Отчет по практике в НГДУ «Азнакаевскнефть»

На водозаборах и станциях перекачки используют центробежные насосы: У-900-90, ЦНС-900-90, секционные насосы: ЦНС-850-240÷960, ЦНС-500-160÷880, ЦНС-300-120÷600, ЦНС-180-85÷425, ЦНС-105-98÷490, ЦНС-60-50÷250. Насосная станция при обвязке насоса должна иметь: задвижку на приеме и выходе насоса. На насосах большого диаметра и давления с электрическим приводом в нефтяной промышленности применяют только стальные задвижки и вентили. Условный диаметр и давление подбираются по максимально допустимому рабочему давлению. Например: подводящий водовод ø 500 мм; давление – 16 кг/см2 (1,6 МПа); задвижка Dу-500; Ру-25; на выкиде насоса: обратный клапан (давление и диаметр подбираются аналогично задвижкам).

У задвижки большого диаметра могут устанавливать байпасную линию малого диаметра для открывания большой задвижки.

Обязательно на приеме и выкиде насосного агрегата должен быть эл. контактный манометр, устанавливаемый через трехходовой кран, при необходимости – через фазоразделитель и импульсную трубку. Каждая насосная оборудуется прибором учета перекачиваемой жидкости и средствами КИПиА.

Далее по трубопроводам промводоснабжения (стальные трубопроводы (из ст.10÷30) ø 150÷1020 мм с толщиной стенки на допустимое рабочее давление +20% вода перекачивается на кустовые насосные станции (КНС).

Кустовые насосные станции бывают капитального и блочного исполнения. КНС предназначены для закачки технологической жидкости (воды) через систему трубопроводов и блок гребенок (БГ) в нагнетательные скважины и пласты.

КНС оборудуются насосными агрегатами:

а) центробежными секционными: ЦНС-40, ЦНС-63, ЦНС-80, ПЭ-90, ЦНС-180, ЦНС-500 напором от 850 до 1900 м.в.ст.;

б) горизонтальными насосными установками ГНУ фирмы "Reda" – 500, 1000, 1500 напором от 1000 до 1820 м.в.ст.;

в) установками электроцентробежными УЭЦП: УЭЦП14(16) 500, 1000, 2000, 3000 напором от 1000 до 1800 м.в.ст.;

г) установками электроцентробежными погружными УЭЦН: УЭЦН-40, 80, 130, 160, 200, 250, 360, 400, 500, 700 напором от 800 до 1600 м.в.ст.

На КНС имеются: система освещения, система отопления, система вентиляции, система электро-снабжения, система канализации, система КИПиА и телемеханики, система смазки, система охлаждения, система трубопроводов, запорные, регулирующие устройства, предохранительные устройства.

Запорные устройства: на приеме насоса задвижка Dу-150, Ру-40 с электроприводом или без него; на выкиде задвижка Dу-100 или 150, Ру-160 или 250 с электроприводом или без. Задвижки типа ЗВР, ЗВРЭ, обратные клапаны типа ЭКО 100х210 или 150х210, КОП-80х160, 150х40, 200х40. Манометры – электроконтактные (ЭКМ): 40, 160, 250 или датчики давления "МИДА". Расходомеры: "Взлет", "Взлет МР", СВУ-50, СВУ-25.

В системе смазки применяются: шестеренчатые насосы Ш-5-25-3,6/4, маслобак, маслофильтры, охладители с расходом воды 6 м3/сут.

В системе канализации применяются насосы: ЦНС-38-44÷220, ЦНС-60-66÷330 или 12НА-9, дренажные насосы 1СЦВ-1,5М.

Блок-гребенки выпускаются нескольких видов: БГ (блок-гребенка), БГ-5÷8 (от 5 до 8 усов), Рр-160 атм (16 МПа), Рр-210 атм (21 МПа); БРВ (блок распределения воды) на 4 скв., Рр-210 атм (21 МПа) с расходомерами СВУ-25. Предназначены для регулирования, распределения и учета воды по усам (скважинам).

4.2 Оборудование нагнетательных  скважин

Подземная часть оборудуется обязательно колонной НКТ ø 2", 2,5", 3"; пакер-гильзой (на соль-воде обязательно); межтрубье заполняется АКЖ (антикоррозионной жидкостью). Контроль за АКЖ и пакером  – ежеквартально.

Наземная часть скважины оборудуется устьевой арматурой:                           АН-65х21(зеленодольская); АФК-65х21(35) (бакинская); АНК-65х21 (воткинская); АНМ-40х21 (малогабаритная зеленодольская); АНКШ-65х210 К1М (малогабаритная шиберная воткинская). В этих арматурах используются задвижки марок: ЗМС-1-65-210(350) (бакинская); ЗМШ-65х21 (зеленодольская), ЗМШ-40х21; ЗД-65х210М (дисковая воткинская); ЗДШ-65х210М (дисковая штуцерная воткинская); ЗДС-65х210М (дисковая сварная воткинская). Обратные клапаны: ВЖНИ-65х210 (зеленодольский); КО1 65 26х21 (воткинский); КО2 65 40х21 (воткинский).

Устьевая арматура с помощью обвязки соединяется с подводящим водоводом от БГ через линейную задвижку, манифольд. В качестве линейной задвижки используют вышеназванные арматурные задвижки или ЗВД-100х160. Обязательно на обвязке скважины должно быть место для установки штуцера, обратного клапана (если нет в комплекте арматуры), место для установки – переносного замерного прибора ("Panametrics" или "Взлет"), технического манометра. Между обвязкой скважины (манифольдом) и подводящим водоводом должно устанавливаться токоизолирующее соединение (ТИС или ИФС 65х210 или 80х210). Для пресной воды устьевая арматура, обвязка скважины и стояк должны быть утеплены.

4.3 Требования к закачиваемой  воде

 

Для обеспечения надлежащей приемистости водонагнетательных скважин, выполнения задач поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи к нагнетаемой воде предъявляются следующие основные требования.

1. Вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми водами, так как при этом может происходить выпадение осадка и закупорка пор пласта,

2. Количество механических примесей  в воде должно быть небольшим, так как это может приводить  к засорению призабойной зоны  пласта и потере приемистости воды скважинами. Допустимое содержание механических примесей в воде в каждом конкретном случае определяется по опыту нагнетания воды.

3. Вода не должна содержать примесей сероводорода и углекислоты, вызывающих коррозию наземного и подземного оборудования.

4. При использовании для нагнетания  воды поверхностных источников  она должна подвергаться обработке  на биологическую очистку от микроорганизмов и спор водорослей. Попадая, вместе с нагнетаемой водой в поры пласта микроорганизмы и споры водорослей могут оказаться в благоприятных температурных условиях для размножения, что приведет к закупорке пор пласта.

Особую опасность представляет попадание в поры пласта анаэробных бактерий, способных восстановить серу из ее соединений в минералах, составляющих пласт. Это обусловливает появление в пластовых водах сероводорода со всеми вытекающими из этого неблагоприятными последствиями - сероводородная коррозия подземного оборудования, засорение нефти и газа сероводородом и т. д.

5. Нагнетаемая вода не должна вызывать разбухание глинистых пропластков внутри объекта разработки и глинистых частиц цементирующего материала пласта. Это может привести к закупорке пор и разрушению призабойной зоны скважины с нарушением целостности эксплуатационной колонны.

Вопрос взаимодействия воды с глинами пласта изучается на стадии подготовки геолого-промысловых материалов по месторождению и проектированию разработки. Тогда же отрабатываются мероприятия по подготовке воды, не приводящие к разбуханию глин.

Нагнетаемая вода должна обладать хорошей способностью отмывать нефть от породы. Это достигается добавлением к воде поверхностно-активных веществ.

Источники и технологические схемы водоснабжения:

В качестве источников водоснабжения можно использовать воды поверхностных источников - рек и морей, а также подземные воды. Вода, используемая из поверхностных источников характеризуется нестабильностью состава и особенно в период дождей и штормовой погоды на море. Она засорена механическими примесями, бактериями и спорами водорослей, что потребует ее предварительной обработки перед подачей в скважины. При использовании же подземных или подрусловых вод система водоподготовки существенно упрощается, а иногда подземная вода не требует предварительной подготовки.

В процессе разработки нефтяного месторождения с заводнением в добывающих скважинах появляется вода, количество которой во времени увеличивается. А поэтому весьма актуально использование подземных вод, добываемых вместе с нефтью, для поддержания пластового давления.

 

 

 

 

5 Осложнения при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин

При эксплуатации скважины осложнения происходят вследствие поступления в нее песка из слабосцементированных пластов; попадание в насос большого количества свободного газа; отложения парафиновых корок на стенках труб, откачки нефти высокой вязкости и водонефтегазовых эмульсий и т.п. Указанные природные и технико-технологические факторы приводят как к снижению срока службы оборудования, так и к ухудшению таких показателей, как коэффициент наполнения, коэффициент подачи насоса, утечки жидкости, межремонтный период работы скважин и другие. В осложненных условиях характерны следующие неполадки:

а) Преждевременный выход из строя узлов ШСНУ, вследствие:

  1) абразивного износа пары плунжер-цилиндр;

  2) износа и разрушения клапанных узлов;

  3) слома или отворота полированного  штока;

  4) срыва насоса с посадочной  части;

  5) заклинивания плунжера.

б) Неполнота наполнения ШСНУ поступающей из ствола жидкости в результате:

  1) вредного влияния газа;

  2) высоких сопротивлений жидкости в приемном клапане;

  3) уменьшение сечения клапана  из-за отложений песка, механических  примесей и парафина;

  4) утечек жидкости в приемном  клапане.

в) Уменьшение притока жидкости в стволе скважины вследствие:

  1) ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны пласта;

  2) образование пробки на  забое скважины или в трубах.

г) Потери хода плунжера при упругих деформациях колонны штанг и труб из-за:

  1) неправильного подбора типоразмеров оборудования;

  2) возникновения значительных усилий;

  3) трения в узлах цилиндр-плунжер, труба-шланга, а также между поверхностью колонны штанг и откачиваемой жидкостью.

Одна из распространенных причин отказов оборудования скважин, эксплуатируемых насосным способом,- образование значительных отложений парафина на поверхности оборудования, контактирующих с транспортируемой продукцией скважины. Отложения парафина образуют на внутренней поверхности НКТ, поверхности насосных штанг, в проточных каналах устьевой запорной арматуры, что приводит к значительному сужению проходных сечений, возрастанию гидравлического сопротивления или полному прекращению подачи продукции скважины вследствие образования пробок.

Согласно существующим представлениям образование парафиновых отложений происходит вследствие возникновения и роста кристаллов парафина непосредственно на поверхности, контактирующей с продукцией скважины, или в результате сцепления с поверхностью образовавшихся в потоке транспортируемой продукции скважины частиц твердой фазы парафина.

Интенсивность образования отложений на поверхностях оборудования скважин в значительной степени зависит от процентного содержания в нефти воды, механических примесей, гидродинамических характеристик потока.

На гидрофильных поверхностях вода образует сплошной слой, а нефть находится в виде капель. В этих условиях с увеличением содержания пластовой воды в нефти парафинизация оборудования уменьшается.

На гидрофобных поверхностях наблюдается обратная картина – присутствие воды в нефти вызывает интенсивное отложение парафина. Механические примеси участвуют в образовании агрегатов парафина в объеме транспортируемой продукции скважины, которые прилипают, затем к поверхностям оборудования и слипаются, образуя сплошной слой.

Процесс накопления отложений на поверхностях оборудования чередуется с их частичными или полными срывами, зависящими от адгезии отложений к поверхности и гидродинамических характеристик потока, контактирующего с поверхностью.

Методы борьбы с АСПО делятся на два класса – это методы предупреждения и  методы удаления.

В настоящее время предложены и применяются следующие методы предупреждения парафиноотложений: механические, тепловые, химические, физические.

Механические методы основаны на использовании труб с различными покрытиями. Материалом футеровки служат стекло, эмаль, стеклоэмаль, эпоксидная смола, также в последние годы для предотвращения АСПО предлагают стеклопластиковые трубы. Футеровка труб способствует предупреждению отложений из-за ослабления адгезии кристаллов парафина и создания более гладкой поверхности. В НГДУ «Азнакаевскнефть» большое распространение получили эпоксидные и остеклованные трубы НКТ. Не большой срок эксплуатации около 9 месяцев по причине хрупкости эпоксидного покрытия в результате механических воздействий при транспортировке, проведении ПРС и эксплуатации покрытие теряет свою целостность, а значит и защиту от АСПО. С 1996 года НГДУ отказалось от данного покрытия. Более того, осыпавшийся  материал засоряет ГНО и ствол скважины, так в 1994 году в НГДУ было проведено более 500 подземных ремонтов по причине засорения ШГН эпоксидом. Около четырех лет  НГДУ производит очистку внутренней поверхности НКТ от эпоксидного покрытия.

Стекло более устойчивое покрытие, поэтому с начала 1999 года в НГДУ применяются остеклованные подвески НКТ. Также с 1998 года проходят испытания НКТ с покрытием DPS, БМЗ.

Тепловые методы основаны на поддержании температуры  потока нефти выше температуры насыщения ее парафином. К этим методам относятся такие, как теплоизолированные трубы, кабельные нагреватели и скважинные нагреватели. Данный метод предотвращения в НГДУ «Азнакаевскнефть» не применяется.