В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготавливают насосы следующих групп посадок:

Группа зазор, мм

0................................................................<0,045

1...................................................................0,02-0,07

2...................................................................0,7 - 0,12

3...................................................................0,12-0,17

Чем больше вязкость жидкости, тем выше принимается группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска насоса рекомендуется использовать насосы с меньшей величиной зазора.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах: для НСВ - 28-55 мм и 1,2-6 м, а для НСН - 28-93 мм и 0,6-4,5м.

В условное обозначение насоса входят: тип насоса, исполнение, условный размер (диаметр плунжера) в мм, уменьшенная в 100 раз, и наибольшая длина спуска насоса в м, также уменьшенная в 100 раз. Например, НСН2-32-30-12, где 32-диаметр, мм; 30х100-длина хода плунжера, мм; 12х100-наибольшая глубина спуска насоса, м.

Выбор насоса осуществляется с учетом состава откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды), ее свойства, дебита и глубины его спуска. Диаметр НКТ выбирают в зависимости от типа и условного размера насоса.

В целом скважинные штанговые насосы обеспечивают откачку продукции с обводненностью до 99 %, абсолютной вязкостью до 100 мПа.с, содержанием твердых механических примесей до 0,5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0,1 %, минерализацией воды до 200 мг/л и температурой до 130?С.

5.4 Эксплуатация скважин установками ЭЦН

Эксплуатация скважин УЭЦН также является механизированным способом добычи нефти и газа. Установки ЭЦН выпускаются для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25-1300 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.

Подбор типоразмера УЭЦН к конкретной скважине и расчет глубины ее спуска производятся по методике, адаптированной к условиям месторождений нефтегазодобывающего управления.

Ответственность за выбор методики расчета (подбора) установок несет главный технолог (начальник ПТО) НГДУ.

Ответственность за правильный подбор типоразмера УЭЦН и определение глубины ее спуска несут ведущий инженер (ведущий технолог) и ведущий геолог ЦДНГ.

Подбор типоразмера и определение глубины спуска установки производятся с учетом следующих факторов:

- возможность отбора расчетного дебита по жидкости при фактическом коэффициенте продуктивности и заданной депрессии на пласт;

- интенсивность набора кривизны эксплутационной колонны в зоне размещения УЭЦН не должна превышать 15 минут на 10 метров;

- погружение насоса под динамический уровень определяется содержанием свободного газа в продукции скважины (в пластовой жидкости) в условиях приема насоса;

- до 25% - без газового сепаратора, более 25% - с газовым сепаратором;

- напор насоса должен обеспечивать откачку жидкости глушения при выводе на режим, а также откачку пластовой жидкости при ожидаемом динамическом уровне, буферном давлении и потерях на трение в подъемном лифте;

- обеспечение работы ЭЦН в зоне оптимального режима напорно-расходной характеристики.

- УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья (фонтанной арматуры тройникового и крестового типа), электрооборудования и НКТ.

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплутационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (клямсами), подается на электродвигатель с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном - спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250-300 м, а иногда и до 600 м.

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производится под контроллером мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе: оператор по добыче нефти и газа с квалификацией не ниже 4 разряда; электромонтер ЦБПО ЭПУ.

Перед запуском установки пусковая бригада обязана:

- ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплутационном паспорте;

- проверить оснащенность скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линии и затрубном пространстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью прибора определяет перед запуском статический, а после запуска динамический уровни в скважине с записью в эксплутационном паспорте УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние задвижек на выкиде, в затрубном пространстве и в АГЗУ.

Электромонтер ЭМЦ проверяет сопротивление изоляции системы «кабель - двигатель» (что должно быть не менее 5 МОм), работоспособность станции управления, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит предварительную настройку защит: ЗСП - 2.5, ЗП - по номинальному току.

По величине сопротивления изоляции системы «кабель - двигатель» менее 5 МОм запуск запрещается.

Электромонтер ЭМЦ по команде оператора по добыче нефти и газа производит запуск УЭЦН в работу. Правильность вращения установки проверяется по величине подачи насоса, буферного давления, рабочего тока электромонтером и оператором совместно.

Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться через определенное время после запуска в зависимости от типоразмера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой эксплуатация УЭЦН запрещается.

Если за заданное время подача не появилась, то дальнейшие работы по запуску УЭЦН прекращаются. Данный факт сообщается в ЦДНГ и ЭМЦ для принятия решения по дальнейшим действиям.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается выкидная задвижка и по достижении буферного давления 4.0 МПа (40 кгс/см2) установка отключается. При герметичных

НКТ и обратном клапане, установленном выше ЭЦН, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ герметичны, установка запускается и производится вывод ее на нормальный режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки АГЗУ и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве через каждые 15-30 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Когда уровень доходит до глубины, при которой погружение насоса под уровень составляет 500 м, динамический уровень отбивается каждые 5-15 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Если в процессе откачки погружение насоса под уровень достигнет 200 м, установка отключается на накопление жидкости и дальнейшие работы производятся под руководством технолога ЦДНГ.

В процессе вывода установки на режим оператор по добыче нефти и газа следит также за ее подачей, буферным и затрубным давлениями, электромонтер - за сопротивлением изоляции УЭЦН, рабочим током и напряжением. Параметры работы установки заносятся в эксплутационный паспорт.

В процессе откачки жидкости глушения оператор производит отбор пробы жидкости на содержание в ней КВЧ.

При необходимости с помощью штуцера на выкиде скважины производится регулирование подачи установки как в процессе вывода на режим, так и после него.

Установка считается выведенной на нормальный режим, если ее производительность соответствует оптимальной зоне рабочей характеристики насоса, динамический уровень стабилизировался, а погружение насоса под уровень обеспечивает содержание свободного газа в откачиваемой жидкости не более 25% без газосепаратора и 25 - 50% с газосепаратором.

После вывода установки на постоянный режим работы по заявке ЦДНГ электромонтер совместно с представителем ЦДНГ производит подбор напряжения по методике ЦБПО ЭПУ - ИЭВЦ и окончательно настраивает защиты УЭЦН по ЗСП и ЗП с занесением величин в эксплутационный паспорт УЭЦН.

Служба главного энергетика НГДУ обеспечивает стабильность снабжения электроэнергией установок согласно требованиям правил устройства электроустановок.

Служба главного энергетика ЦБПО ЭПУ обеспечивает своевременную настройку аппаратов станций управления УЭЦН как при их подготовке в цехе, так и при эксплуатации на скважинах, составляет графики планово-предупредительных ремонтов (ППР) и осмотра наземного оборудования УЭЦН. Графики согласовываются главным энергетиком НГДУ и утверждаются главным инженером ЦБПО ЭПУ и доводятся до цехов по добыче нефти и газа.

ЦДНГ с записью в эксплутационном паспорте УЭЦН производит замеры следующих параметров работы установки:

- дебита скважины;

- буферного, затрубного и линейного давлений;

- рабочего тока;

- сопротивления изоляции: через одни сутки - после вывода установки на режим (контрольный замер); еженедельно - до 60 суток работы; ежемесячно - после 60 суток работы;

- динамического уровня: через одни сутки после вывода установки на стабильный режим работы; ежеквартально - в процессе эксплуатации;

- отбор проб на содержание КВЧ в продукции оператор осуществляет: при выводе на режим (жидкость глушения); через двое суток после вывода на режим; один раз в полугодие в процессе дальнейшей эксплуатации;

Результаты анализа проб записываются в эксплутационный паспорт УЭЦН.

Отбор проб на обводненность производится после вывода на режим, далее не реже двух раз в месяц с записью результатов анализа в эксплутационной паспорт УЭЦН.

ЦДНГ в соответствии с графиком проводит операции по предупреждению отложений парафина, солей в подъемных лифтах скважин с отметкой в эксплутационном паспорте УЭЦН.

ЦДНГ ведет контроль за работой скважин, оборудованных УЭЦН, с регистрацией параметров.

При трехкратном отключении установки по токовым защитам (ЗСП или другие виды защиты) в течение двух суток ЦДНГ ставит в известность службу ЦБПО ЭПУ и совместно определяют причину отключений.

После трехкратного отключения запускать установку до выяснения причины запрещается.

В случае срабатывания защиты от перегруза (ЗП) запуск без представителя ЦБПО ЭПУ запрещается.

Эксплутационная служба ЦБПО ЭПУ выезжает на скважину не позже 12 часов после получения от ЦДНГ информации об остановке УЭЦН.

Оператору ЦДНГ запрещается открывать станцию управления, «загрублять» все виды защиты.

При снижении подачи УЭЦН на 20% и более от первоначальной ЦДНГ производит выяснение причин с проведением дополнительных исследований и решает вопрос ее дальнейшей эксплуатации.

При невыполнении вышеперечисленных пунктов службами НГДУ ЦБПО ЭПУ имеет право отключить УЭЦН, предупредив за 3 дня начальника ЦДНг в письменном виде о бесконтрольности за работой установок. Отключение производится в присутствии представителя ЦДНГ.

При подъеме установки по причине негерметичности НКТ вызывается представитель ЦБПО ЭПУ для выполнения ревизии погружного оборудования: опрессовка ПЭД и гидрозащиты, замер сопротивления изоляции системы, проверка затяжки крепежных соединений, замена оборудования при необходимости.

6. Замерные установки АГЗУ «Спутник А»

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) - предназначены для автоматического измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости.

К самостоятельной работе по обслуживанию сепарационных емкостей АГЗУ допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующей программе, аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания сепарационных емкостей АГЗУ.

Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сепарационные емкости АГЗУ должны быть оснащены:

- запорной арматурой,

- приборами для измерения давления, пружинными предохранительными клапанами (ППК).

Запорная арматура должна устанавливаться на штуцерах, непосредственно присоединенных к сепарационной емкости и отводящих из неё рабочую среду. Запорная арматура должна систематически смазываться и легко окрашиваться. Каждая сепарационная емкость должна быть снабжена манометрами.

Пружинные предохранители клапана (ППК) должны устанавливаться на трубах, непосредственно присоединенных к сепарационной емкости.

Все работы по обслуживанию АГЗУ выполняют операторы по добыче нефти и газа, слесари-ремонтники нефтепромыслового оборудования и слесари КИП и А. Ремонт сепарационных емкостей и их элементов во время работы не допускается.

Обслуживание АГЗУ «Спутник» сводится к следующему:

- визуальный осмотр оборудования замерной установки;

- замена прокладок сальников, проверка состояния пломб;

- замена манометров, замена вышедших из строя задвижек, замена турбинного счетчика (ТОР), счетчика газа (АГАТ), а также ремонт переключателя скважин (ПСМ)

- проверка работы электрической части.

Устройство и работа составных частей изделия

1. Переключатель скважинный многоходовой (ПСМ)

Переключатель ПСМ предназначен для автоматической и ручной установки скважин на замер.

Характеристика переключателя ПСМ	Величина
Рабочее давление, МПа, не более	4,0
Диаметр общего выходного патрубка, мм	100, 150
Количество подсоединяемых скважин, шт.	8,10,14
Максимальный перепад давлений между замерным и общим мм и оборотов трубопроводом, МПа, не более	0,5
Масса, кг, не более	380

Диаметры входного и замерного патрубков ПСМ зависят от исполнения технологического блока.

Переключатель ПСМ состоит из стального корпуса с патрубками, крышки с замерным патрубком, поворотного патрубка с подвижной кареткой и валом, поршневого привода с храповым механизмом, датчика положения и указателя положения.

Разборка переключателя ПСМ может производится с целью ремонта и замены износившихся деталей. Износившимися деталями в переключателе, в основном, являются резиновые уплотнители.

2. Счетчик жидкости турбинный ТОР-1

Счетчик ТОР-1 предназначен для измерения количества жидкости, поступающей со скважины. Технические данные счетчика ТОР-1 приведены в паспорте завода-изготовителя.

3. Сепаратор и устройство регулирования расхода.

Сепаратор замерный с устройством регулирования расхода предназначен для отделения жидкости от газа, поступающих со скважины, установленной на замер и периодическое пропускание жидкости через счетчик ТОР-1 со скоростью обеспечивающей точность измерения счетчиком.

Сепаратор с устройством регулирования расхода включает в себя сепарационную емкость, заслонку, счетчик ТОР-1, регулятор расхода, поплавковый механизм, с противовесом , трубки , тройники, вентили, тягу. Продукция скважин поступает в гидроциклонную головку сепарационную емкости (1), где происходит отделение газа от жидкости.

4. Емкость сепарационная

Конструктивно сепаратор состоит гидроциклонной головки, выполняющей основную функцию сепарации, верхней сепарационной емкости и нижней емкости-накопителя. Внутри емкости имеются перегородки и направляющие полки.

Для периодического удаления накопившейся грязи в нижней части емкости имеется отвод.

При пропарке и продувке емкости продукт пропарки удаляется через отвод в общий трубопровод, а при пропарке емкости- накопителя грязь сбрасывается через отвод в дренажную емкость сбора утечек, расположенную за пределами блока.

5. Заслонка

Для создания перепада давлений между сепаратором и общим трубопроводом служит заслонка с регулятором расхода.

6. Регулятор расхода

Для обеспечения периодического протока жидкости через счетчик жидкости предназначен регулятор расхода.

7. Привод гидравлический ГП-2

Привод ГП-2 предназначен для управления переключателем ПСМ.

Работа установок производится следующим образом.

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР-1 с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Во время измерения жидкость проходит через счетчик ТОР-1 и направляется в общий трубопровод .

Турбинный счетчик жидкости ТОР-1 состоит из механического счетчика для выдачи показаний на месте и электромагнитного датчика, который служит для передачи информации на расстояние.

Управление переключением скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-2 и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-2 перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.

Наличие обводной линии (байпаса) и механического счетчика ТОР-1, что позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном переключателе ПСМ или неисправном гидроприводе ГП-2.

Во время ремонта ПСМ или сепарационной емкости возможны работа блока по обводной линии-байпасу, при этом не производится замер продукции поступающей со скважин.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. В установках со среднесуточной производительностью до 1500 м3/сут. В сепарационную емкость дополнительно вмонтирован обогреватель.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании.

На основании по периметру рамы крепятся трехслойные металлические панели укрытия с утеплителем из пенополиуретана или минераловатных плит. В блоке установлены обогреватели, снаружи монтируется вентилятор.

Укрытие установок отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизолирующими свойствами.

Между блоками и трубопроводами, идущими со скважин устанавливаются обратные клапаны.

7. ЗАВОДНЕНИЕ ПЛАСТОВ. СИСТЕМА ППД. СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ КНС

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

Проектирование системы ППД:

- определение объема нагнетаемой воды;

- местоположение нагнетательных скважин;

- определение числа нагнетательных скважин;

- предъявляемые требования к нагнетаемой воде;

- определение источника водоснабжения;

- система водонагнетания.

Суммарный объем нагнетаемой воды зависит от:

- запроектированного отбора жидкости из залежи;

- технических возможностей технологического оборудования;

- коллекторских и упругих свойств пластов и насыщающих их жидкостей.

Выбранная система расположения нагнетательных скважин также влияет на объем нагнетаемой воды.

Местоположение нагнетательных скважин определяется особенностями геологического строения залежи. Нагнетательные скважины располагаются так, чтобы фронт воды эффективно вытеснял нефть.

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.

Требования к нагнетаемой воде:

Вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми жидкостями, что не образовывались осадки, закупоривающие поры пласта.

Количество механических примесей до 40 мг/л с размерами частиц до 10 мкм и содержание эмульгированной нефти до 40 мг/л.

Вода не должна быть агрессивной, вызывающей коррозию оборудования.

Подземным источником служат водоносные горизонты, расположенные выше нефтепродуктивных пластов. Сеноманская вода по своим физико-химическим свойствам близка к пластовой, поэтому при смешивании их не образуются осадки соли и не снижается приемистость нагнетательных скважин.

Сеноманские воды содержат растворенный газ и, возможно, повышенное содержание твердовзвешенных веществ. Для устранения этих проблем вода поступает в сепараторы, где и осаждается песок, а выделившийся газ поступает на факел. Очищенная вода из сепаратора самоизливом поступает на насосы КНС.

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:

- давление жидкости на приемном патрубке;

- давление нагнетания агрегата;

- давление масла в конце линии;

- температура подшипников гидропяты;

- утечка через сальники насоса;

- защита по электрической части.

Через водораспределительную гребенку вода поступает в напорный коллектор на кусты скважин.

Распределительное устройство РУ-6 поставляет электроэнергию требуемого напряжения на БКНС (КНС).

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

8. ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ. ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

Большинство месторождений, разрабатываемых НГДУ, находятся на поздних стадиях разработки, характеризуются значительной выработкой запасов высокопродуктивных залежей и высокой обводненностью. В течение длительного времени эксплуатации скважин происходит ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта, вследствие попадания в пласт солевого раствора при глушении скважин, отложения асфальто - смолисто- парафиновых веществ и т.д.

Кроме того, к трудноизвлекаемым высокой доли запасов нефти. Эксплуатация скважин, расположенных в этих зонах, осложняется низкими дебитами и приемистостью скважин, высокой обводненностью и высоким газовым фактором.

В связи с этим повышение эффективности разработки месторождений, а в конечном итоге, и достижение проектных уровней добычи нефти, приобретает большое значение, ввиду чего проводится большой объем работ по повышению нефтеотдачи и увеличению производительности скважин.

8.1 Методы повышения нефтеотдачи пластов

В настоящее время выделяют несколько групп методов нефтеотдачи пласта:

- гидродинамические методы;

- физико-химические методы;

- тепловые, микробиологические и другие методы.

Возможно комбинирование нескольких методов.

Гидродинамические методы.

К ним относятся:

- нестационарное заводнение;

- форсированный объем жидкости;

- вовлечение в разработку недренируемых запасов;

- барьерное и очаговое заводнения.

К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта. Эти методы объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включает в себя:

- циклическое заводнение;

- изменение направления фильтрационных потоков.

Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие.

Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.

Физико-химические методы

Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов - одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений.

Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Он оказывает воздействие не только на призабойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи. При ГРП создается система глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин. Продолжительность эффекта от ГРП достигает 3 -5 лет, коэффициент успешности - 85 - 95%.

Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение. Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров. Основное назначение полимеров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов - выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении.

Существуют следующие технологии с использованием полимером:

- полимерное заводнение (закачка оторочки) на неоднородных по проницаемости объектах с высоковязкой нефтью, находящихся в начальной стадии разработки;

- комплексное воздействие на продуктивные пласты полимерными гелеобразующими системами в сочетании с интенсифицирующими реагентами (ПАВы, щелочи, кислота); применяется на поздней стадии разработки;

- воздействие на пласт вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания профиля приемистости и интенсификации добычи нефти. Особенно эффективен метод ВУС для пластов, характеризующихся резкой неоднородностью и слабой гидродинамической связью. Данный метод выравнивает проницаемость и тем самым позволяет повысить охват пласта полимерным воздействием и снизить темпы обводнения добываемой нефти;

- циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакриламида, содержащего неионогенное ПАВ;

- циклическое воздействие на продуктивный пласт полимерсодержащими поверхностно-активными системами;

- щелочно-полимерное заводнение;

- полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты.

На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов экологически чистыми технологиями может решить метод микробиологического воздействия на пласт. В отличие от химических реагентов, теряющих активность в результате разбавления их пластовыми водами, микроорганизмы способны к саморазвитию, т.е. размножению и усилению биохимической активности в зависимости от физико-химических условий среды.

Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготовленными технологически и технически, являются тепловые, когда в продуктивный пласт вводится тепло. При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается. Среди тепловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют два направления:

- закачка в пласты пара и нагретой воды;

- внутрипластовое давление.

8.2 Методы интенсификации притока

Для увеличения суммарного объема добычи нефти из пласта, поддержания темпа добычи и улучшения качества добываемой продукции проводят работы по интенсификации притока. Ель воздействия - восстановление и улучшение фильтрационной характеристики призабойной зоны, главным образом за счет увеличения ее проницаемости и снижения вязкости флюидов, снижения темпов обводнения добывающих скважин. Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин можно условно разделить на химические, физические и тепловые. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважины определяется пластовыми условиями.

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород по нефти.

К физическим методам относятся:

- дополнительная перфорация и перестрел старых интервалов;

- акустическое воздействие;

- вибровоздействие.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Наибольшее применение среди химических методов имеют солянокислая обработка (СКО) и глинокислая обработка (ГКО).

СКО основана на способности соляной кислоты проникать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы.

ГКО наиболее эффективна на коллекторах, сложенных из песчаников с глинистым цементом, и представляет собой смесь павиковой и соляной кислот.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые компоненты расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне, снижается вязкость, и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия.

9. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН. ВИДЫ РЕМОНТА СКВАЖИН

Все ремонты, связанные с восстановлением нормальной работы скважины или призабойной зоны (пласта) и оборудования для ее эксплуатации, разделяют на текущие и капитальные. Все ремонтные работы, связанные с созданием нормальных условий функционирования технической системы, с восстановлением или заменой ее отдельных элементов или всей системы в целом, будем относить к текущему ремонту.

Перечень работ, относящихся к текущему ремонту, следующий:

- ликвидация неисправностей в подземном оборудовании при любом способе эксплуатации;

- замена подземного оборудования (штанг, глубинного насоса, труб при эксплуатации скважины СШНУ; погружного агрегата, кабеля, труб при эксплуатации скважины УЭЦН и т.д.);

- замена всей технической системы при переходе с одного способа эксплуатации скважины на другой;

- подъем подземного оборудования из добывающей скважины

при переводе ее под нагнетание, например, воды или перед ее консервацией (ликвидацией);

- спуско-подъемные операции и ловильные работы, выполняемые при аварии подземного оборудования (обрыв или отворот

штанг; обрыв скребковой проволоки или глубинных приборов в период исследования скважины; расхаживание заклинившего плунжера глубинного насоса и т.п.);

- ревизия отдельных элементов или всей технической системы и проведение планово-предупредительного ремонта;

- очистка подземного оборудования (труб, штанг, насосов) от отложений парафина и солей;

- изменение глубины спуска глубинного насоса или погружного агрегата, а также другие аналогичные работы.

Для выполнения указанных работ используют бригады подземного ремонта, оснащенные штатной техникой и необходимым инструментом.

Работы, связанные с восстановлением нормального функционирования скважины и призабойной зоны, с ликвидацией сложных

аварий подземного оборудования будем относить к капитальному ремонту. Перечень этих работ, в основном, следующий:

- исправление нарушений в обсадной колонне;

- ликвидация смятий обсадной колонны;

- ликвидация прихватов трубы, пакеров и другого подземного оборудования;

- ловильные работы, связанные с полетом погружного оборудования на забой скважины;

- установка цементных мостов, а также временных колонн-летучек;

- резка окон в обсадных колоннах и забуривание второго ствола;

- разбуривание плотных пробок на забое скважины, а также цементных мостов;

- ограничение и изоляция водопритоков в добывающих скважинах;

- выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах;

- ликвидация заколонных перетоков (восстановление герметичности заколонного пространства);

- формирование в призабойной зоне непроницаемых экранов;

- интенсификация притока жидкости и приемистости скважин (гидромеханические, физико-химические, термические и комбинированные методы);

- переход с одного эксплуатационного объекта на другой;

- операции по ликвидации скважины.

Все вышеперечисленные работы выполняются специальными подразделениями по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин. Указанные подразделения имеют в своем составе специалистов высокой квалификации по различным видам деятельности, а также мощный арсенал разнообразной техники и специального инструмента.

При проведении работ по капитальному ремонту скважин широко применяются геофизические методы контроля, а качество выполняемых работ оценивается информационно-измерительным комплексом, разработанным в последние годы в России.

10. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Программа «Экологи» - это мероприятия по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов. Она включает следующие разделы: охрана атмосферного воздуха, охрана водных объектов, охрана земельных ресурсов, охрана недр. Она направлена на сохранение качества земли, воды, воздуха при производственной деятельности предприятия. Программа разрабатывается и формируется ежегодно, исходя из задач, необходимых для охраны природы, и выделенных средств на эти цели, согласовывается в комитете по охране природы и в течение года контролируется отделом ОПиРИПР.

Контроль нужен для соблюдения состояния:

- речных вод, хозпитьевых вод и донных отложений;

- атмосферного воздуха;

- почв;

- объектов природоохранного значения.

Контроль осуществляется отделом ОПиРИПР и лабораториями ЦНИПР и УЭСХ согласно графикам.

Графики согласовываются в Сургутском отделе Управления по охране окружающей природной среды в ХМАО, проверяется их выполнение, результаты анализов представляются в комитет и в ОАО СНГ для контроля и анализа.

Контроль нужен для соблюдения цехами и подразделениями выполнения нормативов ПДК и ПДВ.

ПДК - максимальная концентрация примеси в атмосфере, отнесенная к определенному времени, которая при периодическом воздействии или на протяжении всей жизни человека не оказывает на него вредного воздействия.

ПДВ - предельное количество вредного вещества, разрешаемое к выбросу от данного источника, которое не создает приземную концентрацию, опасную для людей, животного и растительного мира.

Средства измерений и методы лабораторного контроля.

Для контроля за состоянием природной среды существуют различные приборы, все они находятся в ЦНИПРе:

по воде - КН-1, аналитические весы, методы - ИК - спектрометрия, весовой;

по воздуху - газовый монитор 1302, газоанализатор ДАГ - 156, КФК-2, Lamda, аналитические весы АВ - 204, методы - фотоаккустический, электрохимический, фотометрический, весовой; по почве, донным отложениям - аналитические весы, методы - весовой, титрование.

Решение проблем сбора, хранения и переработки отходов производства

Виды отходов по НГДУ:

- нефтешламы (от очистки РВС, НКТ, мойки УТТ, аварий и порывов);

- бытовые отходы (от деятельности человека, столовые, бригады КРС);

- промышленные отходы (масла, резина, ветошь и др.).

Для сбора нефти с замазученных мест в НГДУ имеется различное оборудование, начиная с откачивающих агрегатов до зарубежной техники сбора.

Для хранения промышленных и бытовых отходов существуют полигоны, свалки. Перед отправкой отходы должны собираться в контейнеры, которые находятся на базах и специальных площадках.

Для переработки существуют установки по переработке нефтешламов, грунтов.

Рекультивация нефтезагрязненных земель

В случаях возникновения участков загрязненных нефтью по причине отказов нефтесборных трубопроводов производятся работы по восстановлению, рекультивации земель.

Рекультивация земель проводится до полного восстановления нарушенных земель. При достижении положительного результата земли представляются ГУПР по ХМАО.

Система нормирования сбросов загрязняющих веществ.

Плата за сбросы, выбросы.

Существует норматив выбросов и сбросов в атмосферный воздух, воду, на почву для каждого предприятия. Нормативы устанавливаются специально уполномоченными на то государственными органами РФ в области охраны окружающей среды в зависимости от производственных мощностей объектов, наличия вредных последствий на окружающую среду по каждому источнику, согласно действующим нормативам предельно допустимых концентраций вредных веществ.

Если источник выбрасывает свыше нормативов ПДК и ПДВ, все считается сверхнормативным выбросом. Любой порыв на трубопроводах, аварии на скважинах с выбросом жидкости в окружающую среду нормируется как сверхлимитный выброс и считается по базовым нормативам, установленным Правительством РФ.

Так за 1 тонну вылившейся нефти в водный объект НГДУ платит в экофонд более 200 тыс.рублей, на землю - от 500 до 1000 минимальных окладов по РФ за каждый случай аварии.

За превышение выбросов от котельных и печей ТХУ в атмосферный воздух платится штраф, превышающий 25-кратный базового норматива платы.

Все сверхнормативные платежи и штрафы выплачиваются из прибыли предприятия.

11. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

С 27.01.2014 по 10.02.2014 я прошел практику. За время практики были получены глубокие знания и закреплен теоретический материал. За этот период времени я принял участие в процессе забуревания бокового ствола скважины, приобрел умение и навыки при сборке и замене бурильного инструмента, научился определять маркировку переводников и долотел, участвовал в отборе проб нефти и проведения их анализа.

12. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ 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. Справочник по добыче нефти/В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов

7. Буровые машины и комплексы Баграмов Р.А.

8. Кустовые буровые установки с регулируемым приводом Колчерин В.Г.

9. Подземный ремонт насосных скважин Валиханов А.В.

10. Освоение скважин с применением пенных систем Обзор О.И.

11. Программное обеспечение и Интернет-ресурсы: http://educon.tsogu.ru:8081/

12. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. М. Недра. 1977

13. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений под ред. Ю.П. Желтова. М. Недра. 1985.

14. Нормативно-правовые, инструктивные, плановые и фактические документы хозяйствующего субъекта

Размещено на Allbest.ru