Контрольная работа по «Оператор по добычи нефти и газа»

Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН  довольно просты в обслуживании, так  как на поверхности имеются станция  управления и трансформатор, не требующие  постоянного ухода.

При больших подачах  УЭЦН имеют достаточный КПД , позволяющий  конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом.

При этом способе  эксплуатации борьба с отложениями  парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных  скребков, а также путем нанесения  покрытия внутри поверхности НКТ.

Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и составляет до 600 сут.

Скважинный насос  имеет 80—400 ступеней. Жидкость поступает  через сетку в нижней части  насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается  узел гидрозащиты. Электроэнергия с  поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса — по плоскому. При частоте тока 50 Гц частота  вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин(-1).

Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (напряжение промысловой  сети) до 400— 2000 В.

Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать  установку вручную или автоматически.

Колонна НКТ оборудуется  обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ  при остановках насоса, что облегчает  запуск установки, а сливной освобождает  НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане.

Для повышения эффективности  работы для вязких жидкостей скважинные винтовые насосы с погружным электродвигателем. Установка скважинного винтового  насоса, подобно установке ЭЦН, имеет  погружной электродвигатель с компенсатором  и гидрозащитой, винтовой насос, кабель, обратный и сливной клапаны (встроенные в НКТ), оборудование устья, трансформатор  и станцию управления. За исключением  насоса, части установки идентичны.

снижение проницаемости призабойных  зон скважин происходит уже в  процессе бурения. При бурении скважин  происходит поглощение пластом промывочных  жидкостей, что является причиной кольматации  порового пространства прифильтровой  зоны глинистыми коллоидно-дисперсными  частицами и приводит к снижению производительности скважин. Состав кольматирующих глинистых образований определяется как составом промывочных жидкостей, так и естественным глинистым  раствором, образующимся в результате разбуривания глинистых пород. В  процессе эксплуатации скважин проницаемость  также понижается в связи с  набуханием глин. Методы устранения этого  негативного явления разнообразны. Одним из них является способ применения водоотнимающих химических реагентов. К этому виду химических реагентов  относятся спирты и гликоли. Обработка  α -олефинов перекисью водорода приводит к образованию двухатомных спиртов, таким образом, α -олефины, обработанные перекисью водорода, выполняют две  функции: снижают набухание глин и являются растворителем асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО). 
Снижение проницаемости призабойной зоны происходит и в процессе эксплуатации скважины и связано с кольматацией порового пространства АСПО. Для борьбы с СПО применяют механические, тепловые, физические и химические способы. Механизм действия химических реагентов заключается, в основном, в растворении или диспергировании АСПО и их отмыве. При длительной эксплуатации в призабойной зоне скважины образуется очень сложная смесь твердых отложений, представленная, как правило, глинистыми компонентами и АСПО. Поэтому эффективными будут химические реагенты, одновременно действующие на глинистые компоненты и АСПО. 
Известны способы обработки призабойных зон добывающих скважин нефтяными растворителями (Зарипов И.З., Мустафин Г.Г., Юсупов И.Г., Горюнов В.А. Обработка призабойной зоны пласта нагретым растворителем // Нефтепромысловое тело - 1979, N 9., с.8-9; Мустафин Г.Г., Зарипов И.З., Юсупов И.Г., Федин В. Ф. Обработка призабойной зоны скважин горячим растворителем // Тр. /ТатНИПИ -нефть, - 1980, -Вып.43, - С.48-51.). 
Недостатки данных способов заключаются в том, что используется легкий растворитель (плотность - 0,69 г/см³) с низким содержанием ароматических углеводородов, а это приводит к внутрипластовой деасфальтизации тяжелых нефтей, содержащих большое количество асфальтенов. Дополнительное отложение асфальтенов в призабойной зоне скважины приводит к снижению дебита нефти. Применение легких растворителей увеличивает пожаровзрывоопасность, особенно в летнее время. Кроме того, нефтяные растворители практически не оказывают никакого действия на глинистые компоненты. 
Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению является способ обработки призабойных зон скважин, включающий закачку углеводородной жидкости, продавливание ее в пласт, выдерживание ее в призабойной зоне и удаление продуктов растворения (см. Комисаров А.И., и др. Обработка глубоких скважин органическими растворителями, М.: Нефтяное хозяйство, 1988, N 10, 41-43). 
Задачей изобретения является повышение эффективности обработки призабойных зон скважин, осложненными глинистыми частицами и АСПО, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, и увеличение их дебита. 
Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, включающем закачку углеводородной жидкости, продавливание в пласт, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов реакции, в качестве углеводородной жидкости используют обработанную перекисью водорода при мольном соотношении 0,1-0,5:1,0 фракцию α -олефинов с молекулярной формулой по углероду C₆-C₂₀ и температурой разгонки 70-300^oC. 
Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличающимися признаками в заявляемом способе, т.е. соответствии заявляемого решения критерию "существенные отличия". 
В лабораторных условиях на линейных моделях исследовалась эффективность увеличения проницаемости пласта, осложненного глинистыми отложениями и АСПО. Модель пласта готовили следующим образом. В металлическую трубу длиной 50 см и внутренним диаметром 5 см набивали кварцевый песок с массовой долей мелкодисперсной глины 2% (10% длины модели). Дальнейшую подготовку модели проводили в следующей последовательности: вакуумирование, насыщение пластовой водой, закачка легкой нефти, закачка нефти с повышенным содержанием АСПО. Закачку нефти с повышенным содержанием АСПО проводили на 10% длины модели пласта (имитация кольматации призабойной зоны скважины АСПО). Далее осуществляли закачку углеводородной жидкости в зону с повышенным содержанием АСПО, давали выдержку в течение 24 ч и проводили вытеснение продуктов растворения. Вытеснение продуктов растворения проводили закачкой пластовой воды в другой конец модели и по фильтрационным характеристикам определяли изменение проницаемости. Результаты экспериментов представлены в таблице. 
Из таблицы видно, что предлагаемый растворитель для обработки призабойных зон скважин по сравнению с прототипом на 42,6-110,7% эффективнее. 
Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с прототипом более высокую эффективность обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы за счет увеличения проницаемости обрабатываемого интервала пласта, осложненного АСПО и глинистыми отложениями. Предлагаемый способ исключает затраты на применение специального оборудования для закачки углеводородной жидкости, а обработка перекисью водорода не требует больших материально-финансовых затрат.

 

 

 

Бесштанговый погружной  насос 
Вращающие механизмы обычно расположены в одном корпусе вместе с гидравлической перекачивающей частью. Такая конструкция погружных насосов в настоящее время является наиболее распространенной и основные разновидности фекальных и дренажных насосов относятся именно к бесштанговым системам.

Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не отличается по принципу действия от обычных центробежный насосов. 
Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней. 
Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса. – подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части 
(лопаток), а также от частоты вращения. В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов. 
Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенным в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. 
Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу насоса. 
В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ. 
Электродвигатель погружной, трехфазовый, асинхронный, маслозаполненный с короткозамкнутым ротором в обычном исполнении и коррозионностойком исполнениях ПЭДУ (ТУ 16-652-029-86). Климатическое исполнение – В, категория размещения – 5 по ГОСТ 15150 – 69. В основании электродвигателя предусмотрены клапан для закачки масла и его слива, а также фильтр для очистки масла от механических примесей. 
Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора. Она предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода. (см. рисунок 1.3.) 
Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями вала, компенсатор с резиновой диафрагмой. 
Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный. Кабельная линия, т.е. кабель намотанный на барабан, к основанию которого присоединен удлинитель – плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд, а круглового скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечники. 
Конструкция установок УЭЦНК, УЭЦНМ с насосом имеющим вал и ступени, выполненные из коррозионностойких материалов, и УЭЦНИ с насосом, имеющим пластмассовые рабочие колеса и резинометаллические подшипники аналогична конструкция установок УЭЦН. 
При большом газовом факторе применяют насосные модули – газосепараторы, предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса. Газосепараторы соответствуют группе изделий 5, виду 1 
(восстанавливаемые) по РД 50-650-87, климатическое исполнение - В, категория размещения – 5 по ГОСТ 15150-69. 
Модули могут быть поставлены в двух исполнениях:

 

Газосепараторы: 1 МНГ 5, 1 МНГ5а, 1МНГ6 – обычного исполнения; 
Газосепараторы 1 МНГК5, МНГ5а – повышенной коррозионной стойкости. 
Модули насосные устанавливаются между входным модулем и модулем-секцией погружного насоса. 
Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами. 
Комплектующие подъемы и оборудование установок ЭЦН приведены в приложении 

 

 

8 вопрос

Пути повышения эффективности  использования скважин:

Повышение эффективности  использования основных фондов нефтегазодобывающих  предприятий достигается следующими путями.

1. Увеличение времени полезной  работы основных фондов (экстенсивные резервы). К этим резервам относятся:

— ввод в эксплуатацию бездействующих скважин. Бездействие скважин определяет неполное использование производственной мощности предприятий, потери добычи нефти и газа, ухудшение экономических показателей. Число бездействующих скважин сокращается благодаря предотвращению выхода из строя эксплуатационных скважин, ускорению освоения новых скважин, укреплению цехов капитального ремонта и повышению технического уровня ремонтных работ. Сохранению скважин в действующем фонде способствуют установление и поддержание оптимального технологического режима их эксплуатации, правильный выбор эксплуатационного оборудования, эффективная борьба с выносом песка, отложениями парафина и др.;

— ликвидация аварий и простоев в процессе эксплуатации скважин. Устранение простоев требует правильного распределения  рабочей силы, средств, труда, материальных ресурсов;

— ускорение подземного ремонта  скважин. Простои действующих скважин  в ремонте составляют 2 % их календарного времени. Ускорение ремонтов скважин достигается механизацией подземного ремонта, внедрением новой техники спускоподъемных операций, укреплением цехов подземного ремонта и др.;

— эффективное увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин, при котором обеспечивается поддержание постоянного дебита, установленного технологическим режимом  эксплуатации скважин. Удлинению межремонтного  периода эксплуатации скважин способствуют широкое внедрение методов искусственного воздействия на пласты, массовое применение погружных центробежных электронасосов (обладающих большим межремонтным периодом), совершенствование методов борьбы с выносом песка и отложениями парафина и др.;

— продление срока жизни  нефтяных скважин. Этому способствуют многопластовость месторождений, широкое  применение вторичных методов добычи нефти и различных методов  повышения производительности скважин, детальное изучение мало дебитных, бездействующих и ликвидированных  скважин. Однако в Азербайджане, например, возраст почти трети ликвидированных  скважин из-за недостатков их эксплуатации не превышает пяти лет. B то же время  здесь велика группа скважин со сроком жизни свыше 15—20 лет;

— своевременное выявление  и реализация излишних машин оборудования другим предприятиям;

— эффективное удлинение  сроков службы нефтяного оборудования. Большой эффект дает улучшение качества глубинных насосов, применение экономичных  колонн насосно-компрессорных труб (изготовленных из нескольких марок  сталей разной стоимости), реставрация  этих труб и их повторное использование. Все это сокращает капитальные  вложения в оборудование скважин.

2. Увеличение производительности  использования основных фондов  в  единицу  времени  (интенсивные  резервы), т. е. повышение интенсивности  использования скважин, пластов  и  месторождения в целом путем:

— расширения и совершенствования  искусственного воздействия на нефтяные пласты. Поддержание пластового давления в сочетании с внедрением редких сеток скважин позволило исключить  за 20 лет его применения бурение 22 тыс. скважин и реализовать другие преимущества;

— применения методов воздействия  на призабойную зону скважин. К наиболее эффективным из них относятся: гидравлический разрыв пластов, солянокислотная обработка  забоев скважин, обработка призабойной  зоны поверхностно-активными веществами и другие методы;

— предотвращения осложнений в работе скважин;

— установления и совершенствования  оптимального технологического режима эксплуатации скважин. На многих инженерно-технологических  службах все действующие скважины эксплуатируются на таких режимах;

— одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов  одной скважиной, обеспечивающей увеличение добычи нефти и газа, экономию капитальных  вложений и издержек производства;

— широкого развития безвышечной  эксплуатации. Стационарные вышки и  мачты используется в течение  не более 15—20 дней в году, а остальное  время бездействуют и разрушаются  от коррозии. Повышению фондоотдачи  и рентабельности способствует применение передвижных агрегатов, оснащенных мачтами или вышками и комплексом механизмов для спускоподъемных  операций;

— комплексной автоматизации  нефтегазодобывающих предприятий, обеспечивающей совершенствование  режимов работы скважин, повышение  экономической эффективности производства, облегчение и изменение условий  труда;

— устранения потерь продукции  скважин; Для этого необходимо своевременное  строительство объектов газового хозяйства, сбор и утилизация парафиновой массы, ликвидация потерь нефти и др.

К важным направлениям повышения  эффективности использования основных производственных фондов в единицу  времени также относятся:

— совершенствование машин  и оборудования для добычи нефти. Большое значение имеют внедрение  более совершенных станков-качалок, подъемников новых типов для  подземного ремонта скважин, улучшение качества насосно-компрессорных труб и насосных штанг, применение усовершенствованного комплекса оборудования для гидравлического разрыва пластов, компрессоров новых типов для внутрипромыслового сбора и транспорта попутного газа, оборудования, приспособленного к условиям работы в малоосвоенных и труднодоступных районах и др.;

— внедрение прогрессивных  систем сбора и транспорта нефти  и газа, т. е. максимальное укрупнение пунктов сбора продукции скважин, использование избыточного давления на устье скважин для транспорта нефти и газа, совмещение газобензиновых заводов и компрессорных станции  внешней перекачки с пунктами сбора и подготовки нефти. В последние  годы в ряде районов внедряют герметизированные  напорные системы сбора и транспорта нефти и газа. Эти системы –  основа технологической перестройки  отрасли.

— рациональная подготовка нефти к переработке, включающая обезвоживание и обессоливание  ее до регламентированных (в установленном  порядке) кондиций;

— снижение стоимости бурения  и нефтепромыслового строительства. Этим наряду с другими факторами  повышается эффективность капитальных  вложений.

СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН.  

 

Дебиты газовых скважин при  одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации  пласта,     величине    пластового    давления    можно увеличить   снижением  фильтрационного   сопротивления   при  движении газа в призабойной зоне пласта.    Это    возможно    за счет образования каналов, каверн и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах.

Известны следующие методы воздействия  на призабойную зону пласта.

1) Физико-химические: солянокислотная  обработка(СКО); термокислотная обработка(ТКО); обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ); осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом;

2) Механические: торпедирование; гидравлический разрыв  пласта (ГРП); гидропескоструйная перфорация (ГПП); ядерный взрыв;

3) Комбинированные:  ГРП+СКО; ГПП+СКО.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин зависит от литологического и минералогического составов пород и цементирующего материала газоносных горных пород, давления и температуры газа и пород пласта, толщины продуктивного горизонта, неоднородности пласта вдоль разреза. 

10.1 Солянокислотная обработка

Солянокислотная и термокислотная обработка призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой кислотами (так называемой грязевой кислотой).

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы. При этом происходят следующие химические реакции: