Отчет по производственно практике в НГДУ «Туймазанефть»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ППД НА ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ

4.1 Источники  водоснабжения

В данное время метод заводнения является основным методом разработки нефтяных месторождений. Для заводнения применяются пресные поверхностные, подземные, сточные, подземные минерализованные воды. Употребление пресных поверхностных и подземных вод для заводнения нефтяных месторождений на западе РБ, где ресурсы их ограничены, требуют поиска альтернативных источников.

Одним из таких ключей являются подземные минерализованные воды карбонатного и терригенного девона, которые по своим физическим и химическим свойствам равны пластовым водам продуктивных отложений . Применение этих вод наряду с нефтепромысловыми сточными водами в системе ППД нефтяных месторождений РБ позволит существенно сократить расход пресной воды, закачиваемой в нагнетательные скважины . Для поддержания добычи нефти на  дойденном уровне на поздней стадии разработки втягиваются разработка запасов, сосредоточенных в глинистых коллекторах пашийского горизонта [2].

Опыт использования высокоминерализованных вод терригенного девона в  НГДУ «Туймазанефть» показывает, что запасы этих коллекторов эффективнее разрабатываются закачкой пластовой воды.

Основными источниками водоснабжения по системе ППД НГДУ «Туймазанефть» являются река Ик, Туймазинское УКПН (сточная вода).

Подготовка исходной речной воды совершается на водоочистных станциях методом коагуляции взвешенных частиц коагулянтом и последующей фильтрацией через песчаные фильтры. В роли коагулянта при подготовке воды используют сернокислый алюминий.

Схема подготовки воды  на водоочистных станциях заключается в следующем (рис.4.1): вода из водоприемников насосных станций первого водоподъема передается на водоочистную станцию. Водоочистная станция содержит, реагентное хозяйство с растворными и расходными баками коагулянта, вертикальные смесители, осветлители или горизонтальные отстойники, гравийно-песчаные фильтры. В вертикальном смесителе исходная вода перемешивается с раствором коагулянта. Быстрое смешивание достигается за счет потока воды. Затем вода попадает в осветлители, где происходит агломерация взвешенных и коллоидных частиц в крупные хлопья и отделение образовавшихся хлопьев от обрабатываемой воды. После осветления вода попадает на фильтры глубокого осветления с помощью пропуска ее через толщу песчаной загрузки. В ходе очистки в толще фильтра копится ил, для его удаления фильтры выключают из работы, промывают и затем вновь включают в работу. Затем для слива жидкости и из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины обработанная вода подается на насосную станцию 2-го подъема для дальнейшей перекачки потребителям.

Пластовую воду освобождают от нефти и мехпримесей  путем гравитационного отстаивания на очистных сооружениях. Сточные воды с установки предварительного сброса воды попадают в РВС-2000, представляющий собой вертикальный гравитационный отстойник для очистки воды, выполняющий вместе с тем роль буферной емкости. Устойчивость работы таких аппаратов низка из-за возможности прорыва из резервуара в систему поддержания пластового давления воды с высоким содержанием нефти и мехпримесей.

 

 

 

Рисунок 4.1- Принципиальная технологическая схема станции водоочистки Туймазинского месторождения 

4.2 Оборудование нагнетательных скважин

В нагнетательной скважине устьевая арматура нужна для герметизации устья скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведение мероприятий по улучшению приемистости пласта и исследовательных работ, осуществляемых без завершения закачки. Основная часть арматуры — трубная головка и елка[6]. Трубная головка нужна для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения кое-каких технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстро сборного монтажа. Елка необходима для закачки жидкости через колонну НКТ и имеет  стволовые задвижки, тройник, боковые задвижки и обратный клапан. Для устья нагнетательных скважин используется арматура типов АНК1-65Х210 и АНК1-65Х350 .  Устьевая арматура типа АНК-1 (рис 4.2)для нагнетательных скважин состоит из: 1-трубная головка; 2- быстро-сборное соединение ; 3- разделитель под манометр ; 4- задвижка     ЗМС-1; 5- обратный клапан.

 

                                 Рисунок 4.2 - Арматура АНК-1

В роли запорного устройства в арматуре употребляется прямоточная задвижка типа ЗМС1. Части затвора, шпиндель (шток) и уплотнительная прокладка фланцевых соединений выполнены из коррозионностойкой стали. В остальном части задвижки и арматуры унифицированы с соответствующими частями задвижки и фонтанной арматуры. Обратный клапан, фиксированный на боковом отводе елки, нужен для исключения возможности обратного перетока жидкости из скважины при временном окончании нагнетания или повреждения водовода. Обратный клапан имеет корпуса, седла, хлопушки две возвратные пружины и переводный фланец, с поддержкой которого клапан крепится к задвижке на боковом отводе елки. Под действием потока жидкости, закачиваемой в скважину, хлопушка обратного клапана поворачивается на оси, скручивая пружины. В случае остановки закачки или при поломки водовода жидкость из скважины в возвратные пружины возвращают хлопушку в начальное положение, и она, прислоняясь уплотнительной поверхностью к седлу клапана, перекрывает поток жидкости. На отводе трубной головки арматуры устанавливается быстро-сборное соединение, нужное для подключения нагнетательной линии к затрубному пространству при ремонтных и профилактических работах (промывки скважины, мероприятий по увеличения приемистости скважины и др.). Для предотвращения нарушении показаний манометров, вызванных засорением отводов в арматуре предусмотрены разделители под манометры[6].

 Модификация арматуры шла  ЛНК1-65Х21 — малогабаритная арматура типа АНК-65Х21 с прямоточными задвижками типа ЗМ. 
Подземное оборудование нагнетательной скважины: колонна НКТ и пакер, используемый для герметизации затрубного кольцевого пространства для избежания вредного влияния высокого давления закачки на эксплуатационную колонну.

Пакер применяется для разобщения отдельных участков ствола скважины. Получили широкое применение пакера механического или гидромеханического действия, рассчитанные на перепад давления до 70 МПа Устройство пакера (рис 4.3) для нагнетательных скважин состоит из: 1-головка с резьбой; 2-ствол; 3-ограничительная втулка; 4-резиновая манжета; 5- корпус; 6-шлипсы; 7-фонарь; 8-замковая муфта

                                    

Рисунок 4.3- Пакер

Пакер спускают на требуемую глубину на НКТ. Посадку производят поворотом колонны HKТ (предварительно НКТ приподнимают) вправо. При этом штифт 8 по пазу перемещается вверх, ствол 2 идет вниз, конус надвигается на шлипсы и заклинивает их в обсадной колонне. Вес НКТ передается на манжеты и деформирует их.

Якорь предназначен для разгрузки НКТ от сжимающих усилий и предотвращения скольжения пакера по обсадной колонне при создании перепада давления. Получили распространения якоря типа ЯГ-6, ЯГ-8, ЯПГ5-500.

Плашковый якорь типа 1 ЯП (рис 4.4) состоит из следующих основных частей: 1- корпуса; 2- поршней-плашек (8 шт); 3- резиновой трубки.

                                       

Рисунок 4.4 -Якорь 1ЯП

Взаимодействие узлов. При нагнетании жидкость воздействует на резиновую трубку через отверстия под поршнями-плашками, которые выдвигаются из корпуса в радиальном направлении и прижимаются с силой к эксплуатационной колонне. Таким образом они воспринимают осевое давление от пакера и передают его на эксплуатационную колонну, удерживая пакер на месте. При прекращении закачки жидкости трубка принимает первоначальную форму, а плашки-поршни при подъеме занимают исходное положение[6].

Выбор оборудования нагнетательных скважин в основном зависит от условий разработки и от требуемых результатов. Они, в основном, различаются по массе, габаритам, выдерживаемому давлению и так далее, но для каждого учреждени экономичнее выбирать более выгодную арматуру при этом учитывать его показатели. В заключении нужно подметить что, выбор оборудования является весьма важным этапом в плане разработки.

 

 

4.2  Требования к закачиваемой жидкости

Жидкость, закачиваемая в продуктивный горизонт, должна быть готова и обладать таким качеством, чтобы обеспечить вытеснение нефти, долгую и устойчивую приёмистость нагнетательных скважин в требуемых объёмах при нормальном давлении закачки воды. Требования подлинного  Стандарта,  предъявляемые  к  качеству  жидкости, распространяются и на пластовые воды, закачиваемые в продуктивный горизонт.

Закачиваемая вода при контакте с пластовой водой и породой коллектора должна сохранять постоянство при изменении температуры и давления, быть совместимой с пластовой водой и породой пласта, не содействовать осадкообразованию.

Частицы  механических  примесей  и эмульгированной нефти. Возможный  размер  частиц  механических  примесей  и эмульгированной нефти в закачиваемой воде обусловливаться расчетным путем или по номограммам в зависимости от пористости и проницаемости продуктивного пласта.

В воде, нагнетаемой в продуктивные коллекторы, пластовые воды которых не имеют сероводород или имеют ионы железа, сероводород не должен присутствовать. В воде, закачиваемой в продуктивные пласты, имеющие сероводород, ионы железа не должны присутствовать.

Возможное содержание в нефти и мех. примесей  приводится в  табл. 4.3:

Таблица 4.3-Допустимое содержание нефти и механических примесей

Наименование примеси	Допустимое содержание в воде, мг/дм3
	Предельное	средневзвешенное за месяц
Нефть	150	60
Механические примеси	80	50

Для увеличения вытесняющих свойств воды и длительного сохранения приёмистости нагнетательных скважин нужно снижать содержание нефти и мех. примесей для приведения в соответствие с коллекторскими свойствами пластов.

Твердые взвешенные частицы. Содержание ТВЧ и их дисперсность следует приводить для каждого конкретной площади с учетом коллекторских свойств заводняемых  пластов .

Таблица 4.2.2- Концентрация ТВЧ НГДУ «Туймазанефть»

Пласты	Качество пресной воды	Возможный размер частиц (диаметр), мкм		Содержание ТВЧ мг/дм3
		1 вариант	2 вариант	1 вариант	2 вариант
Малой проница-емостью (0,044-0,14 мкм 2 )и к гл < 2 % для терригенных  пород девона и нижнего карбона	Высокое	1	0,8	5	5

Умеренной проницаемостью (0,14-0,25 мкм 2) и к гл < 2 % для терригенных пород девона и нижнего карбона	Среднее	5	1,3	30	30
Высшей проницаемостью (0,25 мкм 2 и выше) и к гл < 2 % для терригенного  девона; 2%<к гл ≤5% для терригенных пород- коллекторов нижнего карбона	Начальное	5	2,0	50	50

 

Набухаемость коллекторов в закачиваемой воде не может превышать значения их набухаемости в пластовой воде  месторождения. В связи с повышенной набухаемостью глин в пресной воде не полагается их использование для коллекторов с коэффициентом объемной глинистости более 2 %, проницаемостью меньше 0,1 мкм2 для коллекторов терригенного девона и с коэффициентом объемной глинистости больше  2 %,  коэффициентом  пористости  скелета  меньше  значения 32,6633 lg(к гл )+12,1683 для терригенных пород нижнего карбона[2].

Пресная вода обязана сохранять стабильность при перемене температуры и давления, быть совместимой с пластовой водой и породой пласта, не содействовать осадкообразованию.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 ОСЛОЖНЕНИЯ  ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ  И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Из всех допустимых осложнений, которые могут возникнуть при эксплуатации скважин, обычно отличаются отказ оборудования и проблемы со скважиной. Иногда эти вопросы могут потребовать капитального ремонта скважины. Рассмотрим характерные сбои, в добыче для Туймазинского месторождения более детально.

Отказ оборудования – пожалуй, особенно часто встречающийся вид проблем при добыче. Например, в насосной скважине может сломаться штанга, что потребует доставки к скважине особого оборудования, которое называется сервисной или подъёмной установкой, чтобы вынуть штангу из скважины и снова начать добычу из скважины. Подъёмное сооружение обычно монтируется на грузовике – или, если это очень громоздкая установка для глубоких скважин, на трейлере – и обслуживается своей бригадой. Если над скважиной нет вышки, - а над большей частью современных скважин их нет, - установка будет иметь мачты и лебёдки для извлечения оборудования из скважины.

Пескообразование. В скважины, добывающие в рыхлых песчаниках , совместно с нефтью обычно попадает некоторое количество песка. Несмотря на то, что доля этого песка   выносится   наружу, высокая его часть накапливается на дне скважины. Продолжающиеся накопление песка в скважине рано   или   поздно   уменьшит   скорость добычи нефти и может полностью  остановить   добычу.   Если рождается такая проблема, известная под названием  пескообразование вызывают подъёмную установку, снабженную песочным насосом .