Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

 

 

 

Классические требования, предъявляемые  к нагнетаемой в продуктивный пласт воде,  сформулированы следующим образом:

• невысокое  содержание механических примесей;
• незначительное содержание эмульгированной нефти;
• коррозионная инертность  по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;
• отсутствие  в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов  инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

Подрусловый    способ   подготовки осуществляется по двум схемам – с вакуумным и с насосным отбором. При вакуумном или сифонном  водоотборе (рис.5.1) в непосредственной близости от водоема сооружается подрусловая скважина, в которую через грунтовую подушку фильтруется вода наземного источника. В состав установки по подготовке и транспортировке входять следующие элементы: вакуумный коллектор; вакуумный резервуар; насосная станция первого подъема; нагнетательные трубопроводы и магистральный водовод. Подрусловые скважины глубиной до 20 м сооружаются на удалении 70 – 90 м от берега водоема в 150 – 200 м друг от друга. Эксплуатационные колонны делают из труб диаметром 300 мм, водоподъемные – 200 мм; устье оборудуется бетонным кольцом диаметром 1,5 м и герметичным люком.

Насосная станция первого подъема  оснащается вакуум-насосами  для  обеспечения сифонного водоотбора из подрусловых скважин и насосами  - для подачи воды в систему ППД  и магистральный водовод. На насосных станциях первого подъема, как правило, используют центробежные насосы, которые  подбираются в зависимости от объема закачки. Очистка воды при  этой схеме осуществляется в основном при фильтрации через подрусловую  песчаную подушку. Доочистка может  осуществляться на площадке кустовых насосных станций, перед подачей  на прием насосов высокого давления. Схема достаточно эффективна при  высоком уровне подрусловых вод.

 

1 – песчаная подушка; 2 – подрусловая  скважина; 3 – групповой сифонный  коллектор; 4 – вакуум-котел; 5, 12 –  насосы; 6, 14 – насосные станции; 7, 8, 9, 13 – водоводы; 10 – резервуар; 11 – приемный трубопровод

Рис. 5.1 Схема сифонного водозабора

.

Схема подготовки подрусловых вод  с насосным отбором используется при их низком стоянии (ниже 8 м). В  этом случае, каждая подрусловая скважина оснащается центробежным насосом  с  вынесенным на поверхность электроприводом. Эти насосы создают систему первого  подъема. По выкидным  линиям и сборным  водоводам вода подается на станцию  второго подъема, которая помимо насосов включает в свой состав железобетонный подземный резервуар. Насосы второго  подъема по нагнетательному трубопроводу перекачивают воду в магистральный (кольцевой или линейный) трубопровод и далее на кустовые насосные станции системы ППД нефтяного месторождения.

Существуют  следующие основные методы воздействия  на пласт:

Поддержание пластового давления закачкой в пласт  воды, к которому относятся:

1. Законтурное заводнение.

2. Приконтурное заводнение.

3.Внутриконтурное  заводнение.

 

 

6. Краткая характеристика видов работ по обслуживанию и ремонту трубопроводов

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки  нефти и нефтепродуктов. Когда  хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т. д. По своему назначению нефтепроводы и нефтеиродуктопроводы делятся на следующие группы:

1) внутренние — соединяют различные объекты и установки на про-

мыслах, нефтеперерабатывающих заводах  и нефтебазах;

2) местные — по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда;

3) магистральные — характеризуются большой протяженностью (сотни и тысячи километров), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов — непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом).

Согласно СНиП 2.05.06—85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм): I — 1000—1200; II — 500—1000;

III — 300—500; IV — менее 300.

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки  газа из района добычи или производства в район его потребления, или  трубопровод, соединяющий отдельные  газовые месторождения.

 

 

Ответвлением  от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно  к магистральному газопроводу и  предназначенный для отвода части  транспортируемого газа к отдельным  населенным пунктам и промышленным предприятиям. Магистральные газопроводы  в соответствии со СНиП 2.05.06—85, в  зависимости от рабочего давления в  трубопроводе, подразделяются на два  класса: I — 2,5—10 МПа; II - 1,2—2,5 МПа.

Пропускная  способность действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от диаметра трубопровода и составляет 10-50 млрд. м³ газа в год.

Основными операциями по обслуживанию трубопроводов  являются:

1. Обеспечение управления эксплуатацией трубопроводов:
2. Учет перекачиваемых нефти н газа;
3. Очистка нефтепроводов от отложений парафина, удаление, механических примесей и воздуха;

4. Очистка внутренней поверхности газопровода без прекращения перекачки газа ;
5. Защита нефтепроводов от чрезмерно высоких давлений;
6. Обнаружение и определение местонахождения утечек нефти и газа;
7. Управление трубопроводами при обнаружении аварий и повреждений и во время проведения ремонтных работ;
8. Наблюдение за состоянием наружной поверхности трубопроводов и их деталей и т.д.

 

7. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ СКВАЖИН.

 

К охране труда и окружающей среды на предприятии  относится:

1. Дополнительные требования распространяются на организации, деятельность которых связана с проектированием, разведкой, обустройством и разработкой нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих в продукции свыше 6% (объемных) сероводорода.
2. Все производственные объекты, связанные с освоением таких месторождений и содержащие источники возможных выбросов и утечек в атмосферу вредных веществ и смесей, должны быть отнесены к третьему или более высоким классам опасности. Для таких объектов должна быть установлена буферная зона.
3. На каждом объекте должен быть план ликвидации возможных аварий, а в организациях, ведущих работы на месторождении, должен быть план совместных действий при возникновении аварийных ситуаций.
4. Организация охраны производственных объектов и контрольно-пропускного режима на их территорию определяются проектом на основании действующих нормативных требований.

5. Устройство периметральной охраны и расположение контрольно-пропускных пунктов, а также их планировка должны обеспечить возможность аварийной оперативной эвакуации персонала при различных направлениях ветра.
6. Все транспортные средства могут быть допущены на территорию взрывопожароопасных объектов при наличии искрогасителя, а спецтехника, перевозящая легковоспламеняющиеся жидкости, дополнительно устройствами для снятия статического электричества.

 

 

 

7. Запрещается ввоз на территорию объектов токсичных, пожароопасных веществ, не используемых на данном объекте, а также применяемых опасных веществ в количестве, превышающем установленные нормативы единовременного хранения.
8. Взрывопожароопасные объекты без постоянного обслуживающего персонала (площадки скважин и т. д.) должны быть ограждены и оснащены соответствующими знаками безопасности и предупредительными надписями. Такие объекты, а также отдаленные зоны производственных объектов с постоянным персоналом. Трассы коммуникаций должны контролироваться путем регламентных обследований и осмотров.
9. Работники подрядных, обслуживающих и других организаций, допущенные на территорию объекта, должны быть обеспечены индивидуальными средствами защиты и под роспись проинструктированы о правилах безопасного ведения работ и нахождения в рабочей зоне.
10. Работы по вскрытию продуктивного пласта, перфорации, вызову притока, гидродинамические исследования и другие опасные операции должны проводиться по плану под руководством ответственного специалиста, назначенного руководителем организации.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

 

1. Я.В. Вакула. Нефтегазовые технологии, учебное пособие – Альметьевск: типография АГНИ 2006 г.
2. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1979 г.
3. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти, М., Недра, 1983г.
4. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. Том 1. М.: ВНИИОЭНГ,- 1995.
5. Яшин А.С., Авилов С.В., Гамазов О.А. Справочная книга по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1973г.

6. Хайретдинов Р.Ш. Геология нефти и газа. Учебное пособие - Альметьевск: типография АГНИ 2009 г.