Ознакомительная практика для студентов специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» (стр. 3 )

Каждый блок монтируется на металлической раме и транспортируется к месту монтажа на трайлерах или по железной дороге.

6 Подземные кустовые насосные станции

Подземные кустовые насосные станции представляют собой электроцентробежные насосы большой производительности УЭЦП (установки электроцентробежные для поддержания пластового давления). Они могут быть спущены в артезианские скважины и одновременно добывать воду и закачивать ее в пласт. По такой схеме работает УЭЦП на промыслах Восточной Сибири.

Поскольку диаметр УЭЦП превышает диаметр обычных эксплуатационных скважин, применение их требует сооружения специальных скважин.

На промыслах Башкирии и Татарии используют УЭЦП в специальных шурфах (глубина до 30 м, диаметр 700 мм), куда подают воду от водозаборов.

Здесь же получили применение для целей ППД серийные УЭЦН, которые могут размещаться в шурфе или в обычной скважине, перекрытой на глубине 30…40 м цементным мостом. Вода подается в этом случае в затрубное пространство или добывается из водоносного горизонта этой скважины.

Получили ограниченное применение УЭЦН для одновременной добычи и закачки воды в одной скважине.

7 Конструкция нагнетательных скважин

В большинстве своем нагнетательные скважина по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным.

Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем.

Надпакерное пространство следует заполнить нейтральной к металлу жидкостью (можно и нефтью).

Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема воды, зумпф, глубиной не менее 20 м для накопления механических взвесей.

Целесообразно применение вставных (сменных) фильтров, которые могут периодически подниматься из скважин и очищаться.

Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций промывок, освоения, обработок и т. д.

Наиболее распространена на месторождениях восточных районов арматура типа 1АНЛ-60-200.

Арматура состоит из колонного фланца, устанавливаемого на обсадную колонну, крестовины, применяемой для сообщения с затрубным пространством, катушки, на которой подвешиваются НКТ, тройника для подачи нагнетаемой жидкости в скважину.

Пакер применяется для разобщения отдельных участков ствола скважины. Получили широкое применение пакеры механического или гидромеханического действия, рассчитанные на перепад давления до70 Мпа. Пакер спускается в скважину одновременно с якорем.

Назначение и конструкция пакера и якоря принципиально не отличаются от применяемых при фонтанной эксплуатации скважин.

8 Освоение нагнетательных скважин

Освоение нагнетательных скважин – комплекс мер, связанных с пуском их в работу.

В большинстве своем – это меры, проводимые для эксплуатационных скважин: очистка призабойной зоны пласта от привнесенного в процессе бурения глинистого раствора, образование сети трещин. Но для скважин, вводимых под нагнетание из нефтяных, причем проработавших длительное время, возникает ряд специфических трудностей. Рассмотрим некоторые виды освоения.

Свабирование представляет собой наиболее простой и вполне эффективный способ освоения скважин.

Состоит в спуске в скважину поршня с клапаном, открывающимся при движении поршня вниз и закрывающимся при подъеме. При этом поршень поднимает столб жидкости, находящийся над ним, который может достигать сотен метров (по данным БашНИПИнефть – 300 м). В результате происходит резкое снижение давления на пласт и выброс из него с большой скоростью жидкости с механическими взвесями. Эффект может быть усилен за счет применения пакера: перепад в этом случае может достигнуть 500 м.

Однако, при свабировании не исключены случаи возникновения фонтанирования скважины, а также затруднена герметизация устья скважины.

Гидросвабирование – метод чередующихся циклов закачки воды в пласт и ее прекращения с выбросом на поверхность определенной порции жидкости из пласта, содержащей посторонние примеси. Эффективность метода состоит в создании депрессии на пласт путем резкого открытия задвижки на устье скважины.

Кислотная обработка широко применяется для очистки призабойной зоны пробуренной скважины от глинистого раствора. Для этой цели используется соляная кислота (НСI), серная (H2SO4), плавиковая (HF) и другие кислоты.

Если нефтесодержащие породы сложены известняками, доломитами, то для таких пластов рекомендуется соляная кислота.

Хлористый кальций и хлористый магний – вещества, хорошо растворимые в воде, углекислый газ растворяется в воде при давлении свыше 7,6 Мпа, или уносится из скважины в газообразном виде.

Терригенные коллекторы (песчаники, алевролиты) подвергаются эффективному воздействию плавиковой кислоты (HF):

Наличие в терригенных коллекторах карбонатов и глин замедляют процесс воздействия плавиковой кислоты, поэтому в этих случаях используют соляной и плавиковой кислоты – глинокислоты (HF – 4%, НСI – 8%). Применяют и другие кислоты.

Освоение скважины после бурения независимо от того, будет эта скважина добывающей или нагнетательной, преследует одну общую цель – очистить призабойную зону пласта от привнесенного в нее в процессе бурения глинистого раствора.

Следует выделить работу по освоению под закачку скважин, ранее работавших как добывающие. Специфика освоения таких скважин состоит в том, что воздействие на них кислотой не приводит к эффекту вследствие надежного покрытия пор продуктивного пласта нефтяной пленкой. Для освоения таких пластов нами предложена технология, базирующая на предварительной закачке в пласт растворителя, его выдержке в течение 2…5 часов и последующей промывке скважины.

9 Оборудование для осуществления технологий

Закачка газа в пласт осуществляется компрессорами высокого давления. В частности, промышленность выпускает для этих целей автономные компрессорные станции КС-550, а также газомоторкомпрессоры 10-ГКМ1\55-125 с подачей 24000 куб. м./час и давлением на выкиде 12,5 Мпа. Могут быть выбраны и другие типоразмеры, исходя из условий.

Одной из принципиальных особенностей закачки в пласт теплоносителей является необходимость доставки на забой скважины и продвижения в пласте теплоносителя с высокой температурой, способной воздействовать не только на нефть, но и на породу с целью отделения от нее компонентов, отличающихся высокими адгезионными свойствами. Поэтому оборудование, применяемое для этой цели, должно удовлетворять ряду требований, главные из них: а) возможность генерировать расчетные объемы теплоносителей (пара) в течение длительного времени; б) доставка теплоносителя на забой с возможно меньшими потерями.

Система пароподготовки включает в себя следующие узлы: узел водоподготовки; узел парообразования; узел подготовки пара перед закачкой в скважину.

Воздействие на пласт движущимся очагом горения (ДОГ) предполагает создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее его перемещение к эксплуатационной скважине.

Отечественная промышленность выпускает для этих целей оборудование типа ОВГ-1м, ОВГ-2, ОВГ-3, ОВГ-4, разработанное в ТатНИИнефтемаш.

Технологическая схема процесса следующая: компрессоры низкого давления подают воздух к компрессорам высокого давления, которые закачивают его в пласт.

Инициирование (зажигание) горения производится электрическими нагревателями, спускаемыми в скважину на кабель тросе. В комплект установки входит блок измерения и регулирования, рассчитанный на подключение 8 скважин.

Закачка окиси углерода требует специальной технологии и оборудования. Учитывая специфику СО2 (ее агрегатное состояние зависит от давления и температуры), перекачку можно проводить в газообразном (критическая температура более 31оС и давление 7,29 МПа) или жидком состоянии (температура минус 15…40оС, давление 2,5 МПа). Особенность закачки окиси углерода состоит также в том, что растворяясь в воде, она образует углекислоту, отличающуюся высокой коррозионной активностью к оборудованию. Эти факторы следует принимать во внимание, проектируя разработку месторождения. Выбор средств перекачки зависит от физического состояния СО2; для газообразного – компрессоры, для жидкого – насосы.

10 Одновременно-раздельная закачка воды

(Рисунок 6)

Для проведения опытно-промышленных работ по внедрению одновременно-раздельной закачки воды в ТПП «Когалымнефтегаз» данная система была установлена на кустах повховского месторождения.

Преимущества одновременно-раздельной закачки воды по отношению к обычной технологии:

Закачка воды осуществляется на два пласта от одной нагнетательной скважины, с возможностью регулированием приёмистости каждого пласта на устье скважины методом штуцирования;

Удобство в обслуживании устьевой арматуры и отключение объектов разработки в любой период времени, без ущерба для другого объекта разработки;

Отсутствие в необходимости бурения дополнительных нагнетательных скважин для объектов разработки, на которых отсутствуют проектные нагнетательные скважины или система разработки (сетка скважин) не позволяют перевести другие добывающие скважины под нагнетание воды.

Компоновка одновременно раздельной закачки воды:

НАЗНАЧЕНИЕ

- для герметичного разобщения призабойной зоны, межпакерного кольцевого пространства и затрубного (надпакерного) пространства нагнетательной скважины в целях обеспечения возможности независимой закачки воды в два пласта скважины и при этом защиты эксплуатационной колонны от воздействия высокого давления закачиваемой воды.

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПРЕИМУЩЕСТВА

- компоновка включает в себя нижний пакер осевого действия с гидравлическим якорем, верхний пакер с опорой на забой, узел уплотнительный;

- спускается на двух лифтах

- извлекается из скважины путем натяжки колонны НКТ.

- возможность наземного измерения и регулирования объемов закачки воды отдельно в каждый из двух пластов, по сравнению с мандрельными схемами закачки жидкости.

ТЕХНОЛОГИЯ ИЗОЛЯЦИИ ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ:

- спуск нижнего пакера 3ПМС ЯГ, пакера ПОЗ, седла и муфты перфорированной узла уплотнительного У-57 на НКТ-89 в месту установки;

- установка нижнего пакера 3ПМС механически, путем осевых перемещений колонны труб с последующей разгрузкой веса НКТ и последующей установкой пакера ПОЗ;

- опрессовка верхнего пакера;

- спуск хвостовика узла уплотнительного У-57 на НКТ-48 и разгрузка в седло;

- монтаж фонтанной арматуры с использованием планшайб и подгоночных патрубков для подвеса лифтов НКТ.

Собирается компоновка согласно рисунку 6 (расстояние между пакерами выбирается

в зависимостот расположения пластов). Спуск на глубину согласно плана работ.

Садится нижний пакер осевым перемещением, НКТ 89 разгружается полностью.

При разгрузке срабатывает верхний пакер, срезаются штифты. Оборудуется арматура 3” планшайбой. Опрессовывается верхний пакер по затрубу (можно закачать нефть на верх для зимнего периода).На НКТ 48 наворачивается шток герметизирующего устройства и производится спуск. НКТ также разгружается полностью за счет подгоночных патрубков. Собирается арматура. Определяется приемистость в один пласт и в другой.

V Промысловый сбор и подготовка нефти

1 Групповая замерная установка

(Рисунок 7)

Поднятая из скважины на поверхность газожидкостная смесь за счет пластовой энергии или установленных в скважине насосов, доставляется на групповые пункты. Они объединяют до 14 скважин и позволяют осуществлять следующие операции:

a)  Замерять дебит скважины;

b)  Определять количество воды в жидкости;

c)  Отделять газ от жидкости и замерять его объем;

d)  Передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарное количество добытой жидкости в целом по групповой установке на диспетчерский пункт.

В настоящее время на промыслах получили распространение автоматизированные групповые замерные установки блочного типа (АГЗУ) «Спутник». Технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа описывается так. Скважинная газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в распределительную батарею групповой установки, рассчитанную на подключение 14 скважин. По заданной программе поочередно каждая из подключаемых скважин специальным вращающимся устройством переключается на замер.

Переключатель представляет собой два вставленных один в другой цилиндра. Наружный цилиндр соединен со всеми скважинами, работающими на эту групповую. Внутренний цилиндр имеет возможность вращаться автоматически по заданной программе и, вращаясь, он поочередно подставляет имеющееся на его цилиндрической поверхности отверстие к каждому скважинному трубопроводу, подключенному к наружному цилиндру. Таким образом образуется канал, по которому ГЖС из отдельной скважины поступает в сепаратор. Другие скважины в это время работают в общий трубопровод.

Из переключателя ГЖС направляется в сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости, после чего жидкость поступает к турбинному расходомеру, газ – к расходомеру газа. Отсепарированный газ и прошедшая замер жидкость сбрасываются в общий трубопровод.

Сепаратор групповой установки выполнен в виде двух горизонтальных цилиндров, снабженных гидроциклонами. В гидроциклоне за счет центробежной силы, возникающей при винтообразном движении ГЖС, жидкость, как наиболее тяжелый агент, отбрасывается к стенкам сосуда, газ остается в центральной части. В верхнем цилиндре происходит сепарация, в нижнем накапливается жидкость.

Замерная установка снабжена влагомером, который определяет количество воды в нефти, и блоком местной автоматики, управляющим работой и передающим информацию (БМА).

Если сборный пункт расположен на значительном удалении от скважин, их энергии может оказаться недостаточно для доставки туда ГЖС. Тогда сооружают промежуточные насосные станции, получившие название дожимных (ДНС). Здесь поступившая от групповых установок ГЖС проходит частичную сепарацию и водоотделение, после чего жидкость поступает к перекачивающим насосам и подается на сборный пункт. Газ по отдельному трубопроводу направляется на газоперерабатывающий завод.

2 Установка комплексной подготовки нефти

(Рисунок 8)

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют, или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т. е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т. е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.

Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электрообессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50-70°С. При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды.

В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80°С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.

Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т. е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.

В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки - "под руслом". Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда - "река-скважина", разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС). При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник. В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь.

Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков.

Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) выполняет следующие функции:

a)  Отделяет газ от нефти;

b)  Отделяет воду от нефти;

c)  Очищает нефть от солей;

d)  Очищает нефть от механических примесей;

e)  Производит отбор бензиновых фракций из газа (стабилизация нефти);

f)  Производит откачку нефти товарно-транспортному управлению (ТТУ);

g)  Производит откачку газа газодобывающему промыслу;

h)  Производит откачку бензина газоперерабатывающему заводу;

i)  Подготавливает воду для закачки в пласт.

УКПН выполняют заключительные операции с добываемой нефтью и формируют качественные и количественные показатели работы нефтегазодобывающих промыслов.

В зависимости от принципа очистки нефти от воды получили применение термохимические (ТХУ) и электрообезвоживающие (ЭЛОУ).

Газожидкостная смесь из групповой установки поступает в сепаратор первой ступени, где происходит частичное отделение газа от жидкости. Затем ГЖС поступает в сепараторы второй ступени – концевые сепарационные установки. Здесь происходит окончательное отделение газа, и жидкость через теплообменник направляется в трубчатую печь. По пути движения в жидкость вводят деэмульгатор, который при нагреве жидкости ускоряет процесс разрушения эмульсии. Для очистки от солей в нефть вводят пресную воду, которая отмывает соли. Стабилизация нефти – процесс отделения легких фракций. Он осуществляется путем направления нефти, прошедшей обезвоживание и обессоливание после нагревания в ректификационную колонну. Здесь происходит испарение легких фракций, подъем их вверх и последующая конденсация.

Заключение

Учебная геологическая практика проводилась с целью ознакомления с геологическим строением района, формирования общего кругозора геологической деятельности, приобретение практических навыков полевых наблюдений (ведение маршрутов, ведение полевого дневника, описание геологических процессов), а также знакомство со структурой буровых предприятий, усвоение основных вопросов, связанных с применением техники и методов организации бурения скважин.

В ходе прохождения практики, поставленные цели были достигнуты. Прохождению практики способствовала и погода, на протяжении всего периода стояли благоприятные погодные условия.

Впечатления от практики всей бригады остались на высоком уровне.

Список используемой литературы

1.  , Шаммазов нефтегазового дела. Учебник для вузов: - Уфа: Полиграф Сервис», 2005. –527 с.

2.  Сборник важнейших постановлений и правил по охране труда и технике безопасности в нефтяной и газовой промышленности / Ред. . – М.: Недра, 1971.

1.  Вадецкий нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, с.

2.  Соловьев скважин. – М.: Недра, 1979. – 303 с.

Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учебник для вузов / , , и др.: по ред. . – М.: Недра, 1988. – 302 с.

3.  , , Тимашев нефтяника и газовика: Справочник. – М.: Недра, 1986. – 325 с.

4.  Щуров и техника добычи нефти: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1983. – 510 с.

5.  Технология, техника добычи нефти: учебник для вузов / , , ; по ред. . – М.: Недра, 1986. –328 с.

6.  «Общая геология»/,

7.  «Бурение нефтяных и газовых скважин»/,

8.  Электронные лекции:

«Бурение газовых и нефтяных скважин», «Нефтегазопромысловое оборудование»,

«Основы НГД»

Приложения

Рисунок 1

Рисунок 2

СХЕМА УСТАНОВКИ ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ на головке скважины; нефть поступает через отверстия перфорации и поднимается вверх под воздействием пластового давления. 1 - пакер (сальник); 2 - фонтанная арматура; 3 - трубопровод для оттока нефти в хранилище; 4 - поверхностная обсадная колонна (кондуктор); 5 - цемент; 6 - промежуточная (техническая) обсадная колонна; 7 - эксплуатационная обсадная колонна; 8 - насосно-компрессорная колонна; 9 - извлекаемый флюид.

Рисунок 3

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

Рисунок 4

Станок-качалка типа СКД:

1 – подвеска устьевого штока; 2 ‑ балансир с опорой; 3 ‑ стойка; 4 ‑ шатун; 5 ‑ кривошип; 6 ‑ редуктор; 7 ‑ ведомый шкив; 8 ‑ ремень; 9 ‑ электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 ‑ ограждение; 12 – поворотная плита; 13 – рама; 14 – противовес; 15 – траверса; 16 – тормоз; 17 ‑ канатная подвеска

Рисунок 5

Пакер состоит из четырех основных узлов:

Опорного и верхнего узлов с уплотнительными элементами; Наборного корпусного узла регулируемой длины, который позволяет изолировать зону длиной от 1 до 15 метров; Нагнетательного переводника, через который производится закачка рабочей жидкости, который имеет в своей конструкции обходные каналы для циркуляции жидкости при спуске пакера; Циркуляционного клапана, который управляет потоком жидкости, вследствие чего не требуется никакого движения инструмента во время работы. Клапан позволяет сбрасывать вниз песок или раствор. Пакер может работать в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Применение пакера позволяет проводить работы по стимуляции в соответствии со схемой, представленной на левом рисунке.

Рисунок 6

Рисунок 7

1 - переключатель скважинный ПСМ;

2 - обогреватель электрический;

3 - гидропривод;

4 - заслонка;

5 - клапан предохранительный;

6 - сепаратор;

7 - преобразователь счетчика «СКЖ»;

8 - манометр показывающий;

9 - клапан обратный;

10 - байпас;

11 - манометр электроконтактный;

12 - вентилятор;

13 - трубопровод общий;

14 - блок управления и индикации;

15-54 - задвижки;

55 - клапан редукционный;

56 - клапан обратный

Рисунок 6

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 - нефтяная скважина;

2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);

3 - дожимная насосная станция (ДНС);

4 - установка очистки пластовой воды;

5 - установка подготовки нефти;

6 - газокомпрессорная станция;

7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды;

8 - резервуарный парк