация водородных ионов, при которой они наиболее полно удовлетворяют требованиям технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях. Контроль за величиной рН позволяет определить причины изменения свойств промывочной жидкости в процессе бурения и принять меры по восстановлению ее качества. Концентрацию водородных ионов промывочных жидкостей измеряют колориметрическим и электрометрическим способами.

Колориметрический способ основан на применении индикаторов. Он имеет невысокую точность и чаще применяется в полевых условиях.

Электрометрический способ используется для более точного определения рН в лабораториях на специальных приборах рН-метрах, например рН-262. Здесь для измерения величины рН используется система со стеклянным электродом, электродвижущая сила которой зависит от активности ионов водорода в растворе. При погружении электрода в раствор между поверхностью шарика электрода и раствором происходит обмен ионами, в результате которого ионы лития в поверхностных слоях стекла замещаются ионами водорода и стеклянный электрод приобретает свойства водородного электрода.

Существует также множество других приборов и устройств для определения самых разных свойств и параметров бурового раствора, например:

СНС-2 - Прибор для измерения статического напряжения сдвига глинистых растворов в промысловых лабораториях при бурении нефтяных и газовых скважин

ПКН - Прибор для определения коэффициента набухания глинистого бурового раствора

Сталагмометр - Прибор для определения поверхностного натяжения растворов

ИВ-2 - Прибор для определения нормальной густоты, сроков схватывания и определения толщины корки цементного теста

Совершенствование промывочных жидкостей невозможно без разработки новых методов и средств контроля их качества. Такие средства необходимы как для исследований в научных лабораториях, так и на месте работ - на глинистых станциях и буровых установках. Нужно создать недорогие и эффективные приборы, которые позволили бы измерять характеристики, отражающие физико-химическую сущность явлений, происходящих в промывочной жидкости.

Новые приборы и средства контроля качества промывочных жидкостей должны быть не только простыми и доступными, но и позволять максимально механизировать и автоматизировать процесс измерения не только одного параметра, но и комплекса свойств в целом, причем как в лабораторных, так и в производственных условиях.

4. Элементы обсадной колонны

Конструкция скважины состоит из следующих обсадных колонн:

Участок скважины I - направление. Так как устье скважины располагается в зоне мягких, легкоразмываемых пород, то его требуется укреплять. Алгоритм выполнения направления следующий: бурится шурф до залегания устойчивых пород (4-8 м), после чего в него ставится труба нужных параметров (длина и диаметр), а всё пространство между стенками шурфа и трубой (межтрубное пространство) заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Ниже направления бурят участок диаметром до 900 мм и глубиной от 50 до 400 м, который закрепляют обсадной трубой 1, называемой кондуктором II (состоит из свинченных стальных труб). Пространство за трубами кондуктора также цементируют. Кондуктор служит для изоляции неустойчивых пород, которые осложняют бурение.

Промежуточную колонну III устанавливают и цементируют в том случае, если не удаётся после установки кондуктора пробурить скважину до проектной глубины. Причины этого могут быть разными - осложняющие горизонты, необходимость перекрытия не планируемых в эксплуатации продуктивных пластов. Промежуточных колонн в зависимости от условий залегания пласта может быть несколько.

Эксплуатационная колонна IV предназначена непосредственно для подъёма нефти и газа к устью скважины от забоя, а также для нагнетания воды в продуктивный пласт для поддержки в нём необходимого давления. Пространство между стенками скважины и эксплуатационной колонны также цементируют.

Конструкция скважины:

1 - обсадные трубы;

2 - цементный камень;

3 - пласт;

4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне;

I - направление;

II - кондуктор;

III - промежуточная колонна;

IV - эксплуатационная колонна.

Существуют разные методы извлечения из пластов нефти и газа. Обычно в нижней части эксплуатационной колонны перфорируют несколько отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной пробке.

Если породы устойчивы, то зону скважины при забое не цементируют, а оборудуют различными фильтрами или опускают обсадную колонну только до кровли продуктивного пласта. В этом случае разбуривание и соответственно эксплуатацию скважины производят без крепления ствола скважины.

В зависимости от назначения скважины, её устье оборудуют арматурой (задвижки, колонная головка, крестовина и т.д.).

5. Противовыбросовое оборудование

Противовыбросовое оборудование - комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов. Противовыбросовое оборудование обеспечивает проведение следующих работ: 1) Герметизация скважины; 2) Спуск-подъем колонн бурильных труб при герметизированном устье; 3) Циркуляция бурильного раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию; 4) Оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.

В состав оборудования входят колонные фланцы, крестовины, надпревенторные катушки, система гидроуправления превенторами и задвижками, манифольд и трубопроводы, соединяющие гидроуправление, гидроуправляемые элементы.

По способу герметизации устья скважины противовыбросовое оборудование различается на:

- плашечные превенторы

- превенторы универсальные

- превенторы вращающиеся

Плашечные превенторы

Предназначены для герметизации устья в процессе строительства, освоения и ремонта скважин.

Конструктивные особенности:

* смена плашек механизирована: крышки открываются с помощью гидравлики;

* давление в скважине создает дополнительное уплотнение при закрытии плашек;

* простота конструкции обеспечивает при необходимости легкую замену всех уплотнений и основных деталей.

Плашечный превентор:

1-корпус;

2-плашка;

3-цилиндр для смены плашек;

4-рабочий гидроцилиндр;

5-ручной фиксатор плашки

Универсальный кольцевой превентор

Предназначен для герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колонны, а также полного перекрытия скважины при отсутствии в ней инструмента.

Конструктивные особенности:

· давление в скважине способствует дополнительному эффективному уплотнению;

· простота конструкции облегчает при необходимости замену всех уплотнений и основных деталей;

· возможно изготовление в коррозионностойком (к сероводороду) исполнении;

· возможен встроенный парообогрев.

Универсальный превентор:

1 - крышка,

2 - уплотнитель кольцевой,

3 - корпус,

4 - поршень.



Вращающийся превентор:

1 - корпус,

2 - гайка байонетная,

3 - корпус,

4 - роликоподшипник,

5 - ствол,

6 - элемент уплотнительный,

7 - уплотнение шевронное,

8 - крышка,

9 - фланец,

10 - вкладыш,

11 - насос,

12 - привод.

Универсальный вращающийся превентор

Предназначен для герметизации устья скважины при выполнении спуско-подъемных операций под давлением скважинной среды, обеспечивает вращение колонны, а также полное перекрытие устья скважины при отсутствии в ней инструмента.

Совмещает в одном агрегате функции двух - универсального и вращающегося - превенторов.

Использование универсального вращающегося превентора повышает безопасность проведения буровых работ, улучшает систему защиты окружающей среды.

Возможно изготовление в коррозионностойком исполнении и со встроенным парообогревом.

6. Коллекторские свойства продуктивных пластов

Месторождение, горизонт	Открытая пористость (%)	Проницаемость (10-15м2)	Начальное
			Рпл (Мпа)	tпл (Со)	Газовый фактор (м3/т)	Дебит (т/сут)
Чутырско-Киенгопское
Верейский, В-II	15	3940	11,5	29	30,5	12,8
Башкирский, Бш	17	453	12,6	31	22,9	2,8
Тульский, Тл-1	16	292	15,1	33		4,8
Мишкинское
Верейский, В-III	18	121	11,8	21,2	11,1	14,1
Башкирский, Бш	14	192	12,1	26,3	14,3	68
Тульский, Тл-0	14	1000	14,8	30,8		1
Яснополянский	14	71	15,2	29-31	9	8,5
Бобриковский, Бб-II	19	1890	15,2	29-31		24
Гремихинское
Башкирский, Бш	16	409	11,8	26	14,6	13,8
Тульский, Тл I+II	13	183	14,5	31		9,5
Ельниковское
Подольский, Сpd2-I	18	24	9,1	18,5	24	7,1
Каширский, Скљ1-V	21	38	10,1	22	19	2,7
Тульский, С1-II	21,2	274	13,3	28	12-16	17-24
Бобриковский,С1-VI	22	639	13,1	30-31	9-11	34,2
Вятское
Подольский, Cpd2	22	43	10,1	19,5	30,1	1,7
Каширский Cks1	19	49	9,7	19,5	16,7	3,2
Яснополянский	18,5	252	14,2	28	18	27
Архангельское
Кыновско-пашийский, Д0+Д1	18,9	550	19,2	39	12-23,8	19-183
Южно-Киенгопское
Верейский	16	229	11,5	25,5	21,9	7,4
Башкирско-серпуховский	17	678	13,4	29	19,3	120
Тульский, Тл0-//	19	408	15,1	34	29,2	28
Бобриковский, Бб-1	24	339б5	16,2	34	29,2	59,5

7. Физические свойства пластовой жидкости

Физические свойства нефти. Физические свойства пластовых нефтей в значительной мере отличаются от свойств дегазированных (поверхностных) нефтей и зависят от влияния температуры, давления и растворимости газа в нефти.

В нефтях, кроме углерода и водорода, в небольших количествах содержатся кислород, азот, сера, в виде следов хлор, фосфор, йод и другие химические элементы. Плотность (удельный вес) разгазированной нефти изменяется в больших пределах - от 0,600 до 0,1000 г/см3 и зависит, в основном, от углеводородного состава, а также от асфальтосмолопарафиновых веществ. В пластовых условиях плотность нефти зависит от количества растворенного газа, давления и температуры.

При растворении газа в нефти (жидкости) объем ее увеличивается. Отношение объема нефти (жидкости) с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же нефти на поверхности после ее дегазации называется объемным коэффициентом



где Vn - объем нефти в пластовых условиях, Vnoв - объем той же дегазированной нефти при атмосферном давлении.

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м3 дегазированной нефти. Этот коэффициент всегда больше 1. Он может достигать у некоторых нефтей до 3 и более.

Самые распространенные в природных условиях - углеводороды метанового ряда: метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и другие. Углеводороды от метана (СН4) до бутана (С4Ню) включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С5Н12 - С17Н36), - жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти. Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, относятся к твердым веществам.

Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти значительного количества смолопарафиновых соединений делает ее малоподвижной и требует особых подходов при ее добыче и транспорте.

Одним из основных физических свойств нефти является вязкость.

Вязкость - это свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.

При ламинарном движении жидкости по трубе скорость отдельных слоев жидкости неодинакова и изменяется от минимальной у стенки трубы до максимальной у осевой линии. Движение жидкости (нефти) происходит отдельными слоями, движущимися с различной скоростью. В этой связи, если рассматривать два смежных соприкасающихся слоя жидкости, то из-за разности скоростей их движения между ними будет происходить еще и относительное движение, что и вызывает возникновение сил внутреннего трения, обусловленных вязкостью жидкостей. Чтобы переместить один слой относительно другого, необходимо приложить силу Р. Установлено, что сила прямо пропорциональна поверхности соприкосновения двух слоев, их относительной скорости и обратно пропорциональна расстоянию между слоями. Это соотношение выражается формулой

(1)

где м - коэффициент вязкости; ?v - приращение скорости движения первого слоя относительно другого; ?S - расстояние между слоями; F - поверхность соприкосновения двух слоев. Из формулы (1) коэффициент вязкости равен

(2)

Подставляя в формулу (2) единицы измерения:

- единицу силы 1 Н;

- единицу площади 1 м2;

- единицу расстояния 1 м;

- единицу скорости 1 м/с,

получим размер единицы динамической вязкости:

Учитывая, что вязкость пластовых жидкостей (нефти) ниже 1 Па*с, то в промысловой практике пользуются меньшими единицами вязкости - пуаз, сантипуаз:

1 пз = 0,1Н*с/м2=0,1Па*с

1 спз = 10-3 Н*с/м2 = 10-3 Па*с.

Динамическая вязкость воды при +20° С равна 0,01 пз, или 1 спз.

Вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от одного до нескольких десятков сантипуаз.

Физические свойства газа. Газы нефтяных и газовых месторождений по химической природе сходны с нефтью. Газы нефтяных месторождений, добываемые вместе с нефтью, называют нефтяными газами, а газы газовых месторождений называются природными газами.

В нормальных условиях при атмосферном давлении и температуре 0° С углеводороды от метана (СН4) до бутана (С4Н10) всегда находятся в газообразном состоянии.

Если при постоянной температуре повышать давление газа, то при достижении определенного давления этот газ перейдет в жидкую фазу. Для каждого газа существует своя предельная температура, выше которой этот газ нельзя перевести в жидкое состояние. Максимальная температура, при которой данный газ может перейти в жидкое состояние при повышении давления, называется критической температурой. Для метана критическая температура -82,1° С, для этана - +32,3° С, для азота - +141,7° С. Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Температура, при которой вещество с повышением давления до определенной величины из газообразной фазы переходит в жидкую, называется точкой росы или точкой начала конденсации. Эта же температура при снижении давления является точкой испарения, так как при этом вещество из жидкой фазы начинает переходить в газообразную.

Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность.

Плотностью называется отношение массы вещества к занимаемому объему:

где т - масса вещества, кг; V- объем, м3; р - плотность, кг/м3.

Плотность газа можно определить взвешиванием или вычислить, когда знаем молекулярную массу смеси:

где Vм - объем моля газа при стандартных условиях, м3; 22,4 - газовая постоянная.

Плотность газа находится в пределах 0,73-1 кг/м3.

На практике пользуются относительной плотностью газа, которая показывает, во сколько раз масса данного газа, заключенного в определенном объеме при данных давлениях и температуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объеме и при тех же условиях:

где рг - плотность углеводородного газа, рв - плотность сухого воздуха, µr - молекулярная масса газа, µВ - молекулярная масса воздуха.

Относительные плотности некоторых углеводородов и их примесей (в нормальных условиях) составляют: воздух - 1; N2 -0,9673; СО2 - 1,5291; H2S - 1,1906; СН4 - 0,553; С2Н6 -1,038; С3Н8 - 1,523; С4Н10 - 2,007.

В пласте углеводородные газы находятся в различных условиях. С увеличением давления от 0 до 3-4 МПа объем газов уменьшается.

С увеличением температуры при постоянном объеме газов сжимаемость газов уменьшается.

Приведенным давлением Рпр называется отношение давления газа к его критическому давлению:

Давление, соответствующее точке критической температуры, называется критическим давлением.

Приведенной температурой газа Тпр называется отношение абсолютной температуры газа Т к его критической температуре:

Критическая температура Ткр - это температура, при которой исчезает граница между жидкостью и паром. Для углеводородных газов, представляющих собой смесь отдельных компонентов, величины Ркр и Ткр определяются как среднеарифметические.

Если известен объем газа V0 при нормальных условиях (Р0 и T0), то объем его при других давлениях и температурах (Р и Т) с учетом сжимаемости можно определить на основе закона Гей-Люссака:

где Т0 = 273 К.

Для перехода от объема, занимаемого газом в нормальных условиях, к объему газа в пластовых условиях пользуются объемным коэффициентом, который занял бы 1 м3 газа в пластовых условиях. Объемный коэффициент газа

Вязкость газа - это свойство газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других.

Силы трения, возникающие между двумя смежными слоями газа при его движении, пропорциональны изменению скоростей на единицу длины. Коэффициент пропорциональности называется коэффициентом динамической вязкости.

В системе СИ единица динамической вязкости обозначается Па * с. Кинематическая вязкость - это отношение динамической вязкости газа к ее плотности р при той же температуре:

В системе СИ единица кинематической вязкости имеет размерность м2/с. При давлениях до 4 МПа динамическая вязкость газов мало зависит от давления. Но при более высоких давлениях вязкость газа повышается, так как число молекул в единице объема увеличивается, что приводит к увеличению числа взаимных столкновений.

При низких давлениях с повышением температуры вязкость газа возрастает в связи с тем, что скорости движения молекул при этом увеличиваются. При значительном повышении давления вследствие уплотнения газа вязкость его с повышением температуры уменьшается. При высокой температуре зависимость вязкости от давления значительно меньше, а при повышении давления вязкость снижается с увеличением температуры.

Растворимость газов в нефти:

По закону Генри, растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению:

где Vr - объем растворенного газа, м ; Vж - объем жидкости, м ; а - коэффициент растворимости; Р - абсолютное давление газа, Па.

При Vж=1 и а=Vг/Р, то есть коэффициент растворимости численно равен объему газа, растворяющегося в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. При растворении углеводородных газов в нефти наблюдается значительное отклонение от закона Генри. Коэффициент растворимости при низких давлениях больше, чем при высоких давлениях. Коэффициент растворимости газовой смеси зависит от состояния объемов нефти и газа, находящихся в контакте. С увеличением температуры растворимость газовой смеси уменьшается. Различные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью. С увеличением молекулярной массы газов возрастает их растворимость. Давление, при котором из нефти начинает выделяться газ, называется давлением насыщения пластовой нефти. Давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объемов и от температуры.

Если в пласте имеется газовая шапка, то в этом случае давление насыщения равно пластовому давлению или близко к нему.

Количество газа в м3, приходящееся на 1 т добытой нефти, называется газовым фактором.

Физические свойства пластовой воды. По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1°С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления - уменьшается.

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7Ч10-10 - 5,0Ч10-10 Па-1.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры - увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).

Минерализация воды - содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

- рассолы (Q>50 г/л);

- солёные (10<Q<50 г/л);

- солоноватые (1<Q<10 г/л);

- пресные (Q<1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа. Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм-эквивалентах на литр. Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов:

- очень мягкая вода - до 1,5 мг-экв./л;

- мягкая вода - 1,5-3,0 мг-экв./л;

- умеренно жёсткая вода - 3,0-6,0 мг-экв./л;

- жёсткая вода - более 6 мг-экв./л.

8. Показатели разработки залежи

После обоснования расчетных вариантов определяется изменение во времени показателей разработки месторождения и обустройства промысла по каждому из рассматриваемых вариантов. К основным показателям систем разработки и обустройства относятся следующие:

1. Изменение во времени пластовых, забойных, устьевых давлений и температур на пути движения газа от забоя до приема магистрального газопровода.

2. Изменение во времени средних и максимальных дебитов скважин или дебитов отдельных скважин.

3. Изменение во времени необходимого числа эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин. Очередность ввода скважин в эксплуатацию.

4. Темпы продвижения пластовых вод по площади и мощности газоносности. Перечисленные показатели разработки определяются для рассматриваемого варианта отбора газа из месторождения, но для различных вариантов конструкции и диаметров скважин, числа эксплуатационных объектов и т.д.

5. Число и местоположение групповых пунктов сбора и обработки газа.

6. Диаметры и протяженность газосборных шлейфов и коллекторов.

7. Ступени сепарации; тип сепарационных аппаратов; площади и конструкции теплообменных аппаратов; расходы ингибитора гидратобразования.

8. Параметры системы осушки газа.

9. Периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации. Сроки ввода в эксплуатацию и мощности ступеней дожимной компрессорной станции и т.д.

10. Экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла.

9. Схема системы ППД

Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.

Система ППД включает в себя следующие технологические узлы:

- систему нагнетательных скважин;

- систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);

- станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.

10. Схема БКНС

В системе поддержания пластового давления (ППД) к наиболее важному и конструктивно сложному звену относятся насосные станции. Они подразделяются на станции систем водоснабжения, предназначенные для подачи воды на месторождение, и кустовые, основная задача которых заключается в нагнетании воды в продуктивные нефтяные пласты для поддержания или создания необходимых пластовых давлений.

Насосные станции, осуществляющие непосредственно закачку воды в пласт, в зависимости от конструктивного исполнения подразделены на кустовые (КНС), технологическое оборудование которых монтируют в капитальных сооружениях, и блочные кустовые (БКНС), оборудование которых монтируют в специальных блоках-боксах на заводах-изготовителях.

БКНС работает следующим образом. Из магистрального водовода 1 вода под давлением порядка 3 МПа поступает вначале в приемный коллектор 2, а затем в центробежный электронасос 3, который приводится в движение электродвигателем 4. Пройдя насос 3 и дистанционно управляемую задвижку 5, вода попадает в высоконапорный коллектор 6 (16-20 МПа), из которого через задвижки 8 и 9 и расходомеры 7 она нагнетается в скважины.

11. Технологический режим работы фонтанных скважин

Для установления технологического режима работы фонтанных скважин периодически проводят их исследования по методу установившихся пробных откачек и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважин. Изменение режимов работы скважин проводят с помощью смены штуцеров (диаметров отверстий в штуцере).

Метод пробных откачек применяется для определения продуктивности скважин и установления технологического режима ее работы. По кривой восстановления забойного давления определяют параметры пласта. В скважинах, вскрывших впервые продуктивные пласты, отбирают глубинные пробы пластовой нефти для определения ее свойств (давления насыщения нефти газом, вязкость нефти и т.д.)

Широкое применение при исследованиях фонтанных скважин получил метод пробных откачек с целью построения индикаторных линий зависимости дебита нефти от перепада давления, определения коэффициента продуктивности, газового фактора, содержания воды и механических примесей в нефти (жидкости) при различных режимах работы скважин. Метод пробных откачек выполняется следующим образом. При определенном установившемся режиме работы скважины замеряют забойное давление и дебит скважины. Замеряют одновременно по расходомеру, установленному на ГЗУ, количество выделившегося из нефти газа. Замеряют с помощью манометров буферное и затрубное давление. Затем изменяют диаметр отверстия в штуцере на больший или меньший, устанавливают новый режим работы скважины. На этом новом режиме скважина должна проработать в пределах суток, и на данном новом штуцере замеряют забойное давление и дебит скважины. Новый режим считается установившимся, если при неоднократных (три-четыре) замерах дебиты жидкости и газа отличаются друг от друга не более чем на 10%. При этом методе необходимо снять пять-шесть точек кривой зависимости дебита от забойного давления. Одновременно с замерами забойных давлений и дебитов скважин при каждом установившемся режиме работы скважины определяют газовый фактор, содержание воды в нефти и наличие песка и механических примесей. По полученным результатам строят индикаторную кривую и определяют коэффициент продуктивности для выполнения при необходимости технических расчетов в процессе эксплуатации скважины. Определяют также зависимость между диаметром отверстия в штуцере и дебитами нефти, воды и газа, а при наличии - и содержание песка в продукции скважины. По полученным данным устанавливают оптимальный режим работы скважины. При этом необходимо, чтобы скважина работала с хорошим дебитом при наименьшем газовом факторе, добывать меньше воды и механических примесей, без больших пульсаций. Если соблюдать отмеченные условия, обеспечивается наиболее рациональное расходование пластовой энергии и более длительное фонтанирование скважин. Технологический режим работы фонтанной скважины устанавливается на месяц, и изменяют его по результатам уточнения данных о состоянии разработки залежи.

12. Технологический режим работы газлифтной скважины

Для определения оптимального режима работы газлифтной скважины нужно провести ее исследование, которое позволяет установить зависимости дебита нефти и воды от забойного давления и от расхода рабочего агента и определить коэффициент продуктивности.

Забойное давление замеряют с помощью глубинного манометра или по давлению нагнетаемого рабочего агента. Чаще применяется способ исследования скважин при постоянном противодавлении на устье скважины, изменяя расход рабочего агента. В этом случае вначале устанавливают режим работы скважины при минимальном расходе газа, когда еще идет подача жидкости из скважины. Установленный расход газа поддерживается постоянно в течение нескольких часов для того, чтобы режим работы скважины установился. После этого замеряют дебит нефти, воды и газа в скважине и определяют расход сжатого газа. После этого увеличивают расход рабочего агента и вновь проводят те же самые замеры. Дебит жидкости возрастает с увеличением расхода рабочего агента, но до определенного предела, после которого дальнейшее увеличение расхода рабочего агента дебит скважины уменьшается. В этой связи исследование скважины заканчивают после того, как при последующих двух-трех режимах дебит нефти будет снижаться, а расход агента увеличиваться. По данным исследования строят кривые зависимости дебита скважины от расхода рабочего агента.

Кривая зависимости дебита жидкости, удельного расхода газа и рабочего давления от количества нагнетаемого рабочего агента:

1 - дебит жидкости;

2 - рабочее давление;

3 - удельный расход газа.

На этом графике строят кривую удельного расхода рабочего агента, показывающую, что при различных отборах жидкости изменяется количество нагнетаемого газа, необходимого для подъема из скважины 1 тонны нефти. На графике видно, что наименьший удельный расход газа получается не при максимальном дебите, а при меньшем отборе. По кривым 1 и 2 определяют количество рабочего агента, необходимого для работы данной скважины. Режим работы скважины устанавливают в зависимости от допускаемого отбора жидкости и производительности компрессорной станции. Если количество сжатого газа достаточно для полного обеспечения всех скважин на нефтепромысле без ограничения дебитов, то работают на режимах максимального дебита скважин, который показан наивысшей точкой на кривой 1. А если сжатого газа на нефтепромысле недостаточно или отбор жидкости из скважины ограничен, тогда работают на режимах минимального удельного расхода газа. Режим работы скважин ежемесячно уточняется в зависимости от состояния разработки месторождения.

13. Технологический режим работы УСШН

Исследование в насосных скважинах проводят как при установившихся режимах, так и при неустановившихся режимах работы скважин.

Перевод работы скважины с одного режима работы на другой осуществляют сменой шкивов на электродвигателе или изменением длины хода полированного штока. Остановку работы скважины осуществляют отключением насосной установки от электросети.

Дебиты нефти на разных режимах измеряют на групповых замерных установках (ГЗУ), а дебит газа замеряют с помощью дифманометров или газовых счетчиков.

Забойные давления замеряют малогабаритными скважинными манометрами, которые спускают на забой через межтрубное пространство при работающей скважине. Насосно-компрессорные трубы подвешиваются на специальной планшайбе с эксцентричным отверстием для муфты и вторым отверстием для спуска манометра через межтрубное пространство.

Чаще исследования проводят, наблюдая за изменением динамического уровня с помощью эхолота. Эти исследования основаны на принципе измерения скоростей распространения звуковой волны в газовой среде, отраженной от уровня жидкости в межтрубном пространстве. Динамический уровень можно определить с помощью небольшой желонки, спускаемой на скребковой проволоке в затрубное пространство скважины с помощью лебедки.

При пользовании эхолотом на устье скважины устанавливают датчик импульсов звуковой волны - пневматическую или пороховую хлопушку 1 с мембраной 2 из плотного картона.

Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от поверхности уровня и, возвращаясь обратно, улавливается термофоном 3, представляющая вольфрамовую W-образную нить диаметром 0,03 мм. Звуковая волна изменяет силу тока в термофоне (вследствие изменения температуры нити). Электрический импульс в термофоне усиливается при помощи лампового усилителя 4 и воспринимает перепишем 5, который представляет собой электромеханический преобразователь. Перописец фиксирует соответствующие пики на диаграмме 6, приводимый в движение электродвигателем 7. Расстояние от пики «устье» до пики «уровень» на диаграмме пропорционально времени прохождения звуковой волны от устья до уровня и обратно до устья. Для определения положения уровня необходимо знать скорость звука в скважине, которая зависит от углеводородного состава газа и давления в межтрубном пространстве, а также процентное содержание воздуха. Чтобы определить скорость звука на определенной глубине, на насосно-компрессорных трубах устанавливают репер-отражатель 8. Репер представляет собой патрубок длиной 300-400 мм, который приваривается к верхнему концу муфты насосно-компрессорной трубы и спускается в скважину с тем, чтобы перекрыть зазор между НКТ и колонной на 60% ближе к уровню жидкости, но так, чтобы он не мог оказаться под уровнем. По времени прохождения звуковой волны до репера (что фиксируется на эхограмме) определяется скорость звука в скважине, и по ней уже находят глубину динамического уровня.



14. Технологический режим работы УПЦЭН

С целью установления и поддержания оптимальных режимов работы скважин погружными насосами необходимо исследовать их на приток. Учитывая, что центробежный насос после его спуска в скважину и заполнения насосно-компрессорных труб до устья при закрытии задвижки на выкиде разовьет напор:

где h1, -- расстояние от устья до статического уровня, м; с -- плотность жидкости, кг/мі; g - ускорение свободного падения, м/с2.

После этого задвижку открывают и дают насосу нормально работать, замеряя при этом дебит скважины, пока три замера не будут идентичными, что указывает на установившийся режим работы скважины при соответствующем в этой скважине динамическом уровне. Затем задвижку закрывают и вновь замеряют давление Р2 и последнее перед этим значение дебита Q. Напор, создаваемый насосом в новых условиях, будет равен

где h2, - неизвестное расстояние от устья до динамического уровня, м.

Учитывая, что напор остается неизменным, получаем

Отсюда, зная h1, Р1, Р2 и с, можно определить h2, а также

и коэффициент продуктивности К в м3 на 1 м понижения уровня (удельный дебит):

В итоге при трех-четырех режимах строят индикаторную кривую и определяют коэффициент продуктивности скважины.

15. Конструкция газопесочных якорей

Все мероприятия режимного и технологического характера по снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособлений у приема насоса -- газовых, песочных якорей или комбинированных газопесочных якорей.



Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рисунке. Этот якорь состоит из двух камер -- газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 6, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, а в нижней -- рабочая труба 5, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9.

При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстия А в газовую камеру, где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу направляется в песочную камеру; отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубу 3 на прием насоса.

В зависимости от количества песка, выделяемого из жидкости, корпус песочной камеры может быть удлинен наращиванием труб. Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штангами. В качестве таких штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42 и 48 мм. Трубчатые штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги присоединяют к плунжеру с помощью специальных переводников.

16. Устройства для борьбы с отложениями парафина

При движении нефти с забоя скважины снижаются температура и давление, происходит выделение газа, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти и при этом выделяются твердый парафин, асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно парафин откладывается в НКТ, однако интенсивность его отложения по длине неравномерна. Толщина слоя на внутренней стенке НКТ увеличивается от нуля на глубине 300-900 м до максимума на глубине 50-200 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком, движущимся с высокой скоростью. Отложения приводят к снижению дебита. При определении метода борьбы с парафином важно знать интервал его выпадения.

Существуют различные методы борьбы с парафиновыми отложениями.

· Механическое воздействие

При механическом способе используют скребки, которыми соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают до глубины начала отложения парафина и поднимают на проволоке через лубрикатор с помощью электродвигателя автоматической депарафинизационной установки типа АДУ-3 или УД С-1.

· Применение защитных покрытий

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер (поглощение поверхностью твердого тела). Поэтому защитные поверхности труб выполняются гидрофильными (смачивающимися водой), что приводит к уменьшению отложений. Для создания защитных покрытий применяют лаки, стекло и стеклоэмали.

· Применение химреагентов

Добавки в поток химических реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть водо-нефтерастворимые поверхностно-активные вещества. Применение реагентов показало, что они полностью не предотвращают отложения, хотя их скорость образования заметно снижается.

· Применение магнитных полей

Исследованиями установлено, что использование переменного магнитного поля увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложения парафина. Степень воздействия поля зависит от величины его напряженности, направления относительно потока и скорости движения потока. Под влиянием поля парафин изменяет свою структуру, становится менее вязким, легко смывается с поверхности и переносится потоком.