МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова» Высшая школа энергетики, нефти и газа (наименование высшей школы / филиала / института) ОТЧЁТ о прохождении практики Вид практики: Производственная практика Тип практики: Производственно-технологическая практика (учебная / производственная) Место прохождения практики (база практики): кафедра БС, РНиГМ, ИТЦ АНГЛИ (наименование места прохождения практики) Срок прохождения: с «20» июня 2022 г. по «02» июля 2022 г. Выполнил обучающийся: Аюпов Сатториддин (Ф.И.О.) Направление подготовки / специальность: 21.03.01 Нефтегазовое дело (код и наименование) Курс: 3 Группа: 241902 Руководитель практики от университета: Иконникова Людмила Никовна (Ф.И.О. руководителя, должность / уч. степень / звание) Признать, что отчёт выполнен и защищен с отметкой Руководитель практики от университета (подпись) Архангельск 2022 (отметка прописью) Л.Н. Иконникова (инициалы, фамилия) Оглавление Введение ............................................................................................................................. 4 1 Порядок отбора проб ...................................................................................................... 5 2 Изучение исследуемого кернового материала нефтеносных пород. Виды коллекторов, основные фильтрационно-емкостные свойства пород. Технические характеристики приборов лаборатории. Измерение основных параметров приборами лаборатории, классификация материала ................................ 9 3 Свойства нефти, газа и воды ....................................................................................... 13 4 Физико-химические характеристики нефти, назначение, порядок измерения, технические характеристики приборов лаборатории, определяемых свойства нефти ................................................................................................................................. 15 4 Проектные документы, используемые на нефтегазовом предприятии, виды проектных документов, применяемых в нефтегазовой отрасли. ............................... 21 5 Сбор и подготовка, осуществляемая на предприятии. Назначение фонтанной арматуры ........................................................................................................................... 23 6 Виды эксплуатации скважин, применяемых на промысле. Наземное и подземное оборудование при различных видах эксплуатации. ................................. 27 6.1 Установка электроцентробежного насоса ........................................................... 28 6.2 Штанговая глубиннонасосная установка ............................................................ 30 7 Коррозия НКТ. Методы борьбы с коррозией НКТ. .................................................. 32 7.1 Применение ингибиторов коррозии. .................................................................... 32 7.2 Применение предохранительной вставки (стримера) для защиты нкт от коррозии. ....................................................................................................................... 34 7.3 Защита от коррозии НКТ магнитным полем. ...................................................... 35 Заключение ....................................................................................................................... 36 Список использованной литературы ............................................................................. 37 2 ЛИСТ ДЛЯ ЗАМЕЧАНИЙ 3 ВВЕДЕНИЕ Основными профессиональных задачами умений практики определенного являются: опыта, формирование необходимого для осуществления дальнейшей профессиональной деятельности; формирование исследовательского нефтегазового дела; подхода к овладение изучению умениями деятельности и навыками специалиста работы с документацией, осуществление простейших расчётов. За время практики я ознакомился: с проектными документами, используемыми на предприятиях; с системой сбора и подготовки; должностными инструкциями и технологической документацией; порядком отбора проб на промысле; видами эксплуатации скважин; проблемами, существующими на предприятии. 4 1 ПОРЯДОК ОТБОРА ПРОБ. СОДЕРЖАНИЕ ОТЧЕТА ГЛУБИННЫХ ПРОБ ОСТ 153–39.2-048-2003 Скважинные пробоотборники служат для отбора и герметизации образца пластового флюида в количестве, достаточном для получения всего комплекса требуемых данных, и перевод этого образца в контейнеры или различные приборы. Порядок отбора проб согласно ГОСТ 2517–85: 1) Перед отбором пробы из пробоотборной системы стационарного пробоотборника сливают в другой сосуд жидкость, которая не должна входить в пробу. Объем сливаемой жидкости должен быть не менее двух объемов пробоотборной системы стационарного пробоотборника. 2) Из вертикальных, горизонтальных, траншейного типа резервуаров, танков наливных судов, железнодорожных и автомобильных цистерн, подземных хранилищ шахтного типа, ледогрунтовых хранилищ пробу нефти или нефтепродукта отбирают переносным пробоотборником следующим образом: • измеряют уровень нефти или нефтепродукта; • рассчитывают уровни отбора точечных проб; • опускают закрытый пробоотборник до заданного уровня так, чтобы отверстие, через которое происходит его заполнение, находилось на этом уровне; • открывают крышку или пробку, заполняют пробоотборник и поднимают его. Пробы с нескольких уровней отбирают последовательно сверху вниз. 3. Донную пробу из резервуара или транспортного средства отбирают следующим образом: • пробоотборник опускают, устанавливают на днище резервуара или транспортного средства, извлекают пробку из штуцера и выдерживают его до 5 заполнения пробой. Заполненный пробоотборник поднимают и сливают пробу в пробоприемник; • пробоотборник опускают на днище резервуара или транспортного средства. При касании о днище шток поднимается, и в образовавшуюся щель начинает поступать нефть или нефтепродукт. Пробоотборник выдерживают в этом положении до его заполнения пробой, поднимают и переливают ее в пробоприемник. 4) Пробу нефтепродукта из сифонного крана отбирают переносным пробоотборником. 5) При измерении температуры и плотности нефти или нефтепродукта пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его заполнения не менее 5 мин. Допускается вместо выдержки термостатического пробоотборника в течение 5 мин ополаскивать его нефтью или нефтепродуктом, отобранным с уровня, на котором должна быть измерена температура или плотность. 6) Бутылку с отобранной пробой легкоиспаряющегося нефтепродукта с нормированным давлением насыщенных паров вынимают из каркаса, герметично закупоривают, а для отбора следующей пробы вставляют сухую чистую бутылку. 7) При составлении объединенной пробы каждую точечную пробу перемешивают, берут необходимый объем и сливают в один сосуд. Объединенную пробу составляют сразу после отбора проб. ОСТ 153-39.2-048-2003 содержит в себе необходимые требования к исследованию пластовых флюидов – нефть, газ и пластовых вод в нефтедобывающей отрасли, а также к построению, изложению, оформлению и содержанию документов, представляющих результаты исследования. 6 1.1 Приборы, принимаемые в ИТЦ для исследования проб. Согласно по источнику [1] В нашем ИТЦ АНГЛИ имеется лабораторная установка PVT 3000-L, Передвижная обогревательная система SBORT. Показано на рисунке 1. Рисунок 1. Лабораторная установка PVT 3000-L и Передвижная обогревательная система SBORT Лабораторная установка PVT 3000-L — Это установка предназначена для исследование пластовых флюидов согласно по OCT 153–39.2-048-2003 показано на рисунке 2. Рисунок 2. Лабораторная установка PVT 3000-L 7 Передвижная обогревательная система SBORT — это система предназначена для восстановления отобранных проб флюида до необходимых условий перемещения, задавливание, и перевода пробы для дальнейшего анализа. Показано на рисунке 3. Рисунок 3. Передвижная обогревательная система SBORT Установка восстановления пробы SRA2 — это установка предназначена для восстановления отобранных проб флюида до необходимых условий перемещения и нагрева пробы. Показано на рисунке 4. Рисунок 4. Установка восстановления пробы SRA2 8 2 ИЗУЧЕНИЕ ИССЛЕДУЕМОГО КЕРНОВОГО МАТЕРИАЛА НЕФТЕНОСНЫХ ПОРОД. ВИДЫ КОЛЛЕКТОРОВ, ОСНОВНЫЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИБОРОВ ЛАБОРАТОРИИ. ИЗМЕРЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРИБОРАМИ ЛАБОРАТОРИИ, КЛАССИФИКАЦИЯ МАТЕРИАЛА Согласно [5] фильтрационно-емкостные свойства пород – это свойства, которые определяются при помощи основных физических параметров: пористость, проницаемость и водонасыщенность. Они определяют способность коллекторов вмещать и фильтровать флюиды, движение которых может происходить либо вследствие естественных процессов (миграции углеводородов), либо в результате деятельности человека, связанной с извлечением полезных ископаемых и эксплуатацией гидротехнических сооружений. Пористость породы – это свойство, которое определяет емкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему породы. Проницаемость обуславливает пропускную способность пород, т.е. коэффициент нефтеотдачи нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин. Для оценки проницаемости горных пород используют линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости. Водонасыщенность характеризует содержание пластовой воды в коллекторе. При формировании залежи часть воды остается в пустотном пространстве коллектора. 9 Эта вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в залежи, называется остаточной водой. Количество остаточной воды в залежах зависит от ФЕС пород: чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов, тем ее больше. Согласно источнику [1], установка УИК-5(7) предназначена для исследования фильтрационно-емкостных, электрических и акустических свойств образцов кернов в пластовых условиях, она представлена на рисунке 1, источник [1]. Рисунок 1 – Установка для физико-химических исследований керна УИК5(7) Она предназначена для исследования вытеснения нефти водой и растворами химреагентов, для исследования процессов воздействия кислотных, щелочных и других растворов на проницаемость образцов керна, определение фазовой проницаемости горных пород. На рисунке 2 показана принципиальная схема установки УИК-5(7), источник [1]. 10 Рисунок 2 – Принципиальная схема установки УИК-5(7) (1 – емкость; 2 – насос; 3 – распределительная газовая гребенка; 4 – шаровый вентиль; 5 – распределитель трехсторонний; 6 – разделительная емкость; 7 – электроизолирующий вентиль; 8 – газовый расходомер; 9 – клапан трехпозиционный; 10 – распределитель 4-сторонний; 11 – вентиль трехпозиционный; 12 – вентиль высокого давления; 13 – клапан двухпозиционный; 14 – регулятор давления с датчиком давления; 15 – дифференциальный манометр; 16 – кернодержатель с терморубашкой) Согласно источнику [1], петрофизика – это наука о свойствах горных пород как функций их состава и структуры, об изменении этих свойств под воздействием геологических, физико-химических или технологических факторов, а также о взаимосвязях между физическими свойствами пород. Предметом (или объектом познавательной деятельности) в петрофизике является горная порода, ее литологические и физические свойства. УИК ПС позволяет: Определить пористость в пластовых условиях; Определить скорость продольных и поперечных волн; Определить удельное электрическое сопротивление; Определить упругие свойства пород. Фото установки представлено на рисунке 3. 11 Рисунок 3 – Установка для петрофизических исследований керна УИК ПС • Размер исследуемого керн: длина: до 1550 мм; Диаметр: до 150 мм • Совместимые датчики: гамма-плотность, скорость продольных волн, электрическое кольцевого сопротивление, и точечного магнитная типа), восприимчивость естественная фотографирование при линейном спектрофотометрия, рентгеновская (датчики гамма-спектрометрия, сканировании, флуоресцентная цветовая спектроскопия, ИКспектроскопия • Движение керна: полностью автоматизированное движение. Линейная точность: 0,1 мм • Вывод данных: ASCII файлы с разделителями табуляцией, содержащие все измеренные параметры относительно глубины интервала или образца керна • Размеры направляющей дорожки: Длина: 4,35 м; Глубина: 1,2 м; Высота: 1,15 м (1,9 м с камерой) • Размеры стойки электроники: Длина: 0,55 м; Глубина: 0,6 м; Высота: 0,6 м; Вес: 65 кг • Скорость сканирования: Типичная скорость каротажа 4 м/час 12 3 СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ Опираясь на источник [3], основными свойствами нефти и газа являются: плотность, вязкость, давление насыщения и т.д. Под вязкостью понимают способность флюидов оказывать сопротивление перемещению одной части флюида относительно другой. Под давлением насыщения подразумевают давление, при котором при изотермическом расширении или сжатии флюида, в нем появляются первые признаки свободного газа. Под плотностью же понимают отношение массы к единице объема, плотность измеряется в кг или г на кубический метр. Плотность нефти зависит от пластовых термобарических условий и от количества растворенного газа в нефти. Также существуют несколько различных классификаций, например по содержанию серы. Газоконденсат – смесь жидких углеводородов, которые выделяются из газов. Газоконденсат данного месторождения по хим. составу относится к метановой группе. Конденсат представлен легкой бензиновой фракцией и тяжелой высококипящей частью нефти. Он выкипает при температуре 200 градусов Цельсия, то есть бензиновая фракция. Плотность конденсата варьируется от 680,6-685,2 кг/м 3. Вязкость конденсата при нормальных условиях (то есть температура 20 °C) – 0,56-0,66 мм2 /с. Массовое содержание парафина не достигает 0,01%, смолистых соединений до 2 %. Пластовая вода добывается вместе с нефтью. Вода залегает вместе с нефтью и газом в одном пласте, но из-за высокой плотности относительно нефти и газа расположена в нижней толще эффективного пропластка, также вода может находится в зоне газа и нефти, в таком случае это будет связанная вода. Пластовая вода находится в мелких порах коллектора. Плотность воды зависит от температуры и от количества минералов, растворенных в воде, но больше, чем 1000 кг/м3. Газ плохо растворяется в пластовой воде, нежели в нефти. Вязкость пластовой воды при температуре около 150°C составит 1 МПа. 13 Научная классификация нефтей предполагает их разделение по содержанию в составе тех или иных классов углеводородов: Метановые – более 50% парафиновых углеводородов. Нафтеновые – более 50% нафтеновых углеводородов. Нафтено-метановые – более 25% нафтеновых углеводородов, более 50% парафинов. Метано-нафтеновые – более 25% парафинов, более 50% нафтеновых углеводородов. Ароматические – более 50% ароматических углеводородов. Ароматическо-метановые – более 25% ароматических углеводородов, более 50% парафинов. Метаново-ароматические – более 25% парафинов, более 50% ароматических углеводородов. В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы: класс 1 — малосернистая — содержание серы до 0,6% масс.; класс 2 — сернистая — содержание серы от 0,61 до 1,8% масс.; класс 3 — высокосернистая — содержание серы от 1,81 до 3,5% класс 4 — особо высокосернистая — содержание серы свыше 3,5% масс.; масс. По выходу светлых фракций до 350 °С нефть делят на три типа: Т1 – не менее 45% Т2 – от 30,0% до 44,9% Т3 – менее 30% 14 4 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ НАЗНАЧЕНИЕ, ПОРЯДОК ХАРАКТЕРИСТИКИ ИЗМЕРЕНИЯ, НЕФТИ, ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИБОРОВ ЛАБОРАТОРИИ, ОПРЕДЕЛЯЕМЫХ СВОЙСТВА НЕФТИ 4.1 Давление насыщения Согласно ОСТ 39-112-80 давление насыщения – это давление, при котором в процессе изотермического расширения однофазной пластовой нефти появляются первые признаки свободного газа, важнейшая характеристика пластовой нефти, в значительной степени определяющая характер разработки нефтяных залежей. Давление насыщения реальных пластовых нефтей находится в пределах от десятых долей до 40 МПа и выше. Зависимость давления насыщения от температуры характеризуется температурным коэффициентом давления насыщения, который определяется составом пластовой нефти. С повышением температуры давление насыщения нефтей обычно растет. При большом количестве азота в нефти температурный коэффициент имеет отрицательную величину, и давление насыщения с ростом температуры понижается. Из всех методов измерения давления насыщения пластовых нефтей наибольшее распространение получил так называемый объемный метод. Метод основан на построении изотермы pV (рис. 1), по которой давление насыщения находят по точке пересечения ветви 1 для однофазного и ветви 2 для двухфазного состояния нефти (ветвь 3 - некорректное определение). 15 Рисунок 4 – График для определения давления насыщения объемным методом: 1 – ветвь однофазного состояния нефти; 2 – ветвь двухфазного состояния нефти при корректном проведении опыта; 3 – ветвь двухфазного состояния нефти при некорректном проведении опыта. 4.2 Вязкость Вязкость пластовой нефти определяется составом нефти, количеством и составом растворенного газа, давлением и температурой. По мере выделения из пластовой нефти газа вязкость ее растет, а в однофазном состоянии, по мере снижения давления, уменьшается. Результирующая кривая зависимости вязкости от давления имеет минимум при давлении насыщения. В области однофазного состояния наблюдается приблизительно линейная зависимость между вязкостью и давлением, при давлениях ниже давления насыщения зависимость криволинейная (рис. 5). Рисунок 5 – Зависимость вязкости нефти от давления 90°С 16 Реометр Brookfield для определения реологических свойств нефти (вязкость), используется для испытания небольших смешанных образцов путем моделирования рабочих процессов в лабораторных условиях (при этом исключаются проблемы испарения (boil-off) образца). Процесс измерений с помощью PVS реометра основан на геометрии коаксиального цилиндра, при этом достигается высокая точность и исключительная чувствительность. Работа PVS реометра управляется программным обеспечением Brookfield Rheovision, что позволяет обеспечить выполнение параметров теста даже в самых критических Таблица 1 – Технические характеристика Реометра BrookField Диапазон вязкости 0,5 – 36 000 000 сПз Диапазон давлений вакуум… 70 атм Повторяемость ±0,5% шкалы Температурный диапазон -40°С…260°С Частота вращения 0,05…1000 об/мин Максимальная скорость сдвига До 1700 сек-1 4.3 Прибор «PVT 3000-L CHANDLER ENGINEERING» Согласно источнику [1], данный прибор является многофункциональным и точным для определения поведения смесей. Он служит для изучения термофизических свойств жидкостей: плотность, вязкость и фазового состояния при изменяющихся температуре, давлении и объему (PVT). На рисунке 1 представлена установка PVT 3000-L CHANDLER ENGINEERING, источник [1]. 17 Рисунок 4 - PVT 3000-L CHANDLER ENGINEERING К наиболее распространенным видам исследований, проводимых с помощью системы анализа PVT-свойств модели 3000, относятся: • определение капиллярной вязкости; • определение плотности; • обнаружение твердых частиц; • газоконденсатный анализ; • анализ газа; • определение газового фактора; • оценка содержания химических веществ и растворителей. Система улучшенными анализа PVT-свойств характеристиками и работает более без проста ртути, в обладает использовании. Программное обеспечение для сбора данных и управления ими упрощают подготовку и проведение PVT тестов, а 24 также позволяют осуществить электронную запись ключевых данных тестирования. PVT оборудование Chandler Engineering занимают лидирующую позицию на мировом рынке приборов для проведения PVT-исследования с 1945 года. PVT система модели 3000 является наиболее популярной системой анализа в американских и международных научных лабораториях. Установка соответствует всем требованиям безопасности. Прибор «AWAI 1000 SANCHEZ TECHNOLOGIES» Согласно источнику [1], данный прибор является анализатором твердых частиц в пластовом флюиде. Принцип действия анализатора основан на 18 зависимости физическо-химических свойств и состава пластовых флюидов от давления и температуры. На рисунке 2 представлена установка «AWAI 1000 SANCHEZ TECHNOLOGIES», источник [1]. Рисунок 5 - Установка «AWAI 1000 SANCHEZ TECHNOLOGIES» Конструктивно анализатор представляет собой установку, состоящую из двух шприцевых насосов с системой перемешивания, ячейки микроскопа высокого давления, инфракрасного системы поглощения фильтрации твердых (ИК-поглощения), частиц, блоков ячейки титрования растворителем и ввода ингибитора, системы 25 нагрева и охлаждения, а также автоматической системы управления и обработки данных на базе персонального компьютера. Циркуляция флюида через установку анализатора и достижение необходимого давления для определения составляющей твердой фазы флюида обеспечивается инжекционным и циркуляционным автоматическими насосами высокого давления. Ячейка микроскопа высокого давления представляет собой два сапфировых окна, расстояние между которыми может быть настроено в зависимости от состава исследуемого пластового флюида и позволяет производить измерения линейных размеров твердых частиц в режиме реального времени. 19 Момент фазового перехода, возникающего в процессе изменения плотности пластового флюида, фиксируется в ячейке ИК-поглощения. С помощью системы нагрева и охлаждения устанавливается температурный режим для проведения измерений. Блок титрования растворителем предназначен для обработки проб исследуемого флюида растворителем с целью определения осаждения твердой фазы. Блок ввода ингибитора предназначен для ввода ингибиторов, предотвращающих образование минеральных солевых отложений. Управление анализатором осуществляется посредством внешнего блока управления в ручном режиме или внешнего компьютера с программным обеспечением. 20 4 ПРОЕКТНЫЕ НЕФТЕГАЗОВОМ ДОКУМЕНТЫ, ПРЕДПРИЯТИИ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ВИДЫ НА ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ ПРОЕКТЫ, ТЕХНОЛ. СХЕМЫ - НАЗНАЧЕНИЕ, ПРИМЕНЕНИЕ, СРОКИ СОСТАВЛЕНИЯ). Проектная документация на разработку месторождения представляет собой пакет документов, содержащий анализ эксплуатационного объекта, научно обоснованные технологические схемы реализации процесса разработки, их экономическое обоснование, а также ряд вопросов технического и лицензионно – разрешительного характера. [4] Проектные документы имеют такие виды: - Проект пробной эксплуатации; - Технологическая схема опытно – промышленной эксплуатации; - Технологическая схема разработки; - Проекты разработки; - Уточненные проекты разработки; - Анализ разработки. Пробная эксплуатация скважин осуществляется, как правило, в обязательном порядке, т.к. при ее проведении получают важные сведения о пласте и скважинах, необходимые для составления технологической схемы разработки (Дебиты, приемистость, скин-эффекты, эффективности тех или иных способов эксплуатации и др.). В случаях, когда возникают сомнения в использовании тех или иных расстояний между скважинами, в выборе объектов разработки, или технологии извлечения нефти, необходимо составлять технологическую схему опытно-промышленной эксплуатации для одного или нескольких участков месторождения. Технологическая схема и проект разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения. 21 В тех.схеме устанавливается система и технология разработки. В процессе её реализации производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения. После составления и утверждения тех.схемы составляется проект его обустройства в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышл.нефтепроводов и их техн.характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства строительство объектов разработки. Проект разработки составляется, когда месторождение разбурено на 6070%, но в систему и технологию ещё можно ввести изменения. Если и после составления и начала осуществления проекта разработки возникнет необходимость изменения проекта, то составляется уточненный проект разработки. 22 5 СБОР И ПОДГОТОВКА (ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ ПРИ СБОРЕ И ПОДГОТОВКЕ), ОСУЩЕСТВЛЯЕМАЯ НА ПРЕДПРИЯТИИ, СХЕМЫ, ПРИНЦИПЫ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ. НАЗНАЧЕНИЕ ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ, СХЕМЫ, НАЗНАЧЕНИЕ Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод (МНП) подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц. На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. 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, ПНГ и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). 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 (УПН) осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. 23 Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле: Рисунок 6 – Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле Сырая нефть из резервуара центрального сборного пункта насосом 1 подается в печь 2 для нагрева, в каплеобразователь 3 – для укрупнения капель воды. Далее осуществляется глубокое обезвоживание и сепарация второй ступени 4. Далее в поток вводится пресная вода для уменьшения концентрации солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 6 производится окончательное отделение воды от нефти, и обезвоженная нефть поступает на стабилизацию 7. При стабилизации (горячей сепарации) легкие фракции нефти испаряются. Обезвоженная и обессоленная нефть из сепаратора 7 самотеком поступает в герметизированные резервуары 8 на кратковременное хранение. Из них нефть забирается насосом 9 и подается на автоматизированную установку по измерению качества и количества товарной нефти 10. Кондиционная нефть отправляется в парк товарных резервуаров. Некондиционная нефть поступает в резервуары 11 и насосом 12 подается на повторную подготовку. Отделившийся газ по сборным газопроводам 24 поступает на установку подготовки газа (УПГ). Отделившаяся вода самотеком поступает на установку подготовки воды (УПВ). Там она проходит через блоки очистки 13 и дегазации 17 и через узел замера 18 подается на кустовые насосные станции (КНС) для закачки воды в пласт. Уловленная в блоке 14 нефть откачивается на УПН. Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения – сепарацией. Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выделяется газа из нефти. Обычно ограничиваются двумя-тремя ступенями. Сепараторы служат: • для получения нефтяного газа; • для уменьшения перемешивания нефтегазового потока и возможности образования стойких эмульсий; • для разложения образовавшейся пены; • для отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий; • для уменьшения пульсаций давления при транспортировании нефтегазовой смеси по сборным коллекторам. Перед освоением в скважинах устанавливаются фонтанные трубы, их диаметр зависит от многих факторов (ожидаемый дебит, давление, глубины скважины и др.). После того, как в скважину спустили фонтанные трубы, на устье устанавливают фонтанную арматуру. Существует два типа фонтанной арматуры: крестовая и тройниковая. На рис 4 представлена схема тройниковой фонтанной арматуры. Фонтанная арматура включает в себя наборы стальных тройников, регулировать крестовин и и задвижек. контролировать Фонтанная режимы работы арматура позволяет скважин, противодавление на устье и направляет жидкость в выкидную линию. 25 создаёт 1 – трубная головка; 2 – фонтанная ёлка; 3 – катушка; 4 – тройник; 5 крестовик Рисунок 4 – Тройниковая фонтанная арматура 26 6 ВИДЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА ПРОМЫСЛЕ. НАЗЕМНОЕ И ПОДЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ВИДАХ ЭКСПЛУАТАЦИИ), НАЗНАЧЕНИЕ, ПРИНЦИП РАБОТЫ, ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИМЕНЯЕМОГО ОБОРУДОВАНИЯ (ЭЦН, СЕПАРАТОР, ШГНУ), ТБ В [3] названы 3 основных вида эксплуатации скважин, такие как: фонтанный, газлифтный и насосный. Сперва рассмотрим эксплуатацию скважин глубиннонасосными установками. Существуют такие виды глубинно-насосных установок: - электрические погружные центробежные (УЭЦН) - винтовые (УЭВН) - штанговые (ШГНУ) Суть насосного способа эксплуатации заключается в подъеме жидкости на поверхность с помощью глубиннонасосных установок, которые спускаются в скважины. Под фонтанной эксплуатацией понимается такой способ извлечения продукции из скважины, при котором энергия на забое больше или равна энергии, расходуемой на преодоление различных сопротивлений в процессе подъема. Такой метод используется пока энергии пласта хватает для естественного фонтанирования. Когда же пластовой энергии становится недостаточно, возникает необходимость механизированной добычи нефти. Газлифтным способом эксплуатации является добыча нефти с помощью потенциальной энергии газа. Принцип действия заключается во введении в продукцию сжатого газа. Сегодня такая эксплуатация реализуется в двух модификациях - с использованием сжатого газа, получаемого на компрессорных станциях и с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи. Такие виды называются компрессорным и бескомпрессорным газлифтом. 27 6.1 Установка электроцентробежного насоса Исходя из источника [3], установка ЭЦН состоит из: автотрансформатора, станции управления, иногда кабельного барабана и оборудования устья скважины. В свою очередь погружная часть включает колонну НКТ, бронированный трехжильный электрический кабель и специальные зажимы. Также в его состав входит многоступенчатый центробежный насос, приемная сетка и обратный клапан. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты, который в свою очередь сочленен с погружным электродвигателем, имеющим в нижней части компенсатор. Рисунок 7 – Принципиальная схема УЭЦН 28 Погружной центробежный насос конструктивно представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра. Верхняя часть вала насоса имеет подшипник скольжения, закрепляемый в корпусе насоса. Погружной центробежный насос выполняется в виде отдельных секций с большим числом ступеней в каждой секции (до 120), что позволяет собирать насос с необходимым напором. По диаметру корпуса выпускаются насосы нескольких групп, соответствующих номинальному диаметру обсадных колонн (в дюймах) добывающих скважин: 5,5А, 6. По подаче Q и напору Н выпускается большое разнообразие насосов, что позволяет использовать их для эксплуатации скважин различных категорий. Каждый погружной центробежный насос имеет свой шифр, в котором отражены диаметр эксплуатационной колонны, подача и напор при работе в оптимальном режиме. Погружной электрический двигатель является двигателем специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции. Длина и диаметр двигателя определяют его мощность. Погружные электродвигатели маркируются с указанием мощности и наружного диаметра корпуса. Необходимая мощность электродвигателя зависит от подачи и напора погружного центробежного насоса. Элементы УЭЦН: Узел гидрозащиты находится между насосом и двигателем и выполняет функцию защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой продукции и смазки подшипника насоса Компенсатор возмещает объем масла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и расположенный в корпусе. 29 Обратный клапан размещается в головке насоса и предотвращает слив жидкости через насос из колонны НКТ при остановках погружного агрегата. Сливной клапан размещается в специальной муфте, соединяющей между собой насосно-компрессорные трубы, и представляет собой бронзовую трубку, один конец которой запаян, а другой вворачивается в муфту изнутри. Сливной клапан располагается горизонтально по отношению к вертикальной колонне НКТ. При необходимости подъема установки из скважины в колонну НКТ сбрасывается небольшой груз, который обламывает бронзовую трубку сливного клапана, и жидкость из НКТ при подъеме сливается в затрубное пространство. Электрический кабель предназначен для подачи питания на электродвигатель. Кабель трехжильный, с резиновой или полиэтиленовой изоляцией и сверху покрыт металлом, стальной оцинкованной профилированной лентой. Выпускаются кабели круглые и плоские. Жилы медные, с различным сечением. Кабель крепится к колонне НКТ в двух местах: над муфтой и под муфтой. Автотрансформатор служит для повышения напряжения, подаваемого на клеммы погружного электродвигателя. Сетевое напряжение составляет 380 В, а рабочее напряжение электродвигателей в зависимости от мощности изменяется от примерно 400 В до 2000 В. Станция управления контролирует работу и защиту УЭЦН и может работать в ручном и автоматическом режимах. Станция управления выполнена в металлическом ящике и может устанавливаться на открытом воздухе, но часто размещается в специальной будке. 6.2 Штанговая глубиннонасосная установка Установка штангового глубинного насоса (ШГНУ). Нефтедобыча при помощи штанговых насосов – самый популярный способ. Это объясняется несколькими причинами: простота конструкции и обслуживания, удобство 30 регулирования, больший КПД. К недостаткам ШГНУ относится невысокая подача, и ограничения по спуску оборудования. По данным из источника [2] к подземному оборудованию при использовании ШГНУ относится: колонна штанг, предназначенная для удержания плунжера и возвратно поступательных движений, НКТ, глубинный насос предназначенный для подъема скважинной продукции на поверхность, состоящий из плунжера и цилиндра, различные пакера предназначенные для отделения пространства скважины. К наземному оборудованию относится: устьевая арматура, предназначенная для распределения потоков и герметичного пропуска в скважину колонны штанг, станок качалка, придающий возвратно-поступательные движения колонне штанг, электротрансформатор, и станция управления для управления станком. Схема типовой ШГНУ представлена на рисунке 3.2. Рисунок 8 – Типовая схема ШГНУ 31 7 Коррозия НКТ. Методы борьбы с коррозией НКТ. Для условий эксплуатации НКТ главную опасность представляют общая и локальная коррозия, протекающие по классическому электрохимическому типу. При этом классический механизм зачастую осложнен дополнительными факторами, такими как присутствие продуктов жизнедеятельности бактерий коррозионно-опасного нефтяного биоценоза, наличие хлора, механических примесей и пр. Комплекс мероприятий, направленных на повышение коррозионной стойкости оборудования, должен быть основан в первую очередь на данных о степени агрессивного воздействия среды, условий эксплуатации и свойствах применяемого материала. 7.1 Применение ингибиторов коррозии. Согласно источнику [5], одним из широко распространенных способов защиты НКТ является закачка ингибиторов коррозии в среду. Для нефтегазодобычи применяются ингибиторы с защитным действием более 90 %. Степень защиты в реальных условиях достигается подбором дозировок ингибитора. Целесообразность применения ингибиторной защиты оценивается с учетом её цены и характеристик системы. К ингибиторам, применяемым при добыче нефти, предъявляются следующие требования: должны сохранять высокие защитные свойства при изменении обводненности продукции; не должны способствовать устойчивости эмульсий «нефть–вода» и их вспениванию; могут быть нефте- или водорастворимыми; не должны способствовать развитию сульфатвосстанавливающих бактерий; 32 не должны нарушать равновесие водной фазы, не отравлять катализаторы и ухудшать качество нефтепродуктов; не должны ухудшать приёмистость скважин. Самые распространенные способы ввода ингибиторов: непрерывный ввод ингибитора в среду; периодическая обработка оборудования раствором ингибитора; закачка ингибитора в пласт. При непрерывной обработке ингибитор коррозии постоянно закачивается в систему. Для сокращения времени образования защитной пленки обычно происходит обработка с повышенной концентрацией ингибитора. Устойчивость пленки в дальнейшем поддерживается постоянным дозированием неразбавленного ингибитора, либо его раствора. При периодической обработке устойчивая защитная пленка образуется при ударной дозировке в систему больших количеств ингибитора без разбавления. Для быстрого формирования защитной пленки необходимо использовать достаточно концентрированные растворы ингибиторов. Интервалы между повторными обработками колеблются от еженедельного до нескольких месяцев. Закачку ингибиторов в пласт применяют для защиты подземного оборудования, используя призабойную зону скважин в качестве естественного и длительно функционирующего дозатора. Обычная периодичность составляет 3 – 18 месяцев. Таким образом, применение ингибиторов коррозии для защиты НКТ может обеспечить низкую скорость коррозии оборудования, а, следовательно, позволит увеличить ресурс безаварийной работы оборудования. Для этого необходимо учитывать внешние и внутренние факторы, влияющие на работу оборудования, правильно выбирать дозировку ингибиторов и способ их ввода. 33 7.2 Применение предохранительной вставки (стримера) для защиты НКТ от коррозии. Согласно источнику [6], резьба – это самая слабая и уязвимая часть трубы. Между ниппелями в конструкциях нефтедобывающих труб всегда имеется промежуток, в котором поток образует завихрения, усиливает напор именно в этой части. Возникает опасность коррозионного разрушения торцевой части ниппеля НКТ и как следствие этого промыв резьбового соединения, следом и обрыв НКТ вследствие механического разрушения резьбы. Стример - предохранительная деталь (вставка), созданная для защиты торцевой части ниппеля НКТ и предотвращения коррозии резьбового соединения «труба-муфта» в результате воздействия потока на незащищенную резьбовую часть соединения. Устанавливаемый в муфту между двумя ниппельными концами НКТ, предохранительная вставка Стример заполняет собой все свободное пространство между трубами, исключая саму возможность образования завихрений потока добываемого флюида. Основные преимущества использования стримера: адаптирован для треугольной резьбы, популярной в российской нефтедобыче, защищает от потока жидкости ниппель НКТ, защищает уязвимую внутреннюю поверхность муфты от вымывания потоком жидкости и коррозии, эксплуатация при температуре 200 - 220° С, легкость установки и подходит для новых и б/у НКТ, низкая стоимость (310 рублей за штуку), возможность многократного использования. Основной принцип действия МР Стримера, минимизируя и устраняя зазор соединения «труба-муфта» обеспечивает герметичность соединения, тем самым, препятствуя абразивному и эрозионному износу вследствие воздействия большой скорости добываемого флюида. Практическое внедрение произведено на фонде скважин компании «Газпромнефть Восток», где проблема коррозии и промывания межниппельного пространства муфты и ниппелей НКТ стояла достаточно 34 остро, С помощью «Стримера» ее удалось решить. На 134 скважинах с установленными вставками majorpack Streamer в 2014 году не зафиксировано ни одного полета и промыва. Выводы: С использованием стримера достигаем следующих результатов: 1. Снижение отказов по авариям. 2. Снижение отказов по негерметичности рабочего соединения НКТ. 3. Окупаемость стримера в короткие сроки (за смену подвески НКТ 12.6 комплектов стримеров). 7.3 Защита от коррозии НКТ магнитным полем. Согласно «Технологические источнику системы» научно-производственной [7], (Россия) разработаны фирмой устройства с использованием постоянных спецмагнитов. Устройства представляют собой цилиндры диаметром 60 и 42 мм, длиной 450 и 350 мм, массой примерно 3 и 5 кг, выполненные из коррозионностойкой стали и снабженные элементами, позволяющими подвешивать их в колонны НКТ на проволоке, в том числе вместе с механическим скребком или утяжелителем. Подъем НКТ для установки в большинстве случаев не требуется. Недостатком этих устройств является уменьшение внутреннего диаметра колонны НКТ По мнению авторов, эти аппараты призваны решить следующие задачи: - повысить приемистость нагнетательных скважин до 30 %; - снизить коррозионную активность жидкостей до 50 %; - сократить расход ингибиторов коррозии на 30-40 %; - предупредить парафиноотложения на уровне лучших химических средств. 35 ЗАКЛЮЧЕНИЕ На практике в ИТЦ АНГЛИ я узнал новую информацию: структуру лаборатории и ее функции, более подробно изучил про технологические процессы и применяемое оборудование, узнал про новые технологии, которые внедряют в нефтегазовую промышленность. Я думаю, что такие знания и навыки будут способствовать мне в обучении 36 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Официальный сайт «САФУ им. М.В. Ломоносова» [Электронный ресурс] : [офиц. сайт] / Файловый архив – Электрон. дан.:– Режим доступа https://narfu.ru/science/SEC/itc_angli/ – ,Загл. с экрана , свободный (дата обращения : 20.06.2021). 2. Юшков, И.Р. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений : учеб.-метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. – 177 с 3. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти [Электронный ресурс] Мищенко И. Т.: учебник. – М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, 2015. – 488 с. Электрон. дан. — Режим доступа: http://elib.gubkin.ru/content/21179, свободный (дата обращения 21.06.2021). – Загл. с экрана. 4. Электронный фонд правовых и нормативно-технических документов [Электронный ресурс] : [офиц. сайт] / Файловый архив – Электрон. дан.:– Режим доступа : http://docs.cntd.ru/document/1200163249 , свободный (дата обращения : 30.06.2021).-Загл. с экрана 12. Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. Учебное пособие/ Тетельмин В.В., Язев В.А. – Долгопрудный: Издательский дом «Интеллект», 2009, - 352 с 5. А.С. Тюсенков, С.Е. Черепашкин Причины коррозии насоснокомпрессорных труб нефтепромыслов и технологическое повышение их долговечности [Текст] / А.С. Тюсенков, С.Е. Черепашкин // Наукоёмкие технологии в машиностроении – 2016 6. Апасов Г.Т. Предохранительная вставка (стример) для защиты НКТ от коррозии [Текст] / Апасов Г.Т., Апасов Т.К., Банцеев П.А., Порожняков Д.В. // Научный форум. Сибирь – 2015 7. Гасанов, Ф.К. Защита от коррозии НКТ в добывающих и нагнетательных скважинах магнитным полем повышенной напряженности 37 [Текст] / Ф.K. Гасанов, В.А. Салманлы, Е.Н. Тарасов, А.В. Зинин А.Г. Алиев, Г.Б. Ибрагимова – Уфа, 2010 38
