Основные свойства коллекторов

ОТЧЁТ

 

По 1 учебной практике студента Зиннурова Айнура Айратовича

группы 10-12 факультета нефти и газа специальности 130503.65

«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

 

Место прохождения практики НГДУ «Альметьевнефть», НГДУ «Ямашнефть», учебный полигон ОАО «Татнефть»

 

 

Начало 3.04.12 Окончание 23.04.12

 

 

Руководитель практики

от кафедры РиЭНГМ

ст. преподаватель Г.З. Тухватуллина

^{(Звание, учёная степень) (Ф.И.О.)}

 

 

Составил студент

10-12 Зиннуров.А.А

(группа) (Ф.И.О.)

 

 

г. Альметьевск 2012

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………………………………………........3

1. Основные свойства коллекторов нефти и газа…………...............................4

2.Геологическая характеристика месторождений...........................................14

3.Техника и технология добычи нефти ………..…..……..…..……………….16

3.1 Фонтанная эксплуатация скважин.…..……….....…………………….16

3.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами………..19

3.3 Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами и винтовыми насосами …………………………………………………………………….21

3.4 Основные операции, выполняемые при обслуживании механизированных скважин………………………………………………………………..24

3.5 Подземный и капитальный ремонт скважин…....................................26

3.6 Методы воздействия на прискважинную часть пласта……………...29 4. Сбор и подготовка нефти на промыслах………………..………………….36

4.1 Сбор продукций скважин……………………….. .................................36

4.2 Подготовка продукций скважин …..……………………………........41

5. Подготовка ППД на промысловых объектах ……………………………51

6. Краткая характеристика видов работ по обслуживанию и ремонту трубопроводов………………………………………………………………………...54

7. Меры безопасности при выполнений работ по обслуживанию и ремонту скважин…………………………………………………………………….........56

Список литературы……………………………………………...……………...59

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Ознакомительная практика является начальной стадией обучения. Способствует ознакомиться со своей профессией до начала изучения специ-альных предметов. Данная практика проходила в нефтегазодобывающих предприятиях «Ямашнефть», «Альметьевнефть», учебном полигоне «Татнефть». Основные задачи практики являлись:

1. Ознакомление студентов с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.

2. Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

3. Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности – нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.

4. Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.

5. Приобретение первого опыта работы общения в производственном коллективе.

В ходе учебной практики мы посетили ознакомились с обустройством ГЗНУ-6, ДНС-1, а также с кустом скважин предназначенных для ОРЭ. Также объектами нашего визита были «ГЗНУ, ДНС-61, КНС-121 НГДУ «Альметьевнефть», кроме того мы посетили буровую установку, машины КРС и тренировочные сектора НГДУ «Елховнефть», по ремонту оборудования и подготовки к соревнованиям.

 

ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ

НЕФТИ И ГАЗА

Геология нефти и газа изучает важнейшие полезные ископаемые, генетически и пространственно связанные с осадочными породами. Отсюда вытекает приоритетное значение литологии в нефтяной и газовой геологии. В подавляющем большинстве именно осадочные породы являются коллекторами нефти и газа, и литологические свойства этих пород предопределяют возможность накапливать углеводороды (УВ) и отдавать их в процессе разработки. Геометрия фильтрационно-емкостного пространства пород-коллекторов определяется, прежде всего, их структурой, текстурой, компонентным и минеральным составом, поэтому петрографические признаки пород и их генетическое истолкование являются важными элементами исследований в нефтегазовой литологии. Петрографические методы традиционно остаются самыми массовыми при характеристике пород-коллекторов и позволяют не только определять их вещественно-структурные признаки, но и оценивать пористость и проницаемость. Петрографические исследования дают возможность определить седиментационные и эпигенетические процессы формирования породы, количественно охарактеризовать пористость, а иногда и проницаемость коллектора, выделить пласты пород, характеризующиеся наилучшими фильтрационно-емкостными характеристиками, отобрать представительную коллекцию образцов пород для дальнейших детальных исследований.

Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы.

 

 

В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа - это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

Нефтяные и газовые месторождения на земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах.

Скопления нефти и газа установлены в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях. Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории бывшего СССР приходится на отложения каменноугольного (29%), девонского (19%) и неогенового (18%) возраста.

По разным оценкам запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках - от 60 до 80%; в известняках и доломитах - от 20 до 40%; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах - около 1%. В странах Ближнего и Среднего Востока разрабатываются главным образом карбонатные коллекторы мезозойского возраста. На территории бывшего Советского Союза более 70% нефтяных и газовых залежей приурочены к терригенным породам-коллекторам.

К основным признакам, характеризующим качество коллектора, относятся пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами (водо-, нефте- и газонасыщенность), смачиваемость, пьезопроводность, упругие силы пласта. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторные свойства породы.

Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости:

Кп = Vпор / Vпороды * 100%.

Открытая пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.

Эффективная пористость - совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По А.А. Ханину (1969), эффективная пористость - объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.

Наиболее высокие значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной пористости.

Полная пористость может быть открытой в песках и слабо уплотненных песчаниках. С увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости колеблется от долей процента до десятков процентов.

По генезису поры могут быть первичными и вторичными. Первичные поры между обломочными зернами называются межзерновыми, внутри органических остатков - внутриформенными. Вторичные поры - трещины и каверны.

Размеры порового пространства - от долей микрометров до десятков метров. В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор обычно меньше 1 мм. По размеру выделяются поры сверхкапиллярные > 0,1 мм; капиллярные 0,0002-0,1 мм; субкапиллярные < 0,0002 мм; ультракапиллярные < 0,1 мкм. Размеры и конфигурация внутриформенной пористости определяется морфологическими особенностями фоссилизированных органических остатков.

 

Каверны - поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Каверны по размеру бывают от долей миллиметров до нескольких километров и разделяются на мелкие - 0,1-10 мм; крупные (микрополости) - 10-100 мм и пещеристые полости - > 100 мм.

Склонность породы к растрескиванию характеризуется ее пластичностью. Пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями.

Коэффициент пластичности (К_пл) - отношение всей работы, затраченной на разрушение образца, к работе, затраченной на пластическую деформацию. Коэффициент пластичности меняется от 1 до бесконечности. По степени пластичности выделяются три группы пород.

Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в определенной плоскости. Если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.

Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2-3%, иногда до 6%.

При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин. Густота трещин - количество трещин на 1 м длины в направлении, перпендикулярном простиранию трещин. Плотность трещин - густота трещин на 1 м2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте. Раскрытость трещин - расстояние между стенками трещин.

 

Трещинные поры разделяются по степени раскрытости. По К.И. Багринцевой (1977), трещины подразделяются на очень узкие (0,001-0,01 мм), узкие (0,01-0,05 мм), широкие (0,05-0,1 мм), очень широкие (0,1-0,5 мм) и макротрещины (> 0,5 мм). Е.М. Смехов (1974) предлагал различать микротрещины (< 0,1 мм) и макротрещины (> 0,1 мм).

Особую значимость приобретает характеристика трещин в коллекторах сложного типа, которым свойственно наличие нескольких видов пористости. В табл. 2 приводится генетическая классификация трещин ВНИГРИ (Методические рекомендации..., 1989).

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (К_пр):

порода коллектор нефть газ ,

где Q - объем расхода жидкости в единицу времени;

D_р - перепад давления;

L - длина пористой среды;

F - площадь поперечного сечения элемента пласта;

- вязкость жидкости.

Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим:

Единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости 1м³/с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1 м, площадью поперечного сечения 1 м² при вязкости жидкости при перепаде давления 1 .

Практической единицей измерения проницаемости является дарси. 1 дарси - проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз (сП), полностью насыщающая пустоты среды, со скоростью 1 см³/с при градиенте давления 1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см³. 1 дарси = 0,981*10^{-12 м2}.

Различают несколько видов проницаемости.

Абсолютная проницаемость - это проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой породе при пропускании через последнюю сухого инертного газа (азота, гелия).

В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами (различными газами, жидкими углеводородами, водой и т.д.). Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть (в залежах).

Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.

Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами.

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Все породы в той или иной мере проницаемы. Породы по своим свойствам являются анизотропными, следовательно, и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В обломочных породах Кпр по наслоению выше, чем в направлении, перпендикулярном наслоению. В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а вкрест простиранию трещин может практически отсутствовать.

Максимальны значения проницаемости для трещинных пород. Наиболее распространенное значение К_пр для промышленно продуктивных пластов от 1*10^-15 до 1*10^{-12 м2}. Проницаемость более 1*10^{-12 м2} является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных пород.

Плотность породы - отношение массы породы (г) к ее объему (см³). Плотность зависит от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, а также от пористости.

Различные литологические типы пород с глубиной уплотняются по-разному. К_d - коэффициент уплотнения породы, представляющий собой отношение плотности породы (d_п) к плотности твердой фазы или минералогической плотности (d_т).

Коэффициент уплотнения - безразмерная величина, показывающая, во сколько раз плотность породы меньше плотности ее твердой фазы. По мере уплотнения d_п / d_т, а К_d /1. Коэффициент уплотнения связан с величиной полной пористости соотношением К_s = 1-К_п. Глинистые породы достигают К_d = 0,85-0,80 к глубине 1,5-2 км, затем темп уплотнения понижается.

Песчаные и алевритовые породы достигают К_d = 0,90-0,95 к глубинам 3,5-5 км. Быстро уплотняются хемогенные известняки, для которых уже на глубине 0,5-1 км К_d = 0,95-0,97.

Насыщенность пор флюидами - заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.

Водонасыщенность - степень заполнения порового (пустотного) пространства водой. Вода в породе может быть свободная и связанная. Свободная вода перемещается в поровом пространстве при формировании скоплений УВ и может полностью или частично вытесняться, связанная - остается. Физически связанная вода зафиксирована в породе вследствие проявления молекулярных сил (сорбция), химически связанная находится в структуре минералов (например гипс). С точки зрения водонасыщенности представляют интерес свободная и физически связанная вода - та и другая занимают пустотное пространство пород.

Количество воды в породе после заполнения последней флюидом является ее остаточной водонасыщенностью. Содержание остаточной воды тем выше, чем более дисперсна порода. Например, в уплотненных мелкозернистых песчаниках остаточная водонасыщенность составляет 10-30%, а в глинистых алевролитах - 70-75%. При подготовке исходных данных для подсчета запасов нефти и газа из величины средней пористости пород продуктивного пласта необходимо вычесть содержание остаточной воды.

Нефте- и газонасыщенность - степень заполнения порового пространства породы соответственно нефтью или газом.

Смачиваемость - способность породы смачиваться жидкостью. В нефтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти также выделяются смачиваемые ею минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи.

Пьезопроводность - способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности

Для терригенных коллекторов основным показателем их класса служит гранулометрический состав, форма и характер поверхности слагающих породу зерен. Минеральный состав и структурно-текстурные особенности являются результатом динамики и физико-географической обстановки осадконакопления. Одновременно с заложением седиментационных структур и текстур терригенных пород происходит и формирование первичной (седиментационной) пористости. Структура - строение породы, обусловленное величиной, формой зерен, степенью цементации. Текстура - характер взаимного расположения компонентов породы и их пространственная ориентация. Поровое пространство является компонентом структурно-текстурного облика породы. Поры, сформированные на этапе седиментогенеза, называются первичными, или седиментационными. Пустотное пространство, образованное в постседиментационные стадии, считается вторичным, или эпигенетическим.[6]

К петрографическим признакам, контролирующим первичную пористость, относятся:

1) размер зерен;

2) сортированность;

3) форма зерен (степень изометричности);

4) округленность зерен;

5) характер упаковки;

6) минеральный состав.

К петрографическим признакам, определяющим вторичную (эпигенетическую) пористость, относятся:

1) эпигенетические (наложенные) текстуры;

2) характеристика обломочных зерен: вторичные изменения (регенерация, растворение, перекристаллизация зерен), число контактов с соседними зернами, тип их сочленения (касательные, конформные, инкорпорационные и т. д.);

 

 

3) цемент: тип цементации (базальный, поровый, открыто-поро-вый, пленочный);

4) структура цемента (тонкозернистый, пойкилитовый, крустификационный и др.);

5) типы пористости, связанные с вторичным преобразованием цемента (поры выщелачивания, перекристаллизации, трещинные поры и др.).

 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Альметьевская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского нефтяного месторождения, общей площадью 162,6 км². Она приурочена к западно-центральной части южно-татарского свода. С запада ограничена Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим площадь от Ново-Елховской структуры, в пределах месторождения граничит с Минибаевской, Северо-Альметьевской, Абдрахмановской и Восточно-Сулеевской площадями.

В административном отношении площадь расположена на территории Альметьевского района Республики Татарстан.

Район расположения площади характеризуется пересеченной местностью с холмистым рельефом. Абсолютные отметки уровня земли колеблются в пределах от 90 до 230 м. Основной водной артерией является река Степной Зай с правобережными (Урсала) и левобережными (Мактаминка, Нариман) притоками.

Преобладающее направление ветров юго-западное. Наибольшая глубина промерзания грунта 1,7м. Площадь разрабатывается НГДУ «Альметьевнефть».

К настоящему времени на площади имеется развитая система сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды, поддержания пластового давления, энергосбережения и телемеханики. Основным эксплуатационным объектом площади являются продуктивные отложения кыновского (До) и пашийского (Дт) горизонтов, залегающих на глубине около 1750м.

Залежь нефти многопластовая, сводовая. Эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород.

 

Коллекторами служат хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.

В разрезе объекта разработки выделяются 9 продуктивных пластов: До (кыновский горизонт), «а», «б1», «б2», «б3», «в», г1», «г2+3» и Дт (пашийский горизонт).

Коллекторы пласта до приурочены к средней части кыновского горизонта, залегают в виде линз и полос различной величины и конфигурации, от весьма крупных до мелких, вскрытых одной скважиной. Пласт До является самостоятельной залежью пластового типа.

Корреляция пластов пашийского горизонта осуществляется с использованием основных реперов «верхний известняк» и «муллинские глины», залегающих соответственно в кровельной и подошвенной частях горизонта и дополнительного репера «аргиллит», расчленяющего отложения горизонта на две пачки пластов: верхнее пашийскую, включающую пласты «а», «б1», «б2» и «б3» и ниж непашийскую, сложенную пластами «в», «г1», «г2+3», «д».

Пласты верхнепашийской пачки характеризуются преимущественно линзовидным и полосообразным строением с большой долей распространения малопродуктивных коллекторов.

Нижнепашийским пластам присущи площадное или близкое к площадному залегание коллекторов, на большей части площади представленных высокопродуктивными разностями и большая толщина пластов.

Водонефтяной контакт в пределах Альметьевской площади прослеживается в пластах «в», «г1, «г2+3» и «д». Исключение составляет западная часть площади, где на границе с Алтунино-Шунакским прогибом прослеживается узкая полоса водонефтяной зоны в пластах «а-б».

Среднее положение ВПК на площади находится на отметке 1485,8м. Самое высокое и низкое его положение отмечается на уровнях 1481,1м и 1491,5м. Отмечается небольшое понижение в направлении Алтунино-Шунакскому прогибу.

 

3. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Винтовыми насосами

В штанговой скважиннонасосной установке наиболее ответственное и слабое звено — колонна насосных штанг. В связи с этим разработаны насосные установки новых типов с переносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним относятся установки погружных центробежных и винтовых электронасосов. Установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955г.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ (рис. 3.3.1). Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос 5, гидрозащиту и электродвигатель 3. Он спускается в скважину на колонне НКТ 7, которая подвешивается с помощью

устьевого оборудования 11, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор 14 и станцию управления 13 по кабелю 8, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами 9 (хомутами), подается на электродвигатель S, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса 5 (ЭЦН).

1-эксплуатационная колонна; 2- комненсатор; 3- электродвигатель; 4- протектор; 5- центробежный электронасос; 6- обратный и спускной клапаны; 7-нососно-компрессорные трубы; 8- электрический кабель; 9- крепёжный пояс; 10- обратный перепускной клапан;11- оборудование устья; 12- барабан для кабеля; 13- станция управления; 14- трансформатор

Рисунок 3.3.1. Схема установки погружного центробежного электронасоса

 

ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан 6, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном — спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор 2 и протектор 4. Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами. Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250—300 м, а иногда и до 600 м.

Конструкция скважинного винтового насоса предусматривает использование двух уравновешенных винтов с правым 7 и левым 4 направлениями спирали (рис. 3.3.2). Осевые усилия от винтов приложены к эксцентриковой соединительной муфте 5, расположенной между ними, и взаимно компенсируются. Привод винтов осуществляется от расположенного в нижней части электродвигателя через протектор 10, эксцентриковую пусковую муфту 9 и вал 8. Эксцентриковые муфты обеспечивают необходимое вращение винтов 4 и 7.

1-предохранительный клапан; 2- фильтровая приёмная сетка; 3-электродвигатель; 4,7-винты; 5- муфта; 6-обратный и спускной клапан; 8- вал; 9- пусковая муфта; 10- протектор

 

Рисунок 3.3.2. Схема винтового скважинного насоса

 

Пусковая муфта осуществляет пуск насоса при максимальном крутящем моменте двигателя, отключает насос при аварийном выходе его из строя, предотвращает движение винта в противоположную сторону при обесточивании двигателя или неправильном подключении кабеля.

Прием жидкости из скважины ведется через две фильтровые приемные сетки 2, расположенные вверху верхнего и внизу нижнего винтов. Общий выход жидкости происходит в пространстве между винтами, дальше она проходит по кольцу между корпусом обоймы верхнего винта и кожухом насоса к многофункциональному предохранительному клапану 1 поршеньково-зслотникового типа. Обойдя по сверлению предохранительный клапан, жидкость проходит в шламовую трубку и попадает в нкт.

Предохранительный клапан пропускает жидкость в НКТ при спуске насоса в скважину и из НКТ — при подъеме, а так же перепускает жидкость из НКТ в затрубное пространство при остановках насоса, недостаточном притоке из пласта, содержании в жидкости большого количество газа, повышении устьевого давления выше регламентированной величины (объемный насос не может работать при закрытом выкиде).

Сбор продукции скважин

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (рис 4.1.1) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0.6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа "до себя"; 4 — газопровод; 5 — сепаратор 2-й ступени; 6 — резервуары; 7 — насос; 8 — нефтепровод; УСП — участковый сборный пункт; ЦСП — центральный сборный пункт.

Рисунок 4.1.1. Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

 

1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система, требует реконструкции;

2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;

3) из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;

4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2... 3 % от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора и настоящее время существует только на старых промыслах.

Высоконапорная однотрубная система сбора (рис 4.1.2) предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6... 7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты.

1 — скважины; 2 — нефтегазопровод; 3 — сепаратор 1-й ступени; 4 — сепаратор 2-й ступени; 5 — регулятор давления; 6 — резервуары

 

Рисунок 4.1.2. Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора

 

Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

 

 

1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа "до себя"; 4 — газопровод; 5 — насосы; 6 — нефтепровод, 7 — сепаратор 2-й ступени; 8 — резервуар; ДНС — дожимная насосная станция

Рисунок 4.1.3. Принципиальная схема напорной системы сбора

Напорная система сбора (рис.4.1.3), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более. Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0.6... 0.8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходитотделение части газа,

 

транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом.

Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет:

-сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

-применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;

-снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;

-увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

 

 

 

 

а) — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;

б) — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП;

Рисунок 4.1.4. Принципиальные схемы современных систем сбора

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков.

Система, изображенная на рисунке 4.1.4а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рисунке 4.1.4б, является то, что, установка комплексной подготовки