Отчет по практике в Нгду «Лениногорскнефть», Нгду «Елховнефть», Нгду «Джалильнефть»

      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 физическому  методу воздействия на призабойную  зону относится вибровоздействие.

      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 волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится проницаемость пласта.

      Тепловые методы  воздействия на призабойную зону  применяют при эксплуатации скважин,  в нефтях которых содержится  парафин или смола.

      Призабойную зону  прогревают электронагревателями и газонагревателями,  горячей нефтью,  нефтепродуктами,  водой  и  паром,  а также путем термохимического воздействия на пласт.

 

      В скважину спускают  электронагреватель на кабель-тросе,  которым прогревают зону обычно  в течение нескольких суток. Электронагреватель может быть установлен стационарно в лифтовую колонну ниже штангового насоса. Электроэнергия к нагревателю подается по электрическому кабелю, спускаемому вместе с колонной НКТ и прикрепленному к ней снаружи.

      Закачка в скважину  горячих жидкостей проводится с помощью насосов обычно через межколонное пространство без остановки работы скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти.

      При паротепловой  обработке скважин теплоносителем  служит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специальных паропередвижных установках. Для предохранения колонны над верхними отверстиями фильтра от воздействия нагнетаемого в скважину пара устанавливают термостойкий пакер. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После этого эксплуатацию скважины возобновляют.

      Методы повышения  пластового давления и увеличения  проницаемости пласта позволяют,  главным образом, сокращать сроки  разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа.

 

Однако необходимо добиваться и  наиболее полного извлечения нефти  и газа из недр. Это достигается  применением методов повышения  нефте- и

газоотдачи пластов.[4]

      Солянокислотная  обработка скважин:

      Солянокислотная  обработка скважин – это воздействие  соляной кислоты на материал  пласта. В основном продуктивные  пласты состоят: либо из кремнезёмистого  пласта, либо из песчаного (SiO2), либо представлены известняками  или долонитами (CaCO3 – основной компонент). Так как с кремнеземом соляная кислота не реагирует - в песчаных пластах она бесполезна. Возможно использование HF. Соляная кислота хорошо реагирует с известняками:

      CaCO3+2HCl = CaCl2+CO2    +H2O

      Было твёрдое вещество (CaCO3) из него получиили растворимую в воде соль (CaCl2), образовавшийся углекислый газ и вода. В результате увеличивается пористость и проницаемость призабойной зоны.

      При солянокислотной  обработке скважину очищают от  песка, грязи, парафина и т.п.  Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки, вымывают (“кислотная ванна”) отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции.

      Если в скважине  возможно установить циркуляцию, то сначала её заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают раствор соляной кислоты. Вытесняемую нефть замеряют в мернике (количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объёму насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчётного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину нагнетают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину и пускают в эксплуатацию.

      При кислотных  обработках используют специальные  агрегаты

 

(например, агрегат типа Азинмаш-30) или обычные передвижные насосные  агрегаты, смонтированные на автомобили или тракторе.

      Лучший    сорт   кислоты   –   соляная   синтетическая   с   добавками

реагентов-ингибиторов: уникола ПБ-5 катапинов вида A и K для предупреждения коррозии метала; стабилизатора (уксусной кислоты) для предупреждения выпадения осадков железа из раствора; интенсификаторов для облегчения удаления продуктов взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины.

      Солянокислотную  обработку в любом варианте  применяют для обработки карбонатных  пород. Если продуктивные горизонты сложены песчаниками с глинистым цементом, применяют грязевую ванну (смесь плавиковой кислоты с соляной). Вначале целью удаления цементной и глинистой корки делают соляно кислотную  ванну. Затем для растворения в призабойной зоне карбонатов в скважину закачивают 10-15% -ный раствор соляной кислоты. После удаления продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, выдерживают её определённое время, очищают забой от продуктов реакции и пускают скважину в работу.

 

      3.Сбор и подготовка  нефти на промыслах

      3.1.1. Промысловая  подготовка нефти

 

       Поступающая из нефтяных и  газовых скважин продукция не  представляет собой соответственно  чистые нефть и газ. Из скважин  вместе с нефтью поступают  пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).[2]

 

       Пластовая вода - это сильно минерализованная  среда с содержанием солей  до 300 г/л. Содержание пластовой  воды в нефти может достигать  80%. Минеральная вода вызывает  повышенное

 

 коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы,  поступающие с потоком нефти  из скважины, вызывают износ

 

 трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется  как сырье и топливо.

 

       Технически и  экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц. На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.3.1.1.1). 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.

      Обезвоженная, обессоленная  и дегазированная нефть после  завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной

 

нефти и затем на головную насосную станцию магистрального

нефтепровода.

 

[pic]

       Рис. 3.1.1.1 Схема  сбора и подготовки продукции  скважин на нефтяном промысле:

1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные  групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк

 

      3.1.2. Дегазация

 

      Нефть, добываемая  из земных недр, содержит газ,  называемый попутным.   На   каждую   тонну   добытой   нефти   приходится   50-100 м3

попутного газа. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку  газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти - дегазация проводится с помощью сепарации и стабилизации.

      В условиях нефтяного  пласта при высоком давлении  газы растворены в нефти. При  подъеме нефти на земную поверхность  давление падает и растворенный  газ выделяется. Важно в этот момент уловить его. Существует несколько схем отделения газа от нефти на промысле,

 

различающихся условиями перемещения  нефти и газа. Схемы первой группы характеризуются тем, что газ  отделяют от нефти на кратчайшем расстоянии от скважины. После отделения газа к центральным пунктам сбора перемещается только нефть. Пример подобной схемы отделения газа

от нефти приводится на рис. 3.1.2.1а.

      Газонефтяная смесь  из скважины поступает, в вертикальную  емкость С-1, оборудованную устройствами  для предотвращения уноса нефти с газом. Эта емкость носит название трапа. Из трапа С-1 газ поступает в газосборный коллектор, а нефть - в мерник Е-1. По газосборному коллектору попутный газ передается для дальнейшей обработки на газобензиновые заводы. К коллектору подключается до ста и более скважин одного или нескольких близлежащих нефтяных месторождений. Поскольку давление, при котором происходит разделение в трапе, невысокое (1-2 ат), для подачи газа на газобензиновые заводы его сжимают компрессорами ПК-1.

      Нефть из мерника Е-1 самотеком или насосами подается на нефтесборный пункт, где подвергается обезвоживанию.

      Описанная схема  отличается простотой, но не  обеспечивает полноты улавливания  попутного газа. После одноступенчатой  сепарации в нефти остается  до 40-50% попутного газа. Этот газ, попадая вместе с нефтью в мерники Е-1 и резервуары нефтесборных пунктов, в значительной степени улетучивается в атмосферу. Более эффективны системы многоступенчатой сепарации (рис. 3.1.2.1б).

      [pic]

Рис. 3.1.2.1 Схемы отделения газа от нефти на нефтепромысле с одноступенчатой (а) и многоступенчатой сепарацией (б):

I-газ на газобензиновый завод; II-нефть.

 

      В непосредственной  близости от скважины размещается  газоотделитель первой ступени  сепарации С-1, давление в котором равно 6-7  ат.  Этого  давления  достаточно,  чтобы  без  дополнительного  сжатия

подать газ на газобензиновый завод. Из газоотделителя первой ступени нефть  вместе с оставшимся в ней растворенным газом самотеком перемещается на центральный сборный пункт. На этом пункте собираются потоки от большого числа скважин. В результате снижения давления на центральном сборном пункте вновь происходит выделение газа в сепараторе С-2. Этот газ подается на газобензиновый завод компрессорами.

      Процесс сепарации  осуществляется в несколько этапов (ступеней).

Чем больше ступеней сепарации, тем  больше выход дегазированной нефти  из одного и того же количества пластовой  жидкости.

      Работа сепараторов  любого типа характеризуется  степенью разгазирования нефти  или ее усадкой, степенью очистки газа от капелек нефти, степенью очистки нефти от пузырьков газа.

 

[pic]

Рис. 10.5.1 Вертикальный сепаратор:

А–основная сепарационная секция; Б–осадительная секция;

В–секция сбора нефти; Г– секция каплеудаления;

1–патрубок ввода газожидкостной смеси; 2–раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3–регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4–жалюзийный каплеуловитель; 5–предохранительный клапан; 6–наклонные полки; 7–поплавок; 8–регулятор уровня на линии отвода нефти; 9–линия сброса шлама; 10–перегородки; 11–уровнемерное стекло; 12 – дренажная труба

 

      3.1.3. Обезвоживание

 

      Наиболее простой  способ удаления воды из нефти  на промыслах - термохимическое  обезвоживание при атмосферном  давлении. К подогретой до 30-50°С  нефти добавляется деэмульгатор, а затем нефть поступает в резервуар для отстаивания. При такой обработке нефти возможны большие потери легких нефтепродуктов во время отстаивания в негерметичных резервуарах. Эти недостатки устраняются при термохимическом отстаивании под давлением (рис. 3.1.3.1). Сырую нефть забирают из Е-1 насосом Н-1,  смешивают с деэмульгатором,  подаваемым из Е-2, прокачивают через теплообменник Т-1 и паровой подогреватель Т-2 в термоотстойник Е-З. В термоотстойнике под давлением (15 ат нефть находится в течение 1-3 ч. Обезвоженная нефть через теплообменник Т-1 направляется в резервуар Е-4. В резервуаре нефть дополнительно отделяется от воды. Отстоявшаяся вода сбрасывается в нефтеловушку Е-5, а затем закачивается в скважину А-1. Часть сточных вод, удаленных из термоотстойника, возвращается на прием сырьевого насоса, с целью повторного использования содержащегося в сточной воде деэмульгатора. Нефть из ловушки вновь подается на обезвоживание.

 

[pic]

Рис. 3.1.3.1 Схема установки термохимического обезвоживания нефти:

I-сырая нефть; II-обезвоженная нефть; III-вода

 

3.1.4. Обессоливание

 

      При глубоком обезвоживании  некоторых нефтей, в пластовой  воде которых содержится мало  солей, происходит почти полное  их удаление. Однако большинство  нефтей нуждается в дополнительном обессоливании.

      В некоторых случаях  для обессоливания используется  термо-

 

химический метод, но чаще применяется  способ, сочетающий термохимическое  отстаивание с обработкой эмульсии в электрическом поле. Установки  последнего типа носят название электрообессоливающих.