Контрольная работа по «Оператор по добычи нефти и газа»

в известняках                      2НС1 + СаСОз = СаС1₂ + H₂O + СО₂; 

в доломитах                      4НС1 + CaMg (СО₃)₂ = СаС1₂ + MgC1₂ + 2Н2О + 2СО₂.   

В зависимости  от пластовых условий на практике применяют 8—15%-ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота  поставляется заводами концентрированной, На промысле ее разбавляют водой до нужной концентрации.

Для снижения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в качестве которых применяют формалин (CH₂O), уникол ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411, нейтрализованный черный контакт (НЧК).

Продукты  взаимодействия кислоты с породой  удаляются из пласта в процессе освоения скважины. Для облегчения этого процесса в кислоту добавляютинтенсификаторы, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции –  НЧК, спирты, препарат ДС и другие ПАВ.

Порядок добавления различных реагентов  в кислоту при подготовке ее к закачке в скважину следующий: вода — ингибиторы — стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) — техническая соляная кислота — хлористый барий — интенсификатор.

Кислота нагнетается в скважину в объеме от 0,5—0,7 до 3—4 м³ на 1 м  длины  фильтра с помощью специальных агрегатов, например Азинмаш-30, смонтированных на автомашине КрАЗ-219, а также цементировочных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6—8 ч. Результаты определяют по данным исследований скважин после обработки. Обработка считается успешной, если уменьшается коэффициент С, увеличивается дебит скважины при той же депрессии на пласт.

9 вопрос

Искусственные методы воздействия  на нефтяные пласты и призабойную  зону Для повышения эффективности  естественных режимов работы залежи применяются различные искусственные  методы воздействия иа нефтяные пласты и призабойную зону. 
 
Методы поддержания пластового давления Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, приконтурного и виутрикоитурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта. 
 
Метод законтурного заводнения (рис. 7.7) применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залеясей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности иа расстоянии 100 м и более. 
 
Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру. В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление в нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне. 
 
Схема расположения скважин при закачке газа в пласт: 1 – нагнетательные скважины; 2 – эксплуатационные скважины; 3 – внешний контур нефтеносности; 4 – направление действия давления; 5 – контур газоносности Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. 
 
Метод внутриконтурного заводнения (рис. 7.8) применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь. Сущность этого метода заключается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению. 
 
Благодаря закачке газа увеличивается давление на нефтяную часть залежи, и дебиты нефтяных скважин растут. В качестве нагнетательных в этом случае используют отработавшие нефтяные скважины, вскрывшие верхнюю часть продуктивного пласта, или бурят специальные скважины. 
 
Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны. 
 
Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы. К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин. 
 
Г±± ~77Г Л Рис. 7.10. Применение гидроразрыва пласта и кислотной обработки скважин: а – пласт перед воздействием; б – пласт после гидроразрыва; в – пласт (призабойная зона) после кислотной обработки. 
 
1 — обсадная труба; 2 – ствол скважины; 3 – насосно-комлрессорные трубы; 4 – трещины в породе, образовавшиеся после гидроразмыва; 5 – порода, проницаемость которой увеличена в результате кислотной обработки Рис. 7.11. 
 
Схема выутритшастового очага горения: 1 – нагнетательная (зажигательная) скважина; 2 – глубинный нагнетатель; 3 – выгоревшая часть пласта; 4 – очаг горения; 5 – обрабатываемая часть пласта (движение нефти, газов, паров воды); 6 – эксплуатационная скважина Гидроразрыв пласта (рис. 7.10 б) производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной пли минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей. 
 
Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойнойзоиы, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2…3 раза. 
 
Рабочая жидкость с содержанием песка 50…200 г/л закачивается в скважину с расходом 3…4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200…260 м/с, а перепад давления – 18… 
 
22 МПа. При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 мм/с. Торпедированием называется воздействие на призабойиую зону пласта взрывом. 
 
При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинпую жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). 
 
Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотой НО 8…15 %-ной концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы. 
 
Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС1а и хлористый магний MgCl2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы. 
 
Плавиковая кислота IIP в смеси с соляной предназначается для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины. 
 
При закачке в скважину концентрированной серной кислоты H2S04 положительный эффект достигается двумя путями. Во-первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смешения с водой, снижается вязкость нефти и, соответственно, увеличивается дебит скважины. 
 
Во-вторых, при смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в скважину. Концентрированная серная кислота предназначается для воздействия иа продуктивные пласты, образованные песчаниками. 
 
Концентрированная (98 %) серная кислота не разрушает металла. Коррозия начинается только при ее разбавлении водой. Угольная кислота применяется для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальто-смолис-тые отложения. 
 
Обработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удаления воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды проявляется в том, что, попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. 
 
С помощью химреагентов и органических растворителей (СНПХ-7 – 1, СНПХ-7 – 2, газовый конденсат, газовый бензин, толуол и др.) удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения. 
 
К физическим методам воздействия на призабойиую зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия. Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистых веществ. 
 
При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. 
 
Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов воли, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится проницаемость пласта. 
 
Методы повышения пластового давления и увеличения проницаемости пласта позволяют, главным образом, сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа. 
 
Концентрация наиболее эффективных ПАВ в воде при заводнении пластов не превышает 0,05 %. При вытеснении нефти водой нередки случаи, когда вследствие различия вязкостен жидкостей или разной проницаемости отдельных участков пласта имеет место опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта. 
 
Вытеснение нефти растворами полимеров, т.е. водой с искусственно повышенной вязкостью, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяно-го контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта. 
 
Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение для повышения нефтеотдачи пластов нашли полиакриламиды (II АЛ). Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0,01… 
 
Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтеиов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. 
 
В пластах, содержащих высоковязкую нефть, даже незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффективность ее добычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт. 
 
Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших йз нее асфальтеиов, смол и парафинов. 
 
Метод внутрипластового горения (рис. 7.11) заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. 
 
При вытеснении нефти из пласта растворителями в качестве вытесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. 
 
Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки скважин, гидроразрыв пласта, торпедирование скважин, а также отбор газа из скважин под вакуумом. 
 
7.5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Способы эксплуатации скважин Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы: 1) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоиз – ливом; 2) с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне; 3) насосный – извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

10 вопрос

1.  Сбор и подготовка нефти и газа

Природный газ находится  в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километров. Сверхглубокой  скважиной получен приток газа с  глубины более 6000 метров. В недрах газ находится в микроскопических пустотах, называемых порами. Поры соединены  между собой микроскопическими  каналами - трещинами, по этим каналам  газ поступает из пор с высоким  давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам. Газ добывают из недр земли с помощью  скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Это делается для равномерного падения  пластового давления в залежи. Иначе  возможны перетоки газа между областями  месторождения, а так же преждевременное  обводнение залежи.

Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке  конечному пользователю - химический завод, котельная, городские газовые  сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нём кроме  целевых компонентов (целевыми для  различных потребителей являются разные компоненты) примесей, вызывающих затруднения  при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определённых условиях могут  образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (изгиб трубопровода, например), мешая  продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, ёмкости теплообменников  и т. д.).

Газ подготавливают по различным  схемам. Согласно одной из них, в  непосредственной близости от месторождения  сооружается установка комплексной  подготовки газа (УКПГ), на котором производится очистка и осушка газа. Такая схема  реализована на Уренгойском месторождении.

Если газ содержит в  большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу. Эта схема реализована, например, на Оренбургском месторождении.

Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под  давлением, многократно превышающем  атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность давлений в  пласте и системе сбора.

На начальном этапе  разработки нефтяных месторождений, как  правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически  без примеси воды. Однако на каждом месторождении наступает такой  период, когда из пласта вместе с  нефтью поступает вода сначала в  малых, а затем все в больших  количествах. Примерно две трети  всей нефти добывается в обводненном  состоянии. Пластовые воды, поступающие  из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по химическому и бактериологическому  составу. При извлечении смеси нефти  с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать  как механическую смесь двух нерастворимых  жидкостей, одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных  размеров. Наличие воды в нефти  приводит к удорожанию транспорта в  связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением  ее вязкости.

Присутствие агрессивных  водных растворов минеральных солей  приводит к быстрому износу как нефтеперекачивающего, так и нефтеперерабатывающего оборудования. Наличие в нефти даже 0,1% воды приводит к интенсивному вспениванию ее в  ректификационных колоннах нефтеперерабатывающих  заводов, что нарушает технологические  режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную аппаратуру.

Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценным сырьем химической промышленности, из которого получаются такие продукты, как растворители, жидкие моторные топлива, спирты, синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно  и другие продукты органического  синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо стремиться к  снижению потерь легких фракций из нефти и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта  для последующей их переработки.

Современные комплексные  нефтехимические комбинаты выпускают  как различные высококачественные масла и топлива, так и новые  виды химической продукции. Качество вырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т. е. нефти. Если в  прошлом на технологические установки  нефтеперерабатывающих заводов  шла нефть с содержанием минеральных  солей 100—500 мг/л, то в настоящее время  требуется нефть с более глубоким обессоливанием, а зачастую перед  переработкой нефти приходится полностью  удалять из нее соли.

Наличие в нефти механических примесей (породы пласта) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку  нефти, образует отложения в холодильниках, печах и теплообменниках, что  приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и быстрому выходу их из строя. Механические примеси способствуют образованию трудноразделимых эмульсий.

Присутствие минеральных  солей в виде кристаллов в нефти  и раствора в воде приводит к усиленной  коррозии металла оборудования и  трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти. Количество минеральных солей, растворенных в воде, отнесенное к единице ее объема, называется общей минерализацией.

При соответствующих условиях часть хлористого магния (MgCl) и хлористого кальция (CaCl), находящихся в пластовой  воде, гидролизуется с образованием соляной кислоты. В результате разложения сернистых соединений при переработке нефти образуется сероводород, который в присутствии воды вызывает усиленную коррозию металла. Хлористый водород в растворе воды также разъедает металл. Особенно интенсивно идет коррозия при наличии в воде сероводорода и соляной кислоты. Требования к качеству нефти в некоторых случаях довольно жесткие: содержание солей не более 40 мг/л при наличии воды до 0,1%.

Эти и другие причины указывают  на необходимость подготовки нефти  к транспорту. Собственно подготовка нефти включает: обезвоживание и  обессоливание нефти и полное или частичное ее разгазирование.

На нефтяных промыслах  чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (см. Приложение 1). 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.

О том, что запасы нефти  есть не только на суше, но и под морским  дном, известно довольно давно. На платформу  можно попасть на вертолете или  на катере. Семь миль от берега, и вот  вы уже у цели. Остов искусственного острова, который издали казался  сложенным из спичек, вблизи оказывается  переплетением толстенных труб. Сорок  восемь из них уходят в толщу воды и еще на полсотни метров - в дно. Эти ноги и держат все сооружение. Сама платформа состоит из двух площадок, каждая из которых - в четверть футбольного  поля. На одной площадке уходят в  поднебесье фермы буровой вышки, другая представляет собой административно-жилую  зону. Здесь с трех сторон по краям  площадки стоят уютные домики, в  которых разместились каюты бригадиров, прорабов и мастеров, а также красный  уголок, столовая с кухней, бытовые  помещения (см. Приложение 2). 

2. Способы транспортировки  газа и нефти

В настоящее время основным видом транспорта является трубопроводный. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой  трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные  станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостояще, но тем не менее - это наиболее дешёвый  способ транспортировки газа и нефти.

Кроме трубопроводного транспорта используют специальные танкеры - газовозы. Это специальные корабли, на которых  газ перевозится в сжиженном  состоянии при определённых термобарических  условиях. Таким образом для транспортировки  газа этим способом необходимо протянуть  газопровод до берега моря, построить  на берегу сжижающий газ завод, порт для танкеров, и сами танкеры. Такой  вид транспорта считается экономически обоснованным при отдалённости потребителя  сжиженного газа более 3000 км.

В 2004 международные поставки газа по трубопроводам составили 502 млрд м, сжиженного газа - 178 млрд м.

Также есть и другие проекты  транспортировки газа, например с  помощью дирижаблей, или в газогидратном  состоянии, но эти проекты не нашли  широкого применения в силу различных  причин.

С ростом добычи увеличивались  объемы транспортировки нефтепродуктов, совершенствовались способы доставки. Долгое время это делалось весьма примитивно, караванным способом. Деревянные бочонки и бурдюки наполнялись  нефтью или керосином, грузились  на повозки и таким образом  доставлялись до места. Или же по воде - в дубовых, а позже стальных бочках. Такой способ транспортировки был  очень дорог, стоимость нефтепродуктов была слишком высока. В итоге, первой начав производство керосина, Россия оказалась не в состоянии поставлять его по приемлемым ценам даже на внутренний рынок: керосин закупался  в Америке. В 1863 году этой проблемой  заинтересовался Д.И. Менделеев. В  качестве выхода он предложил перевозить нефтепродукты не в бочках, а в  специально оборудованных трюмах судов  методом налива. Этот метод перевозки  получил название "русский способ". Через десять лет, когда идея была реализована братьями Артемьевыми  и полностью себя оправдала, способ, предложенный великим русским ученым, стал применяться повсеместно.

Ещё одним удобным способом транспортировки нефтепродуктов стал железнодорожный транспорт. В 1878 году, с целью удовлетворения стремительно растущего спроса на нефтепродукты, был издан указ о создании железнодорожной ветки Баку - Сураханы - Сабунчи длиной 20 км. Ее строительство было закончено 20 января 1880 года. Нефть впервые стали перевозить в специальных цистернах. География железнодорожных нефтеперевозок от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы, в хранилища или потребителям, привязана к так называемых нефтегазовым бассейнам. Некоторые железнодорожные направления - такие как Уральское, Нефте-Камское, Восточно-Сибирское, Бакинское, практически полностью загружены подвижными составами с грузами нефти и ГСМ. Объемы таких перевозок чрезвычайно велики: на настоящее время только по Азербайджанской железной дороге перевозят ежегодно до 14 млн. тонн нефти и нефтепродуктов. Более того, наблюдается рост объемов перевозок. Так в 2005 году ОАО "РЖД" доставило в Китай 9,3 млн тонн нефтепродуктов, в 2006 - 10,2 млн. тонн. Пропускная способность границы позволяет РЖД поставить в 2007 году 15 млн. тонн нефти и ГСМ в Китай. Общемировой объем железнодорожных нефтеперевозок возрастает каждый год на 3-4 %, а в России этот показатель достигает 6%.