Технология разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал ТИУ в г. Сургуте

Отчет

О прохождении производственной практики (учебной, производственной, преддипломной)

Студент(ка)

Лавриненко А.С.

Руководитель практики

Грученкова А.А.

Сургут, 2019



Аннотация

Цель практики - повышение качества подготовки выпускников за счет ознакомления с профессией, закрепления навыков, полученных на лекциях. Ознакомится с реальной практической деятельностью организации, что позволило мне лучше ориентироваться в профессии. Производственная практики является отличной основой для будущей работы по специальности.

Ознакомление и изучение принципа работы устройства <<Heater-Treater>>.Ознакомление с устройством и схемой АГЗУ

Изучение принципиальной схемы и назначение основных элементов УЭЦН. Рассмотрение причин отказов ШГН. Механические методы увеличения производительности скважин.



Содержание

Введение

1. Знакомство с предприятием

2. Принцип работы и назначение устрорйства <<Heater-Treater>>

3. Технологическая схема АГЗУ

4. Принципиальная схема и назначения основных элементов УЭЦН

5. Причины отказов ШГН

6. Механические методы увеличения производительности скважин

Заключение

Список использованных источников



Введение

Нефтегазодобывающая промышленность является ведущей отраслью народного хозяйства Российской Федерации. Ежегодно в стране добывается несколько сот миллионов тонн нефти и сотни миллиардов кубометров природного и попутного газа. На развитие нефтегазодобывающей промышленности и разведку новых месторождений расходуются большие материальные и денежные средства.

Бурение скважин является самой капиталоемкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности. В этой отрасли имеются значительные резервы, выявление и использование которых способствует сокращению сроков разведки новых, улучшению эффективности эксплуатации разрабатываемых месторождений, удешевлению добычи нефти и газа. Немалые резервы заключаются в совершенствовании качества вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении, ускорении опробования и испытания, в совершенствовании конструкций скважин и уменьшении металлоемкости, в повышении долговечности крепления и разобщения нефтегазоводоносных горизонтов.

Производственные объекты на нефтяных и газовых промыслах рассредоточены на большой территории, разнохарактерны по виду работ и технологических процессов. Для длительной бесперебойной работы всех этих объектов без вмешательства человека необходимо, чтобы технологические процессы, протекающие в них, и работа механизмов и машин были автоматизированы.

Процесс подготовки нефти и воды является завершающим процессом добычи нефти. От стабильности и качества ведения процесса подготовки зависит конечный результат работы всех служб управления добычи нефти, поэтому проблема комплексной подготовки нефти, повышения ее качества всегда была и остается в центре внимания инженерно - технических работников. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений включает совокупность средств и способов деятельности, связанных с проектированием, техникой и технологией извлечения продукции газонефтяных месторождений.

Объектами профессиональной деятельности инженера являются технология разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, технические устройства, аппараты и средства для извлечения и подготовки продукции скважин.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- ознакомиться с инструктажем по технике безопасности и промышленной санитарии нефтегазового предприятия;

- изучить основы эксплуатации основных видов нефтяных скважин;

- рассмотреть различные методы воздействия на скважины;

- выявить последовательность ремонтных работ на скважинах на примере основных из них: подземного и капитального.

При написании отчета по производственной практики использовались такие методы, как анализ и сравнение учебной и периодической литературы о нефтегазовом секторе, в частности об основах разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений.



1. Знакомство с предприятием

Вводный инструктаж и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте. Противопожарные мероприятия. Меры оказания первой помощи

Нефтегазодобывающее управление «РН Юганскнефтегаз» (далее - НГДУ «РН Юганскнефтегаз») является одним из структурных подразделений ОАО «Роснефть». НГДУ «РН Юганскнефтегаз» было создано 5 мая 1977 года для выполнения работ по добыче нефти и газа. Это одно из наиболее динамично развивающихся предприятий не только Сибири, но и России.

НГДУ «РН Юганскнефтегаз» в своей деятельности руководствуется Положением о НГДУ «РН Юганскнефтегаз» - структурном подразделении открытого акционерного общества «Роснефть» и Уставом Общества законодательными и подзаконными актами Российской Федерации, нормативными документами Общества, местных органов управления и заключёнными договорами.

НГДУ «РН Юганскнефтегаз» выделено на отдельный баланс, без образования юридического лица, с целью организации и ведения внутрипроизводственного учета и отчетности. Отдельный баланс составляется без наличия системы показателей, отражающих финансовые результаты деятельности подразделения, так как они являются прерогативой юридического лица.

НГДУ «РН Юганскнефтегаз» не является самостоятельным налогоплательщиком. Структурное подразделение, работающее с единого расчетного счета, ежемесячно передает в аппарат управления ОАО «Сургут-нефтегаз» сведения для централизованного перечисления налога отдельно в отношении каждого фонда.

Главной задачей НГДУ «РН Юганскнефтегаз» является удовлетворение потребностей ОАО «Роснефть» в производстве продукции (добыча нефти и газа), выполнении работ и услуг в целях получения Обществом прибыли. Основными задачами НГДУ «РН Юганскнефтегаз»:

- обеспечение, на основе внедрения достижений науки и техники, передового опыта, высоких темпов добычи нефти и газа;

- подготовка нефти и газа;

- разработка нефтяных месторождений;

-использования эксплуатационного фонда скважин и ввода в эксплуатацию новых скважин;

- осуществление своевременной и качественной закачки воды в пласт.

Тип организационной структуры управления НГДУ «РН Юганскнефтегаз» - иерархический, так как данная структура характеризуется многоуровневым управлением и незначительным объемом управления на каждом уровне; централизованным принятием решений и четко определенной ответственностью.

Вид организационной структуры - линейно-функциональный, так как полномочия от начальника управления передаются по всем функциональным отделам предприятия и начальникам более низкого звена, последние в свою очередь - своим подчиненным.

Оперативное руководство деятельностью НГДУ «РН Юганскнефтегаз» осуществляет начальник. Начальник назначается на должность Обществом и в своей деятельности подчинен и подотчетен последнему.

Производственная структура НГДУ «РН Юганскнефтегаз» - это состав основных и вспомогательных цехов, хозяйств производственного назначения и их производственные связи. Производственная структура предприятия оказывает большое влияние на экономику предприятия. Рациональное построение производственной структуры предприятия это предпосылка целесообразного разделения труда и его кооперации, роста производительности труда, снижения себестоимости работ по добыче нефти и газа, ускорения производственных процессов, а также необходимое условие оперативного и качественного управления производством.

НГДУ «РН Юганскнефтегаз» включает в себя 27 подразделений. НГДУ «РН Юганскнефтегаз» сегодня - это более 700 км промысловых дорог, 11 дожимных насосных станций, 21 кустовая насосная станция, 2 товарных парка с коммерческим узлом учета нефти, Обский водозабор, 4700 км трубопроводов разного диаметра, разных назначений, 4217 скважин, из которых 2943 - добывающих.

В состав НГДУ входят:

ЦИТС - центральная инженерно-технологическая служба.

БПО - база производственного обслуживания.

ЦДНГ - цех добычи нефти и газа.

УВС - участок водоснабжения.

ЦАП - цех автоматизации производства.

ЦНИПР - цех научно-исследовательских и производственных работ.

ЦТОРТ - цех технического обслуживания и ремонта трубопроводов.

ЦПРС - цех подземного ремонта скважин.

ЦПКРС - цех подземного и капитального ремонта скважин.

ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти.

ЦКПН - цех комплексной подготовки нефти.

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования.

ЦОПТ - цех по обеспечению производства трубой.

ЦПВСиК - цех пароводоснабжения и канализации.

УКРЗиС - участок по капитальному ремонту зданий и сооружений.

УЭСХ - управление электросетевого хозяйства.

УМТО- участок материально-технического обслуживания.

УТТ - управление технологического транспорта.

Производственная структура НГДУ характеризуется специализацией, отделением основного производства от вспомогательного. В качестве основного производства выделены цеха по добычи нефти и газа (ЦДНГ), которые обеспечивают необходимую технологию добычи, организуют бесперебойную работу системы сбора, транспортировки и хранения, добычу запланированных объемов сырья и руководят работой групп по добыче нефти и газа. Операторы по добыче ведут профильный ремонт наземного оборудования скважин, поддерживают заданные параметры технологического режима, выполняют необходимые исследовательские работы. Цех поддержания пластового давления входит в состав ЦДНГ.

Цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ - 1,2,3,4,5,6,7,8,9,10) обеспечивают сбор, подготовку и транспортировку нефти с ДНС (дожимная насосная станция) на ЦППН, а газа в систему газопроводов управления по внутрипромысловому сбору и использованию нефтяного газа (УВСИНГ). Газ, выделяющийся в аварийном режиме из газосепараторов, подается на факела, которые являются источниками залповых выбросов.

Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) - доведение нефти до товарной кондиции, в процессе подготовки и перекачки нефти задействованы термические установки, резервуарный парк, очистные резервуары.

Цех водоснабжения (ЦВС) осуществляет забор воды из реки Обь и ее транспортировку до КНС (кустовая насосная станция) ЦДНГ. Основное оборудование и сооружения: водоприемные сооружения на р. Обь, насосы перекачки пресной воды, низконапорные водопроводы пресной и пластовой воды. Сброс стоков осуществляется на технологические очистные сооружения ЦППН с последующим использованием в системе поддержания пластового давления.

Вспомогательные цеха и участки, обеспечивающие технологические процессы на всех ступенях нефтегазодобычи:

ЦПРС, ЦПКРС - ремонт скважин, промывка оборудования, замена насосов, имеется механический участок, сварочный пост.

Демонтаж, сдачу и ремонт эксплуатационного оборудования, его монтаж после ремонта, металлообработка, изготовление нестандартного оборудования осуществляется ПРЦЭО.

Сбор с месторождений, отбраковку, очистку, ремонт, хранение и выдачу для повторного использования труб НКТ производит ЦОПТ.

Приобретение, хранение и выдача цехам материалов и оборудования осуществляется отделом материально-технического снабжения.

Структурным подразделением НГДУ является управление технологического транспорта (УТТ), которое обеспечивает автотракторной и спецтехникой цеха НГДУ для проведения технологических процессов по ремонту скважин, осуществляет перевозки грузов и людей на нефтегазовые месторождения.

ЦИТС НГДУ является органом оперативного управления основным производством, обеспечивающим добычу нефти и газа с соблюдением установленной технологии. В состав ЦИТС входят: ЦДНГ - 1ч8, ЦВС, ЦАП, ЦНИПР. В состав БПО входят: ЦПРС, ЦПКРС, ПРЦЭО, ЦОПТ, ЦПВСиК, УКРЗиС, ЦТОРТ.

НГДУ «РН Юганскнефтегаз» характеризуется непрерывным типом производства. Таким образом, сложившаяся производственная структура наиболее точно подходит применительно к рассматриваемому предприятию, так как нефтегазодобывающая отрасль характеризуется большим количеством работ, что требует деления на основное, вспомогательное и обслуживающее производства.

Характеристика продукции НГДУ «РН Юганскнефтегаз». Целью деятельности НГДУ «РН Юганскнефтегаз» является извлечение на поверхность нефти и газа попутного, а также выполнение работ и услуг, связанных с ним, для получения Обществом ОАО «Роснефть» прибыли и удовлетворение потребностей на мировом уровне.

Для подготовки нефти до товарного качества по I и II группе на больших месторождениях создаются ЦППН (центральный пункт подготовки нефти).

Качество нефти месторождений является средним в ряду продукции других российских производителей, содержание серы - около 1%. В то же время нефть отвечает требованиям мировых стандартов качества и является конкурентоспособной на мировом рынке. Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных горизонтов (пласты от АС4 до ЮС2), залегающих на глубинах от 1860 м до 3000 м и существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

Конкуренты у НГДУ «РН Юганскнефтегаз» отсутствуют, так как данное подразделение работает на основании заданий по добыче нефти и заключенным договорам. Однако конкуренция проявляется между подразделениями ОАО «Роснефть» по поводу распределения объема работ и заказов на оказание услуг.

В основном добыча нефти осуществляется механизированным способом. С помощью установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) - 87% от общей добычи, с помощью штанговых глубинных насосов - 12%. Это, безусловно, благоприятная тенденция, т.к. УЭЦН имеют ряд технических преимуществ, например, возможность более простого обслуживания установки, небольшие её размеры и продолжительный межремонтный срок. В НГДУ «РН Юганскнефтегаз» ведётся постоянная работа по внедрению в производство передового опыта, новейших достижений науки и техники, рационализаторских предложений работников предприятия.

Главной задачей НГДУ «РН Юганскнефтегаз» является добыча нефти и газа, выполнение работ и услуг в целях удовлетворения потребностей и получения прибыли. Производственная структура НГДУ характеризуется специализацией, отделением основного производства от вспомогательного. В качестве основного производства выделены цеха по добычи нефти и газа (ЦДНГ). Вспомогательные производства, связанные с обслуживанием скважин, объединены в базу производственного обслуживания (БПО).

Инструктаж работников по безопасному ведению работ

Целью инструктажа по охране труда является сообщение работникам знаний, необходимых для правильного и безопасного ведения работ, входящих в круг их непосредственных обязанностей.

Инструктажи рабочих и служащих по характеру и времени проведения подразделяются на вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Инструктаж на рабочем месте, в свою очередь, подразделяется на первичный, повторный, внеплановый, целевой.

Вводный инструктаж.

1. Вводный инструктаж по безопасности труда проводят со всеми вновь принимаемыми на работу, независимо от их образования, стажа работы по данной профессии или должности, с временными работниками, командированными, учащимися и студентами, прибывшими на производственное обучение или практику.

2. Вводный инструктаж по безопасному ведению работ проводится с целью ознакомления работников с общими правилами и нормами безопасности, основными положениями трудового законодательства, правилами внутреннего трудового распорядка, правилами поведения на территории управления, характеристиками основных и вредных производственных факторов и другими вопросами.

3. Вводный инструктаж проводится в методическом кабинете управления инженером отдела охраны труда со всеми вновь принятыми на работу без исключения, в том числе с временными работниками, командированными, студентами, прибывшими на производственную практику.

4. Вводный инструктаж проводится, по программе, разработанной работниками отдела охраны труда, отдела кадров, отдела организации труда и заработной платы, юристом. Программа утверждается начальником управления по согласованию с первичной профсоюзной организацией. В программу вводного инструктажа включаются вопросы пожарной безопасности. Для повышения эффективности инструктажа и большей информативности излагаемого материала рекомендуется составлять всоответствии с программой текст вводного инструктажа для его озвучивания.

5. Вводный инструктаж проводится в полном объеме как для группы рабочих однородной профессии, так и для отдельных рабочих и служащих разных специальностей и должностей. Продолжительность инструктажа должна быть не менее двух часов. Время проведения вводного инструктажа (дни, часы) конкретно устанавливается в соответствии с действующим в управлении регламентом работы.

6. Результаты проведения вводного инструктажа фиксируются в специальном прошнурованном, пронумерованном, скрепленном печатью и подписью руководителя службы охраны труда «Журнале регистрации вводного инструктажа» с обязательной подписью инструктируемого и инструктирующего, а также в документе о приеме на работу.

После прохождения вводного инструктажа работники направляются на работу в цех, на участок для прохождения инструктажа на рабочем месте.

Противопожарные мероприятия.

Опасность возникновения пожаров на предприятиях нефтяной и газовой промышленности определяется прежде всего физико-химическими свойствами нефти, газоконденсата, нефтяного и природного газа, который добывается и транспортируется, и используется в процессе производства. Степень пожарной опасности зависит также от особенностей технологического процесса производства. Для предприятий нефтяной и газовой промышленности характерно наличие большого объема нефти, нефтепродуктов и др. горючих жидкостей, их паров и горючих газов в технологической аппаратуре; применение высоких давлений в аппаратах, оборудовании и системе трубопроводов; применение высоких рабочих температур и открытого огня с огнеопасными веществами. Причинами возгорания могут быть также: -пропуски дизельного топлива из топливной линии, разливы нефтепродуктов и горючих веществ;

- нарушение герметичности выхлопных коллекторов двигателей, касание их к сгораемым конструкциям;

- неисправность искрогасителей;

- применение открытого огня, курение, проведение электрогазосварочных работ вблизи мест хранения горюче-смазочных материалов, сгораемых конструкций и горючих веществ;

- неисправности в электрооборудовании, вызывающие искрение, короткое замыкание, нагрев продуктов;

- прокладка силовой и осветительной сети с нарушением правил непосредственно по сгораемым конструкциям и по местам, где возможно соприкосновение с горюче-смазочными материалами;

- перегрузка электропровода;

- неисправность оборудования или некачественный его ремонт;

- атмосферное электричество;

- нарушение противопожарного режима, производственной и трудовой дисциплины.

Организационно-технические мероприятия по пожарной безопасности включают:

1. Организация пожарной охраны, организация ведомственных служб ПБ в соответствии с законодательством.

2. Паспортизация веществ, материалов, изделий, технологических процессов, зданий и сооружений объектов в части обеспечения ПБ.

Организацию обучения работающих правилам ПБ на производстве.

Разработка и реализация норм и правил ПБ, инструкций о порядке обращения с пожароопасными веществами и материалами, о соблюдении противопожарного режима и действиях людей при возникновении пожара.

Изготовление и применение средств наглядной агитации по обеспечению ПБ.

Порядок хранения веществ и материалов, тушение которых недопустимо одними и теми же средствами в зависимости от их физико-механических и химических свойств.

Надежно отключать аппаратуру от коммуникаций и полностью удалять из нее огнеопасные продукты при остановках на чистку, профосмотр, ремонт и т.п.

Оборудовать помещения эффективными вентустановками, исключающими возможность образования в них взрывоопасной смеси, а также обеспечить нормальную работу вентиляции в процессе ее эксплуатации.

Предупреждать перегрев подшипников и других трущихся деталей и механизмов путем своевременной и высококачественной их смазки, контроля за температурой.

Изолировать огнедействующие производственные установки и отопительные приборы от сгораемых конструкций и материалов, а также соблюдать режим их эксплуатации.

Создавать условия, обеспечивающие ПБ при проведении огневых работ.

Правильно выбирать электрооборудование и способы его монтажа с учетом характера окружающей среды, обеспечивать исправность защитных аппаратов и устройств, плотность соединений проводов пайкой, спецнаконечниками. Осуществлять постоянный контроль за эксплуатацией электроустановок силами электротехнического персонала.

Изолировать самовозгорающиеся вещества от других веществ и материалов, выполнять правила безопасного их хранения и систематически контролировать состояние этих веществ.

Предупреждать появление искровых разрядов статического электричества и вторичных проявлений атмосферного электричества при обработке пылей, газов и жидкостей, склонных к электризации.

Улавливать огнеопасные производственные отходы, собирать промасленные обтирочные материалы и удалять их в специально отведенные места.

Устраивать места для курения с соответствующим оборудованием. Меры оказания первой помощи.

Первая помощь - это комплекс мероприятий, направленных на восстановление или сохранение жизни и здоровья пострадавшего. Ее должен оказывать тот, кто находится рядом с пострадавшим, или сам пострадавший до прибытия медицинского работника.

От того, насколько умело и быстро оказана первая помощь, зависит жизнь пострадавшего и, как правило, успех последующего лечения. Поэтому каждый должен знать, как оказывать первую помощь, и уметь оказать ее пострадавшему и себе.

Для того чтобы первая помощь была своевременной и эффективной, на производственных участках находятся аптечки с набором необходимых медикаментов и медицинских средств для оказания первой помощи, обозначенные условными знаками (красный крест).

Оказывающий помощь должен знать основные признаки нарушения жизненно важных функций организма человека, а также уметь освободить пострадавшего от действия опасных и вредных факторов, оценить состояние пострадавшего, определить последовательность применяемых приемов первой помощи, при необходимости использовать подручные средства при оказании помощи и транспортировке пострадавшего.

Последовательность действий при оказании первой помощи пострадавшему заключается в следующем:

- устранение воздействия на организм пострадавшего опасных и вредных факторов (освобождения его от действия электрического тока, вынос из зараженной атмосферы, гашение горящей одежды, извлечение из воды и т.д.);

- оценка состояния пострадавшего;

- определение характера травмы, создающей наибольшую угрозу для жизни пострадавшего, и последовательности действий по его спасению.

В случае невозможности вызова медицинского персонала на место происшествия необходимо обеспечить транспортировку пострадавшего в ближайшее лечебное учреждение. Перевозить пострадавшего можно только при устойчивом дыхании и пульсе.



2. Принцип работы и назначение устрорйства <<Heater-Treater>>

Предварительное разделение продукции скважин включает следующие процессы:

1. Сепарация нефти от газа (первая ступень);

2. Сброс пластовой воды (предварительное обезвоживание). Сепарация нефти от газа

Сепарация газа от нефти начинается, как только давление снизится до давления насыщения. Это может произойти в пласте, в стволе скважины или в трубопроводах. Выделение газа из нефти будет увеличиваться с уменьшением давления. Выделившийся газ стремится в сторону пониженного давления: в пласте -- к забою скважины, в скважине -- к ее устью.

Разгазирование нефти при определенных регулируемых давлениях и температурах называется сепарацией.

Регулируя давление и температуру, можно создать условия для более полного отделения газа от нефти.

Сепарацию нефти осуществляют, как правило, в несколько ступеней.

Ступенью сепарации называется отделение газа от нефти при определенных давлении и температуре. Нефтегазовую (нефтеводогазовую) смесь из скважин сепарируют сначала при высоком давлении на первой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа. Затем нефть поступает на сепарацию при среднем и низком давлениях, где она окончательно разгазируется.

Иногда для получения нефти необходимого качества на одной из ступеней сепарации нефть разгазируется под вакуумом; в этом случае сепарация называется вакуумной. Если при разгазировании нефть подогревается, сепарация называется горячей.

Число ступеней сепарации зависит от физико-химической характеристики пластобой нефти, требований, предъявляемых к товарной нефти, и в каждом конкретном случае определяется расчетом исходя из условия достижения наилучших технико-экономических показателей.

Назначение, классификация и конструкции сепараторов Отделение нефти от газа и воды производится с целью: получения нефтяного газа, который используется как химическое сырье или как топливо;

уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения за счет этого гидравлических сопротивлений;

уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимися пузырьками газа);

уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при дальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти (УПН).

Движение газонефтяной смеси по промысловому трубопроводу сопровождается пульсациями давления, например, если поток имеет пробковую структуру, то происходит попеременное прохождение пробок нефти и пробок газа. Возникающие циклические нагрузки на трубопровод приводят к возникновению трещин и разрушению трубопровода.

Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории:

по назначению: замерные и сепарирующие;

по геометрической форме: цилиндрические, сферические;

по положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и наклонные;

по характеру основных действующих сил: гравитационные, инерционные, центробежные, ультразвуковые и т.д.

по технологическому назначению:

двухфазные - применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу;

трехфазные - служат для разделения потока на нефть, газ и воду;

сепараторы первой ступени сепарации -- рассчитаны на максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации;

концевые сепараторы - применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары;

сепараторы-делители потока - используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы;

сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный ввод жидкости и газа в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу;

6.по рабочему давлению:

высокого давления - более 4 МПа;

среднего давления - 2,5-4 МПа;

низкого давления - до 0,6 МПа; вакуумные - (давление ниже атмосферного).

Эффективность процесса сепарации нефти.

Эффективность работы сепараторов влияет на стабильный режим работывсей газосборной системы: капли нефти и воды, унесенные газом из сепаратора, могут выпасть в газопроводе, образуя жидкостные пробки, привести к образованию гидратных пробок и просто уменьшить сечение газопровода, снизив тем самым его пропускную способность.

Эффективность работы сепаратора оценивается двумя показателями:

количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции;

количеством газа, уносимого потоком нефти (жидкости) из секции сбора нефти.

Предварительный сброс пластовой воды.

Для уменьшения коррозии трубопроводов и повышения производительности установок подготовки нефти применяется предварительный сброс пластовой воды, т.к. действующие типовые установки неспособны справиться с возрастающим объемом поступающей жидкости, в частности, из-за использования малообъемной отстойной аппаратуры).

Считается целесообразным применение предварительного сброса воды при обводненности начиная с 30 %. При сбросе воды в любом случае должна имеется возможность ее утилизации.

Особенностью сброса на ДНС является необходимость осуществления процесса сброса воды под избыточным давлением, обеспечивающим транспорт газонасыщенной нефти до узлов подготовки и второй ступени сепарации.

Предварительный сброс воды является частью общего процесса подготовки нефти и очистки воды.

УПСВ Хитер- Тритер.

В настоящее время имеются два типа аппаратов, применяемых для предварительного сброса воды: вертикальнее стальные резервуары (РВС) емкостью от 1000 до 5000 м3 и горизонтальные цилиндрические емкости объемом 100 и 200 м3 (булиты).

Вертикальные резервуары специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1.5 м от днища резервуарарезервуара. Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств «регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса. Современные УПСВ имеют автоматизированные системы контроля и управления ТП.

Установка предварительного сброса воды Хитер-Тритер. Водонефтяная эмульсия, поступающая с кустов скважин, трудно поддается разделению на фазы за счет только лишь гравитационной силы. Для решения этой проблему нагревают жидкость и создают дополнительные условия, для сепарации используя установку «Хитер-Триттер». Каждый комплект оборудования состоит из горизонтальной емкости, блока управления и компьютерной мониторинговой системы Емкость рассчитана на производительность 5000 тонн в сутки. Разделение продукции достигается за счет прохода жидкости по жаровым трубам, далее через блок пластин, на которых нефть и вода образуют крупные капли. После сварочных работ стальная емкость прошла испытание теплом и давлением с полутора кратным запасом от проектного (7 кг/см ). Установка рассчитана для работы при температуре окружающей среды от -43° С до +49° С. С торца емкости находится блок управления с обвязкой и приборами для контроля, измерения и управления потоками жидкости в емкости. Описание процесса.

Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трехфазных аппаратах Х-Т производства, фирмы, «СИВАЛС» (США).

Жидкость и попутный газ поступают в установку через входной штуцер, расположенный на верху емкости. Далее во входном отсеке происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поднимается и через экстрактор влаги поступает в выпускной газовый патрубок. В экстракторе влаги вся жидкость в газе коагулируется и соединяется с жидкой фазой снизу емкости. Далее газ проходит через клапан-регулятор, контролирующий рабочее давление и уровень нефти в установке.

Жидкость попадает на входной "зонт-распределитель потока аппарата, по которому стекает с выделением свободной воды, и собирается в нижней части под жаровыми трубами.

Температура в жаровых трубах и топке поддерживается путем сжигания попутного газа, который поступает с узла подготовки топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой, установлены в блоке управления.

Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит ее быстрое разрушение. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата. А объединяющиеся капли нефти поднимаются выше через специальные перегородки попадают на коалеспирующие фильтры (коалессоры).

Фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных пластин, распложенных друг над другом, в ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою коалессора, образуя нефтяную пленку. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься вверх и перетекает в сборный карман, откуда через патрубок выводится из аппарата вода, выделившаяся из эмульсии в жаровой секции и в коалессоре, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Затем вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два патрубка сброса пластовой воды.

3. Технологическая схема АГЗУ

АГЗУ - Автоматизированная Групповая Замерная Установка - блок учета для автоматического определения дебитов нефтяных скважин.

Автоматизированные групповые замерные установки применяются в следующих областях: напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

Более подробно задачи АГЗУ можно описать следующим образом:

1. измерения прямым динамическим способом в периодическом режиме количества (расхода) сырой нефти, включая пластовую воду, и попутного нефтяного газа, добываемых из нефтегазовых скважин;

2. измерения и выдачи результатов измерений в единицах объема;

3. обработки результатов измерений и передачи их в систему телемеханики нефтепромысла;

4. формирования и отработка сигналов «авария», «блокировка» и передачи информации о них на верхний уровень АСУ ТП нефтепромысла;

5. управления режимами измерения расходов продукции нефтегазовых скважин по сигналам верхнего уровня АСУ ТП нефтепромысла

В технологическом блоке размещены:

· замерный сепаратор (ёмкость сепарационная);

· переключатель скважин многоходовый ПСМ;

· счетчик жидкости;

· регулятор расхода;

· привод гидравлический;

· запорная арматура;

· блок гидропривода;

В аппаратурном блоке размещены:

· блок управления;

· блок индикации;

· блок питания.

Рисунок №1 Технологическая схема АГЗУ

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1~1.25).

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Для измерения количества продукции малодебитных скважин находят применение: установки типа БИУС-40; «Спутник АМК-40-8-7,5; АСМА; АСМА_СП_40-8-20; АСМА-Т; Микрон» и др.

Установки типа БИУС-40 разработаны в четырех модификациях БИУС-40-50, БИУС-40-2-100, БИУС-40-3-100 и БИУС-40-4-100 для подключения собственно одной, двух, трех и четырех скважин.

4. Принципиальная схема и назначения основных элементов УЭЦН

Общие сведения

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения -

· обычное

· коррозионностойкое.
Где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м3/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Насос - погружной центробежный модульный.

Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Рисунок № 2 Схема УЭЦН

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый, указанный в табл. 2.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.

Двигатель - асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.

Установки могут комплектоваться двигателями типа 1ПЭД по ТУ 16-652.031 - 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.

При этом установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС 5805-49ТЗУ1.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт.

Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство. скважина трубопровод сепарация нефть

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.

Погружной центробежный модульный насос (в дальнейшем именуемый «насос») - многоступенчатый вертикального исполнения. Насос изготовляют в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ и коррозионностойком ЭЦНМК.

Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов . Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.



5. Причины отказов ШГН

- Обрыв штанг

- утечки через не плотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам - уменьшение полезного хода плунжера по сравнению сходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций

насосных штанг и труб

- утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных

примесей в откачиваемой жидкости

-утечки в клапанах насоса из-за их не мгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии

-большое содержание песка в откачиваемой жидкости(песок, попадая в глубинный насос, приводит к износу пары трения «цилиндр --плунжер», клапанов, а в ряде случаев вызывает заклинивание плунжера в цилиндре и обрыв штанг.

Кроме того, чрезмерное количество песка в продукции приводит к осаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок и снижению продуктивности. Применяются различные фильтры,

привинчиваемые к приемному клапану насоса., песочные якоря. В песочном якоре жидкость изменяет направление движения на 180', песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря.

При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка.

- отложения солей на в узлах насоса и в НКТ;

- асфальтено-смоло-парафиновые отложения в НКТ и на насосных штангах;

- сильное искривление скважин

- коррозия нефтепромыслового оборудования.

-высоко вязкие и высоко парафинистые нефти

6. Механические методы увеличения производительности скважин

Механическим методом, является в основном ГРП.

Гидравлический разрыв пласта -ГРП- это технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин.

Гидравлический разрыв пласта применяется:

а) для увеличения продуктивности нефтяных скважин;

б) для увеличения приёмистости нагнетательных скважин;

в) для регулирования потоков или приёмистости по продуктивной мощности скважины;

г) для создания водоизоляционных экранов в обводнённых скважинах.

В практике разрыва пласта различают 3 основных вида процесса:

а) однократный разрыв пласта; б) многократный; в) направленный.

Технология однократного разрыва пласта предлагает создание одной трещины в продуктивном разрезе пласта.

Технология схемы разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта.

При направленном гидроразрыве, в отличии от первых двух, места образования трещин регулируется по продуктивному разрезу скважины.

Для гидроразрыва пласта рекомендуются следующие категории скважин:

1.скважины, давление при опробовании слабый приток нефти.

2. скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора.

3.скважины имеющие заниженный дебит.

4.скважины с загрязнённой призабойной зоной.

5.скважины с высоким газовым фактором.

6.нагнетательные скважины с низкой проницаемостью.

7.нагнетательные скважины с неравномерной приёмистостью по продуктивному разрезу.

Разрыв пласта не рекомендуется проводить:

1. В нефтяных скважинах, расположенных в близи контура нефтеносности.

2. В скважинах технически неисправленных.

Максимальный эффект от ГРП обеспечивается:

1. наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин.

2. Распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины.

3. Создание трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.

Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из

следующих последовательно проводимых операций:

1. установка пакера с целью герметизации затрубного пространства и закачка в пласт жидкости разрыва для образования и расширения трещин.

2. Закачка жидкости- носителя с песком, предназначенным для закрепления трещин или сохранения их раскрытого состояния.

3. Закачка продавочной жидкости для вытеснения песка в трещины пласта из насосно-компрессорных труб и ствола скважины.

К этим методам относится ТБХО.

Целью настоящей технологии является термохимический прогрев нижней части ствола скважины, включая интервал перфорации, и ПЗ с целью удаления отложений АСПВ и повышения проницаемости пласта за счёт комбинированного воздействия на породу импульсами давления и высокотемпературной парогазовой смесью.

Технология ТБХО основана на использовании водных растворов органических и неорганических солей, способных в определённых условиях к саморазложению с выделением энергии. Способ ТБХО сводится к заполнению скважины в зоне перфорации раствором термохимической композиции и инициированного в ней реакции, проходящей с выделением тепла и газов. В результате, назабое резко увеличивается давление и образуется высокотемпературная парогазовая смесь, которая разрывает породу, создавая сеть трещин, повышая проницаемость ПЗ, и способствует очистке пор пласта от осложнений АСПВ.



Заключение

В процессе прохождения производственной практики, в ходе знакомства с предприятием прошел вводный инструктаж, узнал о видах инструктажа по технике безопасности на рабочем месте, осознал важность и необходимость в разработке и соблюдении противопожарных мероприятий, мероприятий по охране окружающей среды. Ознакомился с инструкциями по оказанию мер первой помощи пострадавшему на производстве, приобрел навыки по ведению нормативного технической документации в цехе. Ознакомился и изучил принцип работы устройства <<Heater-Treater>>. Ознакомлен с устройством и схемой АГЗУ

Изучил принципиальную схему и назначение основных элементов УЭЦН. Рассмотрел причины отказов ШГН и механические методы увеличения производительности скважин.

В целом период практики закрепил теоритические и практические навыки.



Список использованных источников

1. Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л., Буримов Ю.Г., Малкин И.Б., Межлумов А.О., Мороз Е.П. "Нефтепромысловое оборудование". Справочник в 2-х томах. Том I. - М.: Недра 2000

2.Беляева В.Я., Мазура И.И., Шапиро В.Д. Нефтегазовое строительство. - Учебное пособие для студентов вузов. - М.: Издательство «ОМЕГА-Л»., 2014. - 774 с.

3.Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин.- М.: Издательский центр «Академия»., 2013.-352 с.

4.Коршак А.А., Шамазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: - Уфа.: ООО «ДизайнполиграфСервис», 2001. - 544 с.

5.Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин.- Волгоград: Ин-фолио, 2015. - 352 с.

6. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник / Под ред. И.П. Чоловского. - М.: Недра, 1989. - 376 с.

7.Данные из проектных документаций: “Анализ разработки Усть-Балыкского месторождения”, утверждённый в ЦКР Минэнерго РФ (протокол от 12.02.2004 N41).

8.Отчеты и пояснительные записки отделов НГДУ «ЮН» за 2010-2014г. Нефтеюганск.

9.Технико-экономические показатели НГДУ”ЮН” за 1991, 1993, 1995г.г.

10. «РН-Юганскнефтегаз» добыл 400 миллионную тонну нефти на Приобском месторождении // Официальный сайт компании «Роснефть». - 2017.

Размещено на Allbest.ru