Современные технологии при транспортировке нефти и нетепродуктов
Министерство образования и науки Республики Казахстан
Каспийский общественный университет
Высшая школа Инженерии
Допущен к защите
Декан ____________
___________________ Ф.И.О.
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
На тему: "Современные технологии при транспортировке нефти и нетепродуктов."
по специальности образовательной программе 5В070800 - Нефтегазовое дело
Выполнил (-а):
Ахриев М.И.
Местоев И.Б.
Научный руководитель
PhD. Ассоц. профессор
Сарыбаев М. А.
Алматы 2020
Содержание
Введение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .3
1.Технологическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...3
1.1 Выбор системы разработки месторождения ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...4
1.1.1 Режимы разработки нефтяных и газовых пластов на месторождении компании ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...7
1.1.2 Система поддержания пластового давления и методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении и их эффективность ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...9
1.2 Техника и технология добычи нефти и газа ... ... ... ... ... ... ... ..1 9
1.2.1 Характеристика применяемых способов эксплуатации скважин и их оборудования на месторождении ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ..21
1.2.2 Цель и задачи системы сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .24
1.3 Основы проектирования технологических объектов нефтегазоконденсатных месторождений ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... .27
1.3.1 Сооружение и эксплуатация промысловых технологических трубопроводов ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...30
1.3.2 Проектирование и эксплуатация дожимных насосных и компрессорных станций ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 32
1.3.3 Сооружение и эксплуатация сырьевых и товарных резервуаров...35
1.4 Специальная часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .37
1.4.1 Анализ научно-технической информации по теме дипломной работы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .38
1.4.2 Расчет по теме дипломной работы и анализ полученных результатов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 38
1.4.3 Экономическая эффективность мероприятий по теме специальной части ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...39
2 Охрана труда, техника безопасности и промышленная санитария ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 41
2.1 Опасные и вредные производственные факторы технологических процессов добычи, сбора и подготовки нефти и газа ... ... ... ... ... ... 42
2.2 Система обеспечения безопасности на промысле ... ... ... ... ... ... 45
3. Экологическая безопасность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 46
3.1 Источники загрязнения окружающей среды при добыче, сборе и подготовке углеводородов ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... 47
3.2 Природоохранные мероприятия при сооружении и эксплуатации технологических объектов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..49
Заключение ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...53
Список литературы ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...54
ВВЕДЕНИЕ
Часть 1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Глава 1. Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов.
1. Технологическая часть
Основные геологические понятия.
Залежью называется естественное локальное скопление нефти в одном или нескольких гидродинамически связанных пластах. Месторождение - это совокупность залежей нефти, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, расположенных на одной локальной площади. Месторождение может быть одно- или многопластовое. Залежи подразделяются на однофазные и двухфазные. Однофазными называются залежи, содержащие в пластовых условиях одну фазу. Двухфазными называются залежи, содержащие в пластовых условиях две фазы. К ним относятся нефтегазовые залежи (НГЗ), газонефтяные (ГНЗ), газоконденсатонефтяные залежи (ГКНЗ). В двухфазных залежах более легкие углеводороды находятся газообразной форме, более тяжелые - в жидком состоянии. Конденсат частично растворен в нефти, частично в газе. Условная линия раздела жидкой и газовой фаз называется газонефтяной контакт - ГНК.
В двухфазной залежи (пласте) одновременно находятся две фазы - газообразная (газ) и жидкая (нефть) - непроницаемой границы между ними нет, это единая гидродинамическая система. Извлечение нефти ведет к перераспределению давления в газовой шапке, возникновению двухфазной фильтрации, изменению положения ГНК, внутреннего и внешнего контуров газоносности. Геологические особенности строения пластов характеризуются следующими коэффициентами: коэффициент расчлененности, коэффициент песчанистости
Фильтрационно - емкостные свойства коллекторов.
Коллекторами называют горные породы, способные содержать в себе флюиды и отдавать их при перепаде давления (при современных технологиях). Коллекторы характеризуются фильтрационными и емкостными свойствами (ФЕС). Емкостные свойства терригенных пород характеризуются коэффициентами пористости. Под пористостью понимается наличие в породе пор (пустот), в которых содержатся флюиды (газ, нефть, пластовая вода). Емкостные свойства трещиноватых пород характеризуются коэффициентом трещиноватости, определяемым как отношение объема трещин к объему образца. Если коллектор трещиновато - пористый, то его емкостные свойства характеризуются суммой коэффициентов пористости и трещиноватости. Коэффициенты насыщенности - определяются отношением объема пор, занятых флюидом, к объему открытых пор. Аналогично можно рассмотреть наличие в поровом пространстве пласта трех фаз: воды, нефти и газа. Проницаемость - свойство горной породы пропускать через себя флюиды при перепаде давления. Проницаемость является фильтрационным параметром. При разработке месторождений в пластовых условиях встречаются различные виды фильтрационных потоков: раздельное движение нефти, воды, газа; их совместные фильтрации: двух или трех фаз. В зависимости от количественного и качественного состава фаз проницаемость пористой среды будет различной. Поэтому для характеристики фильтрационной способности коллектора введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей. Абсолютная проницаемость (kабс) - это фильтрующая способность породы (керна) для инертного газа (воздуха, азота). Считается, что молекулы инертного газа не взаимодействуют с частицами породы. Фазовой проницаемостью называется проницаемость коллектора для данной фазы нефти kн, воды kв , газа kг при наличии в пустотном пространстве других фаз, независимо от того, движутся они или покоятся. Относительная проницаемость определяется отношением фазовой проницаемости к абсолютной. Относительные и фазовые проницаемости зависят от коэффициента водонасыщенности.
1.1 Выбор системы разработки месторождения
В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями.
Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.
В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т. д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).
При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки. Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.
Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает потребности страны в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.
Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью.
При разработке залежей с ухудшенной геологопромысловой характеристикой (повышенная вязкость пластовой нефти, пониженная проницаемость пород-коллекторов) с помощью заводнения также достигается повышение коэффициента извлечения нефти почти в 2 раза по сравнению с его величиной при разработке на природном режиме, но абсолютные значения этого коэффициента не во всех случаях достаточно высоки. В связи с широким диапазоном показателей геолого-физической характеристики залежей значения конечного коэффициента извлечения нефти при заводненни находятся в широких пределах -- в основном от 0.3 до 0,6. В среднем по стране при заводнении пластов в недрах остается около половины содержащихся в них запасов нефти.
В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:
1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;
2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;
3) при необходимости -- о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади:
4) о плотности сетки скважин;
5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;
6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.
По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических исследований, по другим -- могут быть предложены две-три близкие рекомендации. На этой основе специалистами в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Варианты различаются сочетанием рекомендаций по пунктам, обоснованных по геологическим данным. Из них выбирают оптимальный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональноной системе разработки. Выбор оптимального варианта выполняют на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.
Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных месторождении при вытеснении нефти водой, выполненные в разные годы и в разных масштабах, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геологопромысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение системы разработки, соответствующей геолого-физическим условиям, дает возможность в значительной мере снивелировать неблагоприятные геологопромысловые особенностн эксплуатационных объектов.
Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.
Геологическая модель представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами залежей, а также словесное описание особенностей залежей.
Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта; карты поверхностей коллекторов объекта с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; геологические профили по эксплуатационному объекту с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной мощности в целом по объекту и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, карта температуры, карта коэффициента светопоглощения, карта проницаемости и др.).
Цифровыми данными характеризуются пористость, проницаемость, начальная нефте(газо) насыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо) насыщенная мощность; мощность проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа. конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекты в целом и по его частям, изучаемым на мезо-, макро- и мета - уровнях.
К группе цифровых данных относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; мета- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.): термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается при разработке объекта.
К важнейшим цифровым данным, характеризующим геологическую модель месторождения, относятся: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи, изучаемых на метауровне, -- чисто нефтяной, водонефтяной нефтегазовой, нефте газоводяной, газоводяной зон.
В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами. приводят кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристику фазовых проницаемостей. зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.
В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.
1.1.1 Режимы разработки нефтяных и газовых пластов на месторождении
Разработка нефтяных месторождений обычно начинается на естественных режимах, без воздействия на пласт, нагнетательные скважины еще не построены, закачка воды не происходит. Для извлечения нефти, ее притока к забоям добывающих скважин используется энергия пласта. Прежде чем говорить о видах пластовой энергии, рассмотрим естественное состояние пласта до его первичного вскрытия бурением.
Режимы работы нефтяных залежей.
Режимом работы залежи называется проявление преобладающего
вида пластовой энергии в процессе разработки. По преобладающему виду пластовой энергии различают режимы работы (разработки) нефтяных залежей. Упругий режим - характеризуется превышением пластового давления над давлением насыщения, углеводороды - нефть находится в однофазном состоянии. Фильтрация нефти происходит за счет упругой энергии деформации нефти и пласта. Давление от пластового на контуре питания до давления на забое скважины изменяется по логарифмическому закону. Вокруг забоя скважины образуется воронка депрессии. Депрессия определяется как Δp=pпл - pс.
Упруговодонапорный режим.
Упруговодонапорный режим осуществляется при наличии активных законтурных пластовых вод. Вытеснение нефти происходит за счет упругой энергии пластовых вод при наличии хорошо проницаемой и достаточно обширной водонасыщенной зоны. С момента начала распространения воронки депрессии за пределы внутреннего контура нефтеносности и вторжения в законтурную водоносную область вода внедряется в нефтяную зону, происходит процесс вытеснения нефти водой к забоям добывающих скважин. Начинается совместная фильтрация нефти и пластовой воды, продукция начинает обводняться, хотя нагнетание воды пласт еще не происходит. Если количество отбираемой жидкости (нефть+вода) равно количеству поступаемой в чисто нефтяную зону пластовой воды, то такой режим называется жестким водонапорным. В естественных условиях такой режим практически не встречается, но его выделение способствует надежному и успешному проектированию процесса извлечения нефти. Нарушение баланса между отбором жидкости и поступлением в пласт свидетельствует о том, что работают другие виды энергии. Количество поступаемой в пласт воды из законтурной области можно определить по формуле Пилатовского.
Режим растворенного газа.
Этот режим обусловлен проявлением упругой энергии расширения (деформации) растворенного в нефти газа. При снижении давления ниже давления насыщения газ начинает выделяться из нефти. Это приводит к образованию в пласте газированной жидкости и возникновению в пласте двухфазной фильтрации газ + нефть.
Газонапорный режим.
Газонапорный режим или режим газовой шапки осуществляется за счет проявления энергии расширения сжатого газа в газовой шапке и возможен только при опережающей разработки нефтяной части пласта нефтегазовой залежи. Давление в нефтяной части пласта падает. За счет разницы давлений (депрессии) в газовой шапке и в нефтяной зоне происходит вытеснение нефти из пласта газом, вторгающимся из газовой шапки. Давление газа в газовой шапке уменьшается. При упругом газонапорном режиме при некотором снижении давления на ГНК вследствие отбора нефти начинается расширение газа в газовой шапке. При жестком газонапорном режиме при отборе нефти давление в газовой шапке считается постоянным. Это возможно при больших объемах газа в газовой шапке. Изменение первоначального положения ГНК называется конусообразованием. Депрессии и дебиты при разработке на газонапорном режиме малы, при прорыве газа к интервалам перфорации нефтяных скважин газовый фактор резко возрастает.
Гравитационный режим.
Гравитационный режим начинает проявляться, когда остальные виды энергии истощаются, и действует только потенциальная энергия нефти (гравитационные силы). Выделяют: 1. Гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности - напорно-гравитационный. Нефть под давлением силы тяжести перемещается вниз по пропластку. Дебиты небольшие и постоянные. 2. Гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше, чем в предыдущем режиме и со временем уменьшаются.
Смешанные режимы.
При одновременном проявлении разных видов энергий в пласте возникают нескольких режимов, которые действуют одновременно. Например, при разработке нефтяной части нефтегазовой залежи, подстилаемой активной подошвенной водой. Работают режимы газонапорный и упруговодонапорный. Давление на забое добывающей скважины меньше, чем давления в газовой шапке и водонасыщенной части пласта. В пласте образуются зоны совместной фильтрации: нефть - газ, нефть - вода. Изменяется первоначальные положения ГНК и ВНК. Вода и газ прорываются к отверстиям перфораций добывающих скважин. Образуются два конуса: газа сверху, воды снизу. Продукция загазовывается и обводняется
1.1.2 Система поддержания пластового давления и методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении и их эффективность.
Принципиальная 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 должна обеспечивать:
- необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами;
- подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех. примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;
- проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки, и месторождению в целом;
- герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;
- возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.
Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис.10.1)
- систему нагнетательных скважин;
- систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);
- станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.
Принципиальная схема системы ППД, Система трубопроводов ППД
К трубопроводам системы поддержания пластового давления относятся:
- нагнетательные линии (трубопровод от ВРБ до устья скважины);
- водоводы низкого давления (давление до 2 МПа);
- водоводы высокого давления (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами);
- внутриплощадочные водоводы (водоводы площадочных объектов).
Транспортируемой продукцией трубопроводов является агрессивная смесь вод, содержащая: механические примеси, серу, кальцит и другие вредные вещества.
Технологии сбора и транспорта продукции
Подача воды на блочные кустовые насосные станции (БКНС) осуществляется из нескольких источников:
- по водоводам низкого давления подается пластовая вода (УПСВ и ЦППН (ЦПС));
- по водоводам низкого давления подается вода из водозаборных скважин;
- из открытых водоемов по водоводам низкого давления подается пресная вода. Из БКНС рабочий агент (вода) через водораспределительные блоки (ВРБ) по водоводам высокого давления и нагнетательным линиям скважин подается для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.
Основные технологические параметры
Конструкция промысловых трубопроводов (диаметр, толщина стенки), способ их прокладки, материал для их изготовления определяются проектной организацией и обеспечивают:
- безопасную и надежную эксплуатацию;
- промысловый сбор и транспорт вод системы ППД в нагнетательные скважины;
- производство монтажных и ремонтных работ;
- возможность надзора за техническим состоянием водоводов;
- защиту от коррозии, молний и статического электричества;
- предотвращение образования гидратных и других пробок. К насосным станциям, называемым кустовыми насосными станциями (КНС), подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин.
Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения.
Выделяются блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосов 1 2 3 5 6 4 7 6 5 4 3 2 1 а б ЦНС-180 и ЦНС-500.
Описание конструкции и принцип действия БКНС.
Насосный блок включает в себя в качестве основных элементов центробежные многоступенчатые секционные насосы типа ЦНС-180 или ЦНС-500, основные показатели которых, в зависимости от числа ступеней. Насосный блок включает электропривод насоса (синхронного типа серии СТД со статическим возбуждением или асинхронного типа серии АРМ), масляную установку для насосного агрегата, осевой вентилятор с электроприводом, пост местного управления с кнопкой аварийного останова, стенд приборов, запорно-регулирующую арматуру насосного агрегата, технологические трубопроводы.
На типовой технологической схеме БКНС цифрами обозначено: 1, 2, 7 - шкафы соответственно трансформаторные, вводы кабеля и управления дренажными насосами; 3 - станция управления; 4 - распределительное устройство низковольтное; 5, 6 - щиты приборный и общестанционный; 8, 13, 23 - насосы 1СЦВ, ЦНСК и ЦНС180; 9, 11, 21 - клапаны соответственно: обратный, подъемный и обратный; 10, 19, 26, 28 - вентили соответственно: запорный, электро- магнитный, регулирующий, угловой; 12, 14, 16, 17, 20 - задвижки ЗКЛ и электроприводная; 15 - фильтр; 18 - маслоохладитель; 22 - бак масляный; 24 - муфта зубчатая; 25 - электродвигатель; 27 - диафрагма; I - насосные блоки; II - блок дренажных насосов; III - блок низковольтной аппаратуры и управления; IV - блок напорных гребенок; V - распределительное устройство РУ-6(10) кВ; VI - трансформаторная комплектная подстанция КТПН 66-1606КК; VII - резервуар сточных вод. В состав БКНС входят насосные блоки двух видов: НБ-1 (крайний насосный блок) и НБ-2 -средний. Блок НБ-1 обязателен независимо от числа насосных агрегатов в составе БКНС. Различие этих блоков - в исполнении их укрытия.
Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия - обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403. Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распределения поступающей от насоса ТЖ по напорным трубопроводам, размещают в отдельном цельнометаллическом боксе на расстоянии не менее чем 10 м от остальных блоков. Включает в себя распределительный коллектор, коллектор обратной промывки, пункт управления, расходомер с сужающим устройством, запорный вентиль, вентилятор, площадку для обслуживания, электропечь. Перспективным направлением является применение гидропроводных модульных насосов с абсолютной регулируемостью подачи. Электропровод и кабели уложены в металлических коробах, стальных трубах, гибких металлорукавах. В БА электропроводы (стянутые в жгуты) и кабели проложены в лотках под настилом, доступ к которым осуществляется через люки. Работа станции происходит следующим образом. Технологическая вода через всасывающий трубопровод подается на вход центробежного насоса ЦНС-180. От насоса по напорному трубопроводу вода подается в БГ, где распределяется на восемь, пять или четыре водонапорных водовода (в зависимости от типа БГ) и далее подается на нагнетательные скважины. Для сброса воды из водоводов при ремонте БГ имеется специальный коллектор. Насосные агрегаты с насосами ЦНС 180-1900 и ЦНС 180-1422 снабжены индивидуальными маслосистемами, обеспечивающими принудительную подачу масла для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя.
Система водяного охлаждения предусматривает:
- охлаждение масла при принудительной смазке подшипников насосного агрегата НБ;
- охлаждение подшипников НА с насосом ЦНС- 1050;
- подачу воды для охлаждения и запирания сальников концевых уплотнений насосов ЦНС-180 в случае падения давления во всасывающем патрубке насоса до 0,1 МПа, а также охлаждение электродвигателей с ЗЦВ. Из резервуара сточная вода периодически перекачивается основными насосами БД ЦНСК-60254 на вход насосов ЦНС-180. В БА установлена аппаратура, обеспечивающая пуск, контроль основных параметров и эксплуатацию станции, аппаратуры распределения электроэнергии, щитов управления двигателями, отопления и дренажных насосов. Измерение, запись давления и расхода воды. поступающей в нагнетательные скважины производится расходомерными устройствами, расположенными на каждом водоводе БГ.
В качестве основного варианта рассмотрим насосный блок с принудительной смазкой подшипников насосного агрегата НА (давление на выкупе насосов выше 10 МПа).
В НБ установлены:
- насосный агрегат НА, состоящий из насоса типа ЦНС-180 и электродвигателя;
- маслоустановка и трубопроводы системы смазки с арматурой;
- трубопроводы и арматура технологической воды;
- трубопроводы и арматура системы охлаждения;
- трубопроводы подпора и охлаждения сальников насоса;
- дренажные трубопроводы;
- кнопочный пост управления маслоустановкой,
- кнопочный пост управления электроприводной задвижкой;
- короба и трубы электропроводки,
- аварийная кнопка;
- манометровая колонка;
- кнопочный пост управления вентиляцией.
Установленное оборудование смонтировано и закреплено на санях и ограждающих конструкциях блока.
Центробежный секционный насос ЦНС-180 имеют номинальную производительность 180 м3ч при расчетном (номинальном) давлении на выкиде насоса. Допускается изменение расхода воды от 50 до 180 м3ч при плотности воды равной 1000-1001кгм 3. Для защиты проточной части насоса от крупных механических примесей во всасывающем патрубке установлен сетчатый фильтр. Для привода насоса используются электродвигатели двух типов - синхронные и асинхронные. Охлаждение воздуха в двигателях с ЗЦВ осуществляется пресной водой. В двигателях с РЦВ охлаждение обмоток статора осуществляется воздухом из машинного зала.
Маслосистема НА состоит из маслобака емкостью 0,6 м3 , шестеренного маслонасоса с электроприводом производительностью 2,1 м3ч и давлением 0,27 МПа, маслоохладителя с фильтрами и системы трубопроводов с запорной арматурой. На всасывающем трубопроводе технологической воды установлены клиновая задвижка типа ЗКЛ2 и сетчатый фильтр. На напорном трубопроводе установлены обратный клапан и электроприводная задвижка В-407Э. В верхней точке напорного трубопровода установлен вентиль для стравливания воздуха. Трубопроводы системы охлаждения предназначены для подвода охлаждающей воды к маслоохладителю и воздухоохладителям двигателей с ЗЦВ. От системы охлаждения вода подается вода для запирания и охлаждения концевых сальниковых уплотнений насоса при падении давления, а приемном патрубке насоса ниже 0,1 МПа. При работе насоса с давлением во входном патрубке от 0,6 до 3,0 МПа происходит разгрузка сальников с отводом воды через щелевые уплотнения насоса в безнапорную емкость. Отвод воды из камеры гидропаты насоса производится во всасывающий трубопровод. Дренаж от концевых уплотнений насоса производится в дренажный бак, установленный в БД.
Местный контроль технологических и эксплуатационных параметров работы насосных агрегатов, настройка датчиков сигнализации осуществляются по манометрам и показаниям амперметра цепи возбуждения двигателя типа СТД. После пуска кнопкой "пуск со щита управления, установленного в БА, включается масляный насос, и при достижении давления в конце масляной линии 0,05...0,1 МПа начинается запуск основного насоса. После достижения давления за насосом 0,9 Рном начинает открываться электрозадвижка на линии нагнетания. После открытия задвижки в течение 60с насос выходит на установившийся режим работы. В насосном блоке с системой виброизоляции насосных агрегатов насосный агрегат с рамой устанавливается на резинометаллические амортизаторы, закрепленные к саням. На всасывающем и напорном трубопроводах насоса устанавливаются компенсаторы, а на трубопроводах подачи смазки, подпора сальников - резиновые рукава.
При работе станции за счет амортизаторов и упругих компенсирующих вставок на трубопроводах снижается передача вибрации от насосного агрегата трубопроводам, несущим конструкциям, основаниям блоков и фундаментам, а также уменьшается передача шума.
В БД установлены:
- 2 насосных агрегата с насосами ЦНСК-60264;
- дренажный бак;
- 2 самовсасывающих насоса 1СЦВ-1,5М;
- 4 блока печей ПЭТ-4;
- защитные короба электропроводки;
- трубопроводы и арматура технологической воды.
Насосы 1СЦ8-1,5М предназначены для откачки воды из дренажного бака в резервуар сточных вод. Насосы типа ЦНСК-60264 служат для откачки воды из резервуара сточных вод во всасывающий трубопровод НБ. 1 насос является резервным. Блок напорной гребенки (БГ) служит для распределения технологической воды на скважины системы ППД. Разработано шесть типов блока напорной гребенки в зависимости от количества водоводов и типа устройства измерения расхода воды.
В БГ установлены:
- блок трубопроводов;
- устройство измерения расхода;
- площадка обслуживания;
- элементы вентиляции и отопления,
- шкаф управления;
- кнопочный пост управления вентиляцией.
Блок трубопроводов состоит из напорного коллектора с регулирующими вентилями, высоконапорных водоводов, сбросного коллектора, вентилей и устройства измерения расхода. Изменение расхода технологической воды осуществляется регулирующими вентилями, установленными на напорном коллекторе.
В зависимости от количества водоводов блоки напорных гребенок подразделяются на 8-, 5- и 4-водоводные. 5- и 4-водоводные блоки напорной гребенки могут поставляться отдельно от станции. По типу устройства измерения расхода воды блоки гребень поставляются с: сужающим устройством в комплекте со щитом дифманометров; аппаратурой Электрон-2М; датчиком расхода ДРК 1-100-50-5.
При установке аппаратуры Электрон-2М и датчика расхода ДРК 1-100-50-5 первичные приборы устанавливаются непосредственно на напорных трубопроводах в БГ, а вторичные - на стойках в отдельно стоящем приборном блоке (ОП). Для отопления блока установлены 3 маслозаполненные печи мощностью по 2 кВт с контролем температуры. Вентиляция осуществляется путем забора воздуха через воздуховод, расположенный на полу блока, осевым вентилятором типа В-06-300№ 5H1C, установленным на боковой панели.
В таблице 1.4.3 приведена техническая характеристика четырех основных групп блочных кустовых насосных станций: БКНСYen100; БКНСYen150, БКНСYen200; БКНСYen500. Центробежные насосы секционные типа ЦНС Насосы типа ЦНС - центробежные насосы секционные: Г - для перекачивания воды с температурой 45-105 оС (масла - 2-60 оС), М - для перекачивания масла, УН - для перекачивания утечек нефти, после цифр указывается климатическое исполнение и категория размещения насоса при эксплуатации по ГОСТ 15150-69. Допустимая массовая доля механических примесей до 0,1% и размером твердых частиц не более 0,1 мм. Давление на входе в насос при перекачивании воды должно быть не менее: - 0,1 МПа и 0,07-0,015 МПа при перекачивании масла. Максимально допустимое давление на входе всех типов - не более 0,3 МПа. Общий вид центробежного секционного насоса (ЦНС), технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 38 и 60 м3час, технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 105, 180 и 300 м3час.
Агрегаты ЦНС 300-120...540 и ЦНС 105-98...441 предназначены для перекачивания обводненной газонасыщенной и товарной нефти с температурой 0-45оС плотностью 700-1050кгм 3, содержанием парафина не более 20%, механических примесей размером твердых частиц до 0,2 мм и объемной концентрацией 0,2%, обводненностью не более 90%. Давление на входе в насос составляет 0.05-0,6 МПа. Оборудование нагнетательных скважин включает:
Наземное оборудование:
- нагнетательная арматура;
- обвязка устья скважины.
Подземное оборудование:
- насосно-компрессорные трубы (НКТ);
- пакер.
Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при закачке рабочего агента. Арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры - трубная головка и елка.
Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ.
Она состоит из крестовины, задвижек и быстро сборного соединения.
Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Нагнетательная арматура обвязывается с нагнетательной линией скважины. К конструкции нагнетательных скважин предъявляются следующие требования:
1. оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальные ожидаемые давления нагнетания;
2. нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной НКТ и, при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента;
3. для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью.
К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта. Эти ме - тоды объединяются общим понятием нестационарное заводнение и включают 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 прекра - щения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются ка - пиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием. Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда об - водненность достигает более 75%.
При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличе - ния градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор - наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи.
При - ступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а за - тем - в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностя - ми используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления, форсированного от - бора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.
Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забо - ям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины распола - гают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким обра - зом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа - в нефтяную часть. Очаговое заводнение - это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.
Физико-химические методы
Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов - одно из наиболее перспективных направлений в процессахразработки нефтяных месторождений.
Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия. Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низко проницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Он оказывает воздействие не только на призабойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи. При ГРП создается си - стема глубоко проникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дрениру - емая скважиной зона и повышается производительность скважин.
Продолжительность эф - фекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности - 85%.
Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимер - ное заводнение. Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров. Основное назначение полиме - ров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов - выравнивание неоднородности продук - тивных пластов и повышение охвата при заводнении.
Существуют следующие технологии с использованием полимеров:
- полимерное заводнение (закачка оторочки} на неоднородных по проницаемости объек - тах 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 при - емистости и интенсификации добычи нефти;
- циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакриламида, содержащего неионогенное ПАВ;
- циклическое воздействие на продуктивный пласт лолимерсодержащими поверхностно-активными системами;
- щелочно-полимерное заводнение;
- полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты. Особенно эффективен метод ВУС для пластов, характеризующихся резкой неоднород - ностью и слабой гидродинамической связью.
Данный метод выравнивает проницаемость и тем самым позволяет повысить охват пласта полимерным воздействием и снизить темпы обводнения добываемой нефти. К модифицированным технологиям относится воздействие на обводненные продуктивные пласты полимер-дисперсной системой (ПДС) на основе ПАА суспензий глин.
Их применение заключается во внутрипластовом регулируемом образовании дисперсных вязкоупругих систем между химическими реагентами и водонефтенасыщенной породой. Это позволяет увеличить нефтеотдачу на поздней стадии разработки, когда традиционные методы малоэффективны.
Одним из эффективных методов физико-химического воздействия на пласт является ще - лочное заводнение. Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи.
При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязко - стью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелоч - ное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов. Для доотмыва остаточной нефти применяется метод закачки большеобъемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ). На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды.
Для этой цели применяются различные методы ремонтно-изоляционных работ, в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов. Наиболее часто применяется изоляция цементом обводненных пропластков или ликвидация заколонной циркуляции. В том случае, когда происходит прорыв воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, прак - тически не отделенными глинистыми перемычками от необводненных интервалов, использу - ется метод селективной (избирательной) изоляции. Вариантами этого метода являются: при - менение кремнийорганических соединений (продукт 119-204, Акор), закачка силиката натрия (жидкое стекло), волокнисто- и полимернаполненных дисперсных систем (ВДС и ПНДС). На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов экологически чистыми технологиями может решить метод микробиологического воздействия ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Каспийский общественный университет
Высшая школа Инженерии
Допущен к защите
Декан ____________
___________________ Ф.И.О.
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
На тему: "Современные технологии при транспортировке нефти и нетепродуктов."
по специальности образовательной программе 5В070800 - Нефтегазовое дело
Выполнил (-а):
Ахриев М.И.
Местоев И.Б.
Научный руководитель
PhD. Ассоц. профессор
Сарыбаев М. А.
Алматы 2020
Содержание
Введение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .3
1.Технологическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...3
1.1 Выбор системы разработки месторождения ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...4
1.1.1 Режимы разработки нефтяных и газовых пластов на месторождении компании ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...7
1.1.2 Система поддержания пластового давления и методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении и их эффективность ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...9
1.2 Техника и технология добычи нефти и газа ... ... ... ... ... ... ... ..1 9
1.2.1 Характеристика применяемых способов эксплуатации скважин и их оборудования на месторождении ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ..21
1.2.2 Цель и задачи системы сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .24
1.3 Основы проектирования технологических объектов нефтегазоконденсатных месторождений ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... .27
1.3.1 Сооружение и эксплуатация промысловых технологических трубопроводов ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...30
1.3.2 Проектирование и эксплуатация дожимных насосных и компрессорных станций ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 32
1.3.3 Сооружение и эксплуатация сырьевых и товарных резервуаров...35
1.4 Специальная часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .37
1.4.1 Анализ научно-технической информации по теме дипломной работы ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .38
1.4.2 Расчет по теме дипломной работы и анализ полученных результатов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 38
1.4.3 Экономическая эффективность мероприятий по теме специальной части ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...39
2 Охрана труда, техника безопасности и промышленная санитария ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 41
2.1 Опасные и вредные производственные факторы технологических процессов добычи, сбора и подготовки нефти и газа ... ... ... ... ... ... 42
2.2 Система обеспечения безопасности на промысле ... ... ... ... ... ... 45
3. Экологическая безопасность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 46
3.1 Источники загрязнения окружающей среды при добыче, сборе и подготовке углеводородов ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... 47
3.2 Природоохранные мероприятия при сооружении и эксплуатации технологических объектов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..49
Заключение ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...53
Список литературы ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...54
ВВЕДЕНИЕ
Часть 1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Глава 1. Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов.
1. Технологическая часть
Основные геологические понятия.
Залежью называется естественное локальное скопление нефти в одном или нескольких гидродинамически связанных пластах. Месторождение - это совокупность залежей нефти, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, расположенных на одной локальной площади. Месторождение может быть одно- или многопластовое. Залежи подразделяются на однофазные и двухфазные. Однофазными называются залежи, содержащие в пластовых условиях одну фазу. Двухфазными называются залежи, содержащие в пластовых условиях две фазы. К ним относятся нефтегазовые залежи (НГЗ), газонефтяные (ГНЗ), газоконденсатонефтяные залежи (ГКНЗ). В двухфазных залежах более легкие углеводороды находятся газообразной форме, более тяжелые - в жидком состоянии. Конденсат частично растворен в нефти, частично в газе. Условная линия раздела жидкой и газовой фаз называется газонефтяной контакт - ГНК.
В двухфазной залежи (пласте) одновременно находятся две фазы - газообразная (газ) и жидкая (нефть) - непроницаемой границы между ними нет, это единая гидродинамическая система. Извлечение нефти ведет к перераспределению давления в газовой шапке, возникновению двухфазной фильтрации, изменению положения ГНК, внутреннего и внешнего контуров газоносности. Геологические особенности строения пластов характеризуются следующими коэффициентами: коэффициент расчлененности, коэффициент песчанистости
Фильтрационно - емкостные свойства коллекторов.
Коллекторами называют горные породы, способные содержать в себе флюиды и отдавать их при перепаде давления (при современных технологиях). Коллекторы характеризуются фильтрационными и емкостными свойствами (ФЕС). Емкостные свойства терригенных пород характеризуются коэффициентами пористости. Под пористостью понимается наличие в породе пор (пустот), в которых содержатся флюиды (газ, нефть, пластовая вода). Емкостные свойства трещиноватых пород характеризуются коэффициентом трещиноватости, определяемым как отношение объема трещин к объему образца. Если коллектор трещиновато - пористый, то его емкостные свойства характеризуются суммой коэффициентов пористости и трещиноватости. Коэффициенты насыщенности - определяются отношением объема пор, занятых флюидом, к объему открытых пор. Аналогично можно рассмотреть наличие в поровом пространстве пласта трех фаз: воды, нефти и газа. Проницаемость - свойство горной породы пропускать через себя флюиды при перепаде давления. Проницаемость является фильтрационным параметром. При разработке месторождений в пластовых условиях встречаются различные виды фильтрационных потоков: раздельное движение нефти, воды, газа; их совместные фильтрации: двух или трех фаз. В зависимости от количественного и качественного состава фаз проницаемость пористой среды будет различной. Поэтому для характеристики фильтрационной способности коллектора введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей. Абсолютная проницаемость (kабс) - это фильтрующая способность породы (керна) для инертного газа (воздуха, азота). Считается, что молекулы инертного газа не взаимодействуют с частицами породы. Фазовой проницаемостью называется проницаемость коллектора для данной фазы нефти kн, воды kв , газа kг при наличии в пустотном пространстве других фаз, независимо от того, движутся они или покоятся. Относительная проницаемость определяется отношением фазовой проницаемости к абсолютной. Относительные и фазовые проницаемости зависят от коэффициента водонасыщенности.
1.1 Выбор системы разработки месторождения
В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями.
Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.
В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т. д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).
При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки. Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.
Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает потребности страны в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.
Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью.
При разработке залежей с ухудшенной геологопромысловой характеристикой (повышенная вязкость пластовой нефти, пониженная проницаемость пород-коллекторов) с помощью заводнения также достигается повышение коэффициента извлечения нефти почти в 2 раза по сравнению с его величиной при разработке на природном режиме, но абсолютные значения этого коэффициента не во всех случаях достаточно высоки. В связи с широким диапазоном показателей геолого-физической характеристики залежей значения конечного коэффициента извлечения нефти при заводненни находятся в широких пределах -- в основном от 0.3 до 0,6. В среднем по стране при заводнении пластов в недрах остается около половины содержащихся в них запасов нефти.
В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:
1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;
2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;
3) при необходимости -- о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади:
4) о плотности сетки скважин;
5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;
6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.
По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических исследований, по другим -- могут быть предложены две-три близкие рекомендации. На этой основе специалистами в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Варианты различаются сочетанием рекомендаций по пунктам, обоснованных по геологическим данным. Из них выбирают оптимальный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональноной системе разработки. Выбор оптимального варианта выполняют на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.
Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных месторождении при вытеснении нефти водой, выполненные в разные годы и в разных масштабах, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геологопромысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение системы разработки, соответствующей геолого-физическим условиям, дает возможность в значительной мере снивелировать неблагоприятные геологопромысловые особенностн эксплуатационных объектов.
Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.
Геологическая модель представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами залежей, а также словесное описание особенностей залежей.
Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта; карты поверхностей коллекторов объекта с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; геологические профили по эксплуатационному объекту с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной мощности в целом по объекту и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, карта температуры, карта коэффициента светопоглощения, карта проницаемости и др.).
Цифровыми данными характеризуются пористость, проницаемость, начальная нефте(газо) насыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо) насыщенная мощность; мощность проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа. конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекты в целом и по его частям, изучаемым на мезо-, макро- и мета - уровнях.
К группе цифровых данных относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; мета- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.): термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается при разработке объекта.
К важнейшим цифровым данным, характеризующим геологическую модель месторождения, относятся: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи, изучаемых на метауровне, -- чисто нефтяной, водонефтяной нефтегазовой, нефте газоводяной, газоводяной зон.
В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами. приводят кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристику фазовых проницаемостей. зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.
В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.
1.1.1 Режимы разработки нефтяных и газовых пластов на месторождении
Разработка нефтяных месторождений обычно начинается на естественных режимах, без воздействия на пласт, нагнетательные скважины еще не построены, закачка воды не происходит. Для извлечения нефти, ее притока к забоям добывающих скважин используется энергия пласта. Прежде чем говорить о видах пластовой энергии, рассмотрим естественное состояние пласта до его первичного вскрытия бурением.
Режимы работы нефтяных залежей.
Режимом работы залежи называется проявление преобладающего
вида пластовой энергии в процессе разработки. По преобладающему виду пластовой энергии различают режимы работы (разработки) нефтяных залежей. Упругий режим - характеризуется превышением пластового давления над давлением насыщения, углеводороды - нефть находится в однофазном состоянии. Фильтрация нефти происходит за счет упругой энергии деформации нефти и пласта. Давление от пластового на контуре питания до давления на забое скважины изменяется по логарифмическому закону. Вокруг забоя скважины образуется воронка депрессии. Депрессия определяется как Δp=pпл - pс.
Упруговодонапорный режим.
Упруговодонапорный режим осуществляется при наличии активных законтурных пластовых вод. Вытеснение нефти происходит за счет упругой энергии пластовых вод при наличии хорошо проницаемой и достаточно обширной водонасыщенной зоны. С момента начала распространения воронки депрессии за пределы внутреннего контура нефтеносности и вторжения в законтурную водоносную область вода внедряется в нефтяную зону, происходит процесс вытеснения нефти водой к забоям добывающих скважин. Начинается совместная фильтрация нефти и пластовой воды, продукция начинает обводняться, хотя нагнетание воды пласт еще не происходит. Если количество отбираемой жидкости (нефть+вода) равно количеству поступаемой в чисто нефтяную зону пластовой воды, то такой режим называется жестким водонапорным. В естественных условиях такой режим практически не встречается, но его выделение способствует надежному и успешному проектированию процесса извлечения нефти. Нарушение баланса между отбором жидкости и поступлением в пласт свидетельствует о том, что работают другие виды энергии. Количество поступаемой в пласт воды из законтурной области можно определить по формуле Пилатовского.
Режим растворенного газа.
Этот режим обусловлен проявлением упругой энергии расширения (деформации) растворенного в нефти газа. При снижении давления ниже давления насыщения газ начинает выделяться из нефти. Это приводит к образованию в пласте газированной жидкости и возникновению в пласте двухфазной фильтрации газ + нефть.
Газонапорный режим.
Газонапорный режим или режим газовой шапки осуществляется за счет проявления энергии расширения сжатого газа в газовой шапке и возможен только при опережающей разработки нефтяной части пласта нефтегазовой залежи. Давление в нефтяной части пласта падает. За счет разницы давлений (депрессии) в газовой шапке и в нефтяной зоне происходит вытеснение нефти из пласта газом, вторгающимся из газовой шапки. Давление газа в газовой шапке уменьшается. При упругом газонапорном режиме при некотором снижении давления на ГНК вследствие отбора нефти начинается расширение газа в газовой шапке. При жестком газонапорном режиме при отборе нефти давление в газовой шапке считается постоянным. Это возможно при больших объемах газа в газовой шапке. Изменение первоначального положения ГНК называется конусообразованием. Депрессии и дебиты при разработке на газонапорном режиме малы, при прорыве газа к интервалам перфорации нефтяных скважин газовый фактор резко возрастает.
Гравитационный режим.
Гравитационный режим начинает проявляться, когда остальные виды энергии истощаются, и действует только потенциальная энергия нефти (гравитационные силы). Выделяют: 1. Гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности - напорно-гравитационный. Нефть под давлением силы тяжести перемещается вниз по пропластку. Дебиты небольшие и постоянные. 2. Гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше, чем в предыдущем режиме и со временем уменьшаются.
Смешанные режимы.
При одновременном проявлении разных видов энергий в пласте возникают нескольких режимов, которые действуют одновременно. Например, при разработке нефтяной части нефтегазовой залежи, подстилаемой активной подошвенной водой. Работают режимы газонапорный и упруговодонапорный. Давление на забое добывающей скважины меньше, чем давления в газовой шапке и водонасыщенной части пласта. В пласте образуются зоны совместной фильтрации: нефть - газ, нефть - вода. Изменяется первоначальные положения ГНК и ВНК. Вода и газ прорываются к отверстиям перфораций добывающих скважин. Образуются два конуса: газа сверху, воды снизу. Продукция загазовывается и обводняется
1.1.2 Система поддержания пластового давления и методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении и их эффективность.
Принципиальная 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 должна обеспечивать:
- необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами;
- подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех. примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;
- проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки, и месторождению в целом;
- герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;
- возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.
Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис.10.1)
- систему нагнетательных скважин;
- систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);
- станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.
Принципиальная схема системы ППД, Система трубопроводов ППД
К трубопроводам системы поддержания пластового давления относятся:
- нагнетательные линии (трубопровод от ВРБ до устья скважины);
- водоводы низкого давления (давление до 2 МПа);
- водоводы высокого давления (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами);
- внутриплощадочные водоводы (водоводы площадочных объектов).
Транспортируемой продукцией трубопроводов является агрессивная смесь вод, содержащая: механические примеси, серу, кальцит и другие вредные вещества.
Технологии сбора и транспорта продукции
Подача воды на блочные кустовые насосные станции (БКНС) осуществляется из нескольких источников:
- по водоводам низкого давления подается пластовая вода (УПСВ и ЦППН (ЦПС));
- по водоводам низкого давления подается вода из водозаборных скважин;
- из открытых водоемов по водоводам низкого давления подается пресная вода. Из БКНС рабочий агент (вода) через водораспределительные блоки (ВРБ) по водоводам высокого давления и нагнетательным линиям скважин подается для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.
Основные технологические параметры
Конструкция промысловых трубопроводов (диаметр, толщина стенки), способ их прокладки, материал для их изготовления определяются проектной организацией и обеспечивают:
- безопасную и надежную эксплуатацию;
- промысловый сбор и транспорт вод системы ППД в нагнетательные скважины;
- производство монтажных и ремонтных работ;
- возможность надзора за техническим состоянием водоводов;
- защиту от коррозии, молний и статического электричества;
- предотвращение образования гидратных и других пробок. К насосным станциям, называемым кустовыми насосными станциями (КНС), подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин.
Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения.
Выделяются блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосов 1 2 3 5 6 4 7 6 5 4 3 2 1 а б ЦНС-180 и ЦНС-500.
Описание конструкции и принцип действия БКНС.
Насосный блок включает в себя в качестве основных элементов центробежные многоступенчатые секционные насосы типа ЦНС-180 или ЦНС-500, основные показатели которых, в зависимости от числа ступеней. Насосный блок включает электропривод насоса (синхронного типа серии СТД со статическим возбуждением или асинхронного типа серии АРМ), масляную установку для насосного агрегата, осевой вентилятор с электроприводом, пост местного управления с кнопкой аварийного останова, стенд приборов, запорно-регулирующую арматуру насосного агрегата, технологические трубопроводы.
На типовой технологической схеме БКНС цифрами обозначено: 1, 2, 7 - шкафы соответственно трансформаторные, вводы кабеля и управления дренажными насосами; 3 - станция управления; 4 - распределительное устройство низковольтное; 5, 6 - щиты приборный и общестанционный; 8, 13, 23 - насосы 1СЦВ, ЦНСК и ЦНС180; 9, 11, 21 - клапаны соответственно: обратный, подъемный и обратный; 10, 19, 26, 28 - вентили соответственно: запорный, электро- магнитный, регулирующий, угловой; 12, 14, 16, 17, 20 - задвижки ЗКЛ и электроприводная; 15 - фильтр; 18 - маслоохладитель; 22 - бак масляный; 24 - муфта зубчатая; 25 - электродвигатель; 27 - диафрагма; I - насосные блоки; II - блок дренажных насосов; III - блок низковольтной аппаратуры и управления; IV - блок напорных гребенок; V - распределительное устройство РУ-6(10) кВ; VI - трансформаторная комплектная подстанция КТПН 66-1606КК; VII - резервуар сточных вод. В состав БКНС входят насосные блоки двух видов: НБ-1 (крайний насосный блок) и НБ-2 -средний. Блок НБ-1 обязателен независимо от числа насосных агрегатов в составе БКНС. Различие этих блоков - в исполнении их укрытия.
Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия - обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403. Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распределения поступающей от насоса ТЖ по напорным трубопроводам, размещают в отдельном цельнометаллическом боксе на расстоянии не менее чем 10 м от остальных блоков. Включает в себя распределительный коллектор, коллектор обратной промывки, пункт управления, расходомер с сужающим устройством, запорный вентиль, вентилятор, площадку для обслуживания, электропечь. Перспективным направлением является применение гидропроводных модульных насосов с абсолютной регулируемостью подачи. Электропровод и кабели уложены в металлических коробах, стальных трубах, гибких металлорукавах. В БА электропроводы (стянутые в жгуты) и кабели проложены в лотках под настилом, доступ к которым осуществляется через люки. Работа станции происходит следующим образом. Технологическая вода через всасывающий трубопровод подается на вход центробежного насоса ЦНС-180. От насоса по напорному трубопроводу вода подается в БГ, где распределяется на восемь, пять или четыре водонапорных водовода (в зависимости от типа БГ) и далее подается на нагнетательные скважины. Для сброса воды из водоводов при ремонте БГ имеется специальный коллектор. Насосные агрегаты с насосами ЦНС 180-1900 и ЦНС 180-1422 снабжены индивидуальными маслосистемами, обеспечивающими принудительную подачу масла для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя.
Система водяного охлаждения предусматривает:
- охлаждение масла при принудительной смазке подшипников насосного агрегата НБ;
- охлаждение подшипников НА с насосом ЦНС- 1050;
- подачу воды для охлаждения и запирания сальников концевых уплотнений насосов ЦНС-180 в случае падения давления во всасывающем патрубке насоса до 0,1 МПа, а также охлаждение электродвигателей с ЗЦВ. Из резервуара сточная вода периодически перекачивается основными насосами БД ЦНСК-60254 на вход насосов ЦНС-180. В БА установлена аппаратура, обеспечивающая пуск, контроль основных параметров и эксплуатацию станции, аппаратуры распределения электроэнергии, щитов управления двигателями, отопления и дренажных насосов. Измерение, запись давления и расхода воды. поступающей в нагнетательные скважины производится расходомерными устройствами, расположенными на каждом водоводе БГ.
В качестве основного варианта рассмотрим насосный блок с принудительной смазкой подшипников насосного агрегата НА (давление на выкупе насосов выше 10 МПа).
В НБ установлены:
- насосный агрегат НА, состоящий из насоса типа ЦНС-180 и электродвигателя;
- маслоустановка и трубопроводы системы смазки с арматурой;
- трубопроводы и арматура технологической воды;
- трубопроводы и арматура системы охлаждения;
- трубопроводы подпора и охлаждения сальников насоса;
- дренажные трубопроводы;
- кнопочный пост управления маслоустановкой,
- кнопочный пост управления электроприводной задвижкой;
- короба и трубы электропроводки,
- аварийная кнопка;
- манометровая колонка;
- кнопочный пост управления вентиляцией.
Установленное оборудование смонтировано и закреплено на санях и ограждающих конструкциях блока.
Центробежный секционный насос ЦНС-180 имеют номинальную производительность 180 м3ч при расчетном (номинальном) давлении на выкиде насоса. Допускается изменение расхода воды от 50 до 180 м3ч при плотности воды равной 1000-1001кгм 3. Для защиты проточной части насоса от крупных механических примесей во всасывающем патрубке установлен сетчатый фильтр. Для привода насоса используются электродвигатели двух типов - синхронные и асинхронные. Охлаждение воздуха в двигателях с ЗЦВ осуществляется пресной водой. В двигателях с РЦВ охлаждение обмоток статора осуществляется воздухом из машинного зала.
Маслосистема НА состоит из маслобака емкостью 0,6 м3 , шестеренного маслонасоса с электроприводом производительностью 2,1 м3ч и давлением 0,27 МПа, маслоохладителя с фильтрами и системы трубопроводов с запорной арматурой. На всасывающем трубопроводе технологической воды установлены клиновая задвижка типа ЗКЛ2 и сетчатый фильтр. На напорном трубопроводе установлены обратный клапан и электроприводная задвижка В-407Э. В верхней точке напорного трубопровода установлен вентиль для стравливания воздуха. Трубопроводы системы охлаждения предназначены для подвода охлаждающей воды к маслоохладителю и воздухоохладителям двигателей с ЗЦВ. От системы охлаждения вода подается вода для запирания и охлаждения концевых сальниковых уплотнений насоса при падении давления, а приемном патрубке насоса ниже 0,1 МПа. При работе насоса с давлением во входном патрубке от 0,6 до 3,0 МПа происходит разгрузка сальников с отводом воды через щелевые уплотнения насоса в безнапорную емкость. Отвод воды из камеры гидропаты насоса производится во всасывающий трубопровод. Дренаж от концевых уплотнений насоса производится в дренажный бак, установленный в БД.
Местный контроль технологических и эксплуатационных параметров работы насосных агрегатов, настройка датчиков сигнализации осуществляются по манометрам и показаниям амперметра цепи возбуждения двигателя типа СТД. После пуска кнопкой "пуск со щита управления, установленного в БА, включается масляный насос, и при достижении давления в конце масляной линии 0,05...0,1 МПа начинается запуск основного насоса. После достижения давления за насосом 0,9 Рном начинает открываться электрозадвижка на линии нагнетания. После открытия задвижки в течение 60с насос выходит на установившийся режим работы. В насосном блоке с системой виброизоляции насосных агрегатов насосный агрегат с рамой устанавливается на резинометаллические амортизаторы, закрепленные к саням. На всасывающем и напорном трубопроводах насоса устанавливаются компенсаторы, а на трубопроводах подачи смазки, подпора сальников - резиновые рукава.
При работе станции за счет амортизаторов и упругих компенсирующих вставок на трубопроводах снижается передача вибрации от насосного агрегата трубопроводам, несущим конструкциям, основаниям блоков и фундаментам, а также уменьшается передача шума.
В БД установлены:
- 2 насосных агрегата с насосами ЦНСК-60264;
- дренажный бак;
- 2 самовсасывающих насоса 1СЦВ-1,5М;
- 4 блока печей ПЭТ-4;
- защитные короба электропроводки;
- трубопроводы и арматура технологической воды.
Насосы 1СЦ8-1,5М предназначены для откачки воды из дренажного бака в резервуар сточных вод. Насосы типа ЦНСК-60264 служат для откачки воды из резервуара сточных вод во всасывающий трубопровод НБ. 1 насос является резервным. Блок напорной гребенки (БГ) служит для распределения технологической воды на скважины системы ППД. Разработано шесть типов блока напорной гребенки в зависимости от количества водоводов и типа устройства измерения расхода воды.
В БГ установлены:
- блок трубопроводов;
- устройство измерения расхода;
- площадка обслуживания;
- элементы вентиляции и отопления,
- шкаф управления;
- кнопочный пост управления вентиляцией.
Блок трубопроводов состоит из напорного коллектора с регулирующими вентилями, высоконапорных водоводов, сбросного коллектора, вентилей и устройства измерения расхода. Изменение расхода технологической воды осуществляется регулирующими вентилями, установленными на напорном коллекторе.
В зависимости от количества водоводов блоки напорных гребенок подразделяются на 8-, 5- и 4-водоводные. 5- и 4-водоводные блоки напорной гребенки могут поставляться отдельно от станции. По типу устройства измерения расхода воды блоки гребень поставляются с: сужающим устройством в комплекте со щитом дифманометров; аппаратурой Электрон-2М; датчиком расхода ДРК 1-100-50-5.
При установке аппаратуры Электрон-2М и датчика расхода ДРК 1-100-50-5 первичные приборы устанавливаются непосредственно на напорных трубопроводах в БГ, а вторичные - на стойках в отдельно стоящем приборном блоке (ОП). Для отопления блока установлены 3 маслозаполненные печи мощностью по 2 кВт с контролем температуры. Вентиляция осуществляется путем забора воздуха через воздуховод, расположенный на полу блока, осевым вентилятором типа В-06-300№ 5H1C, установленным на боковой панели.
В таблице 1.4.3 приведена техническая характеристика четырех основных групп блочных кустовых насосных станций: БКНСYen100; БКНСYen150, БКНСYen200; БКНСYen500. Центробежные насосы секционные типа ЦНС Насосы типа ЦНС - центробежные насосы секционные: Г - для перекачивания воды с температурой 45-105 оС (масла - 2-60 оС), М - для перекачивания масла, УН - для перекачивания утечек нефти, после цифр указывается климатическое исполнение и категория размещения насоса при эксплуатации по ГОСТ 15150-69. Допустимая массовая доля механических примесей до 0,1% и размером твердых частиц не более 0,1 мм. Давление на входе в насос при перекачивании воды должно быть не менее: - 0,1 МПа и 0,07-0,015 МПа при перекачивании масла. Максимально допустимое давление на входе всех типов - не более 0,3 МПа. Общий вид центробежного секционного насоса (ЦНС), технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 38 и 60 м3час, технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 105, 180 и 300 м3час.
Агрегаты ЦНС 300-120...540 и ЦНС 105-98...441 предназначены для перекачивания обводненной газонасыщенной и товарной нефти с температурой 0-45оС плотностью 700-1050кгм 3, содержанием парафина не более 20%, механических примесей размером твердых частиц до 0,2 мм и объемной концентрацией 0,2%, обводненностью не более 90%. Давление на входе в насос составляет 0.05-0,6 МПа. Оборудование нагнетательных скважин включает:
Наземное оборудование:
- нагнетательная арматура;
- обвязка устья скважины.
Подземное оборудование:
- насосно-компрессорные трубы (НКТ);
- пакер.
Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при закачке рабочего агента. Арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры - трубная головка и елка.
Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ.
Она состоит из крестовины, задвижек и быстро сборного соединения.
Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Нагнетательная арматура обвязывается с нагнетательной линией скважины. К конструкции нагнетательных скважин предъявляются следующие требования:
1. оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальные ожидаемые давления нагнетания;
2. нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной НКТ и, при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента;
3. для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью.
К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта. Эти ме - тоды объединяются общим понятием нестационарное заводнение и включают 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 прекра - щения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются ка - пиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием. Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда об - водненность достигает более 75%.
При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличе - ния градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор - наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи.
При - ступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а за - тем - в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностя - ми используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления, форсированного от - бора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.
Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забо - ям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины распола - гают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким обра - зом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа - в нефтяную часть. Очаговое заводнение - это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.
Физико-химические методы
Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов - одно из наиболее перспективных направлений в процессахразработки нефтяных месторождений.
Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия. Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низко проницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Он оказывает воздействие не только на призабойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи. При ГРП создается си - стема глубоко проникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дрениру - емая скважиной зона и повышается производительность скважин.
Продолжительность эф - фекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности - 85%.
Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимер - ное заводнение. Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров. Основное назначение полиме - ров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов - выравнивание неоднородности продук - тивных пластов и повышение охвата при заводнении.
Существуют следующие технологии с использованием полимеров:
- полимерное заводнение (закачка оторочки} на неоднородных по проницаемости объек - тах 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 при - емистости и интенсификации добычи нефти;
- циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакриламида, содержащего неионогенное ПАВ;
- циклическое воздействие на продуктивный пласт лолимерсодержащими поверхностно-активными системами;
- щелочно-полимерное заводнение;
- полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты. Особенно эффективен метод ВУС для пластов, характеризующихся резкой неоднород - ностью и слабой гидродинамической связью.
Данный метод выравнивает проницаемость и тем самым позволяет повысить охват пласта полимерным воздействием и снизить темпы обводнения добываемой нефти. К модифицированным технологиям относится воздействие на обводненные продуктивные пласты полимер-дисперсной системой (ПДС) на основе ПАА суспензий глин.
Их применение заключается во внутрипластовом регулируемом образовании дисперсных вязкоупругих систем между химическими реагентами и водонефтенасыщенной породой. Это позволяет увеличить нефтеотдачу на поздней стадии разработки, когда традиционные методы малоэффективны.
Одним из эффективных методов физико-химического воздействия на пласт является ще - лочное заводнение. Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи.
При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязко - стью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелоч - ное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов. Для доотмыва остаточной нефти применяется метод закачки большеобъемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ). На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды.
Для этой цели применяются различные методы ремонтно-изоляционных работ, в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов. Наиболее часто применяется изоляция цементом обводненных пропластков или ликвидация заколонной циркуляции. В том случае, когда происходит прорыв воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, прак - тически не отделенными глинистыми перемычками от необводненных интервалов, использу - ется метод селективной (избирательной) изоляции. Вариантами этого метода являются: при - менение кремнийорганических соединений (продукт 119-204, Акор), закачка силиката натрия (жидкое стекло), волокнисто- и полимернаполненных дисперсных систем (ВДС и ПНДС). На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов экологически чистыми технологиями может решить метод микробиологического воздействия ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
