Файл: Отчет по ознакомительной практике Направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело.docx
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 586
Скачиваний: 18
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
больше рабочих колес тем больший напор, тем с большей глубины возможно осуществление подъема пластового флюида, а от размера колеса зависит добываем объем ГЖС.
ЭЦН подвешивается на трубах НКТ по которым осуществляется подъем жидкости на поверхность.
К наземной части относится СУ с помощью которой осуществляется настройка и контроль параметров работы насоса и ТМПН – это трансформатор трёхфазный c масляным охлаждением для питания погружных насосов, служит для преобразования класса мощности – так на КП в КТП приходит 10 кВ, преобразуется 0,4кВ,а в трансформаторе повышается до 2000-3000 В, на нем можно повышать или понижать отпайку с целью изменения коэффициента трансформации.
Рисунок 16.
Система механизмов и устройств, предназначенных для герметизации устья насосных и фонтанных скважин.
Рисунок 17.
ППД процесс сохранения давления в продуктивных пластах, представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения для достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.
Оборудование на КП: есть 2 варианта организации ППД на КП:
Регулировка необходимой закачки осуществляется штуцерной камерой.
Рисунок 18.
Кустовая площадка – ограниченная территория месторождения, на которой подготовлена специальная площадка для размещения группы скважин, нефтегазодобывающего оборудования, служебных и бытовых помещений и т.п.
На кустовых площадках месторождений, то есть просто кустах, располагается Блок Местной Автоматики (БМА). В бма контроллер для управления ГЗУ (Групповая Замерная Установка). Все информация с ГЗУ выходит на панель оператора располагающаяся в самой БМА. Иногда требуется посмотреть какие-либо параметры, произвести различные команды управления через панельку, приходится возвращаться в БМА из ГЗУ или скважины которая находится на другом конце куста.
Блок реагентного хранения (БРХ) предназначен для дозированного ввода жидких деэмульгаторов в приемные трубопроводы системы подготовки нефти с целью осуществления внутритрубной деэмульсации нефти.
Автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ) предназначена для автоматического периодического определения продукции нефтяных скважин и контроля за их технологическими режимами. Областью применения установок являются системы герметизированного сбора нефти и попутного газа на нефтепромыслах.
Станция управления (СУ) — комплектное устройство с набором необходимых защитных и коммутационных аппаратов (автоматических выключателей, предохранителей, тепловых реле, контакторов), реле, программируемых контроллеров, частотных преобразователей, измерительных приборов, зажимов и других элементов, соединенных по требуемой электрической схеме, предназначенное для дистанционного управления отдельным электроприемником или электрической установкой.
Рисунок 18.
Производственное объединение «Юганскнефтегаз» создано в 1977 году. Этому событию предшествовали планомерные геологоразведочные работы и открытие в 1961 году одного из крупнейших месторождений Западной Сибири – Усть-Балыкского.
Сегодня ООО «РН-Юганскнефтегаз» является ключевым добывающим активом ПАО «НК «Роснефть», на долю которого приходится порядка 30% всей добычи Компании. Предприятие ведет геологоразведку и разработку месторождений на 38 лицензионных участках, общей площадью свыше 21 тысячи квадратных километров.
По итогам интегрального рейтинга Компании «Роснефть» за 2018 год, «РН-Юганскнефтегаз» занял первое место в номинации «Лучшее нефтегазодобывающее Общество Группы (зрелые активы, промышленный объем добычи 1 и более млн. тонн нефтяного эквивалента в год)».
В 2019 году предприятием добыто 65,0 млн тонн нефти. Действующий фонд добывающих скважин на конец 2020 года составляет более 13 тыс. скважин.
В апреле 2020 г. с начала разработки месторождений (с 1964 года) накопленная добыча «РН-Юганскнефтегаз» составила 2,5 млрд тонн нефти.
В июле 2019 года предприятие установило абсолютный исторический рекорд по суточной добыче нефти - 198,008 тыс. тонн.
В декабре 2019 года установлены новые рекорды при строительстве горизонтальной скважины двухколонной конструкции. На Салымском месторождении скважина комбинированной конструкции пробурена за 7,44 суток, коммерческая скорость проходки достигла показателя в 15,262 тыс. м/ст.мес.
Объем бурения горизонтальных скважин на предприятии составляет более 36%.
Специалисты «РН-Юганскнефтегаз» впервые построили горизонтальную многозабойную скважину двухколонной конструкции с тремя ответвлениями по технологии «fishbone». Запускной дебит составил более 600 тонн нефти, что на 80% больше по сравнению с показателями близлежащих стандартных горизонтальных скважин.
В 2019 году предприятие заняло 3 место в рейтинге Обществ Группы НК «Роснефть» по организации работы супервайзинга при строительстве скважин.
«РН-Юганскнефтегаз» достигнуты рекордные показатели по механической скорости проходки в бурении. При строительстве горизонтального участка скважин трехколонной и двухколонной конструкции показатель составил 83,7 метра в час и 101 метр в час соответственно.
Целевой инновационный проект «Разработка технологий освоения песчано-алевритистых залежей на основе геологически адаптивной системы разработки и развития технологий заканчивания» ООО «РН-Юганскнефтегаз» получил номинацию «Премия в области технологий» в рамках пятой ежегодной конференции НК «Роснефть» «Технологии в области разведки и добычи». Ключевые технологии и методики проекта направлены на вовлечение в промышленную разработку и эффективную выработку запасов углеводородов из низкопроницаемых коллекторов, увеличение коэффициента извлечения нефти на зрелых месторождениях. Проект актуален для всех ОГ НК «Роснефть», так как 20% текущих извлекаемых запасов Компании приходится на трудноизвлекаемые запасы углеводородов. 42 % ТрИЗ локализуются на территории производственной деятельности «РН-Юганскнефтегаз» и составляют около 1,1 млрд. тонн углеводородов. Экономический эффект от внедрения технологий проекта в 2018 году оценивается в 6,1 млрд. руб.
Впервые на месторождении предприятия проведен многостадийный гидроразрыв пласта на горизонтальной скважине в сверхнизкопроницаемом коллекторе. Было закачано 610 тонн проппанта, получен приток нефти порядка 60 тонн в сутки.
Предприятием в рамках реализации программы энергосбережения за пять лет сэкономлено свыше 3,3 млрд кВт*ч электроэнергии.
Свыше 22% от потребляемой предприятием электроэнергии было произведено с использованием собственных мощностей. Электростанции собственных нужд «Приобская» и «Приразломная» вырабатывают электроэнергию утилизируя попутный нефтяной газ с месторождений «РН-Юганскнефтегаз». В результате, общий объем производства электроэнергии составил 2,9 млрд кВт*ч в год.
Рисунок 19.
Для того чтобы в скважину поступала жидкость из пласта (будь то нефть, газ или вода) должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины. Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины. Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h). На величину g мы повлиять не можем, так как это величина постоянная. На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта. Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем. Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин: фонтанный; газлифтный; механизированный.
Газосепаратор – устройство, предназначенное для удаления жидкой фазы и механических примесей из потоков сжатого газа. Широко используется в технологиях добычи, транспортировки и хранения газовых смесей. Применяется в качестве оснастки на распределяющих и компрессорных станциях, газоперерабатывающих предприятиях. Кроме обеспечения заданной чистоты продукта на сепаратор возлагается дополнительная функция — поддержание оптимального давления в системе. Задание реализовано за счет установки системы клапанов, которые регулирует показатели подачи углеводорода в магистраль.
Газовый сепаратор может представлять:
- Автономный агрегат. Отбор и подача очищенного объема осуществляется из/в трубопровод. Изделие предназначено для выполнения одной функции – освобождения смеси от ненужных примесей.
- Узел комплекса. Служит одной из секций вертикальной многофункциональной колоны в составе оборудования станции или завода.
Резервуар для нефтепродуктов — это металлическая емкость, предназначенная для хранения таких продуктов как моторное топливо (бензин, дизельное топливо, керосин, и др.), материалы, необходимые для технической смазки, мазут, битум.
На сегодняшний день, любой современный нефтезавод не может полноценно функционировать, если у него отсутствуют резервуары для нефтепродуктов. При выборе данного вида емкостей следует учитывать локацию, назначение и объем нефтебазы.
Используемые виды резервуаров классифицируют по:
Какие типы резервуаров существуют.
Основным первоочередным отличием типов резервуаров является их пространственное положение и подразделяется на два подтипа: вертикальные и горизонтальные. Давайте рассмотрим их поподробнее.
В
ертикальные резервуары больших объемов поставляются на объект в виде металлоконструкций, которые свариваются и монтируются на подготовленную площадку (фундамент). Это обусловлено тем, что отсутствует физическая возможность для транспортировки таких крупногабаритных хранилищ. Данные резервуары вертикального исполнения используются на нефтехранилищах и состоят из днища, стенок и крыши, технологических люков и патрубков. Для удобства эксплуатации оснащаются площадками обслуживания, несколькими видами лестниц в зависимости от проекта. При необходимости данные резервуары комплектуются плавающими понтонами для исключения возможности испарения нефтепродуктов соответствующего типа, а также могут быть утеплены и укомплектованы подогревающими устройствами.
ЭЦН подвешивается на трубах НКТ по которым осуществляется подъем жидкости на поверхность.
К наземной части относится СУ с помощью которой осуществляется настройка и контроль параметров работы насоса и ТМПН – это трансформатор трёхфазный c масляным охлаждением для питания погружных насосов, служит для преобразования класса мощности – так на КП в КТП приходит 10 кВ, преобразуется 0,4кВ,а в трансформаторе повышается до 2000-3000 В, на нем можно повышать или понижать отпайку с целью изменения коэффициента трансформации.
Рисунок 16.
-
Устройство фонтанной арматуры
Система механизмов и устройств, предназначенных для герметизации устья насосных и фонтанных скважин.
-
колонная головка – служит для обвязки обсадных (эксплуатационных) колонн с целью их подвески, герметизации, -
трубная головка или как все называют планшайба или крестовина – служит для подвески насосно-компрессорных труб, в нее вкручивается нулевой патрубок, а к нему уже подвеска НКТ, -
центральная задвижка – служит для герметизации трубного пространства, -
далее видим тройник с буферной задвижкой, которая предназначена для исследований или спуска скребка (ранее рассказывал про осложнения АСПО), -
с другой стороны тройника манифольдная задвижка или как на картинке трубная, манифольдная называется, тк эта часть и есть выкидной манифольд, -
поток жидкости идет по выкидному манифольду к выкидной линии, на которой расположена соответственно линейная задвижка, -
теперь вернемся к крестовине. Затрубное пространство – пространство между эксплуатационной колонной, подвешенной на колонной головке и трубками НКТ подвешенными на планшайбе. По затрубному пространству при работе скважины идет подъем попутного газа, который через обратный клапан (который постоянно зимой замерзает) попадает в выкидную линию, -
патрубок для проведения исследований служит для замера затрубного давления и определения динамического уровня – уровень столба жидкости в затрубном пространстве при работающем насосе, при остановленном он называется статическим.
Рисунок 17.
-
Система ППД
ППД процесс сохранения давления в продуктивных пластах, представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения для достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.
Оборудование на КП: есть 2 варианта организации ППД на КП:
-
Насосами высокого давления с ДНС приходит жидкость под давлением в БГ и там распределяется по скважинам. -
Добыча воды водозаборными скважинами, так же жидкость идет в БГ для распределения по скважинам.
Регулировка необходимой закачки осуществляется штуцерной камерой.
Рисунок 18.
-
Кустовая площадка
Кустовая площадка – ограниченная территория месторождения, на которой подготовлена специальная площадка для размещения группы скважин, нефтегазодобывающего оборудования, служебных и бытовых помещений и т.п.
-
Блок местной автоматики
На кустовых площадках месторождений, то есть просто кустах, располагается Блок Местной Автоматики (БМА). В бма контроллер для управления ГЗУ (Групповая Замерная Установка). Все информация с ГЗУ выходит на панель оператора располагающаяся в самой БМА. Иногда требуется посмотреть какие-либо параметры, произвести различные команды управления через панельку, приходится возвращаться в БМА из ГЗУ или скважины которая находится на другом конце куста.
-
Блок реагентного хранения
Блок реагентного хранения (БРХ) предназначен для дозированного ввода жидких деэмульгаторов в приемные трубопроводы системы подготовки нефти с целью осуществления внутритрубной деэмульсации нефти.
-
Автоматизированная групповая замерная установка
Автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ) предназначена для автоматического периодического определения продукции нефтяных скважин и контроля за их технологическими режимами. Областью применения установок являются системы герметизированного сбора нефти и попутного газа на нефтепромыслах.
-
Станция управления
Станция управления (СУ) — комплектное устройство с набором необходимых защитных и коммутационных аппаратов (автоматических выключателей, предохранителей, тепловых реле, контакторов), реле, программируемых контроллеров, частотных преобразователей, измерительных приборов, зажимов и других элементов, соединенных по требуемой электрической схеме, предназначенное для дистанционного управления отдельным электроприемником или электрической установкой.
Рисунок 18.
-
ООО «РН-Юганскнефтегаз»-
История развития
-
Производственное объединение «Юганскнефтегаз» создано в 1977 году. Этому событию предшествовали планомерные геологоразведочные работы и открытие в 1961 году одного из крупнейших месторождений Западной Сибири – Усть-Балыкского.
Сегодня ООО «РН-Юганскнефтегаз» является ключевым добывающим активом ПАО «НК «Роснефть», на долю которого приходится порядка 30% всей добычи Компании. Предприятие ведет геологоразведку и разработку месторождений на 38 лицензионных участках, общей площадью свыше 21 тысячи квадратных километров.
-
Производство
По итогам интегрального рейтинга Компании «Роснефть» за 2018 год, «РН-Юганскнефтегаз» занял первое место в номинации «Лучшее нефтегазодобывающее Общество Группы (зрелые активы, промышленный объем добычи 1 и более млн. тонн нефтяного эквивалента в год)».
В 2019 году предприятием добыто 65,0 млн тонн нефти. Действующий фонд добывающих скважин на конец 2020 года составляет более 13 тыс. скважин.
В апреле 2020 г. с начала разработки месторождений (с 1964 года) накопленная добыча «РН-Юганскнефтегаз» составила 2,5 млрд тонн нефти.
В июле 2019 года предприятие установило абсолютный исторический рекорд по суточной добыче нефти - 198,008 тыс. тонн.
В декабре 2019 года установлены новые рекорды при строительстве горизонтальной скважины двухколонной конструкции. На Салымском месторождении скважина комбинированной конструкции пробурена за 7,44 суток, коммерческая скорость проходки достигла показателя в 15,262 тыс. м/ст.мес.
Объем бурения горизонтальных скважин на предприятии составляет более 36%.
Специалисты «РН-Юганскнефтегаз» впервые построили горизонтальную многозабойную скважину двухколонной конструкции с тремя ответвлениями по технологии «fishbone». Запускной дебит составил более 600 тонн нефти, что на 80% больше по сравнению с показателями близлежащих стандартных горизонтальных скважин.
В 2019 году предприятие заняло 3 место в рейтинге Обществ Группы НК «Роснефть» по организации работы супервайзинга при строительстве скважин.
«РН-Юганскнефтегаз» достигнуты рекордные показатели по механической скорости проходки в бурении. При строительстве горизонтального участка скважин трехколонной и двухколонной конструкции показатель составил 83,7 метра в час и 101 метр в час соответственно.
Целевой инновационный проект «Разработка технологий освоения песчано-алевритистых залежей на основе геологически адаптивной системы разработки и развития технологий заканчивания» ООО «РН-Юганскнефтегаз» получил номинацию «Премия в области технологий» в рамках пятой ежегодной конференции НК «Роснефть» «Технологии в области разведки и добычи». Ключевые технологии и методики проекта направлены на вовлечение в промышленную разработку и эффективную выработку запасов углеводородов из низкопроницаемых коллекторов, увеличение коэффициента извлечения нефти на зрелых месторождениях. Проект актуален для всех ОГ НК «Роснефть», так как 20% текущих извлекаемых запасов Компании приходится на трудноизвлекаемые запасы углеводородов. 42 % ТрИЗ локализуются на территории производственной деятельности «РН-Юганскнефтегаз» и составляют около 1,1 млрд. тонн углеводородов. Экономический эффект от внедрения технологий проекта в 2018 году оценивается в 6,1 млрд. руб.
Впервые на месторождении предприятия проведен многостадийный гидроразрыв пласта на горизонтальной скважине в сверхнизкопроницаемом коллекторе. Было закачано 610 тонн проппанта, получен приток нефти порядка 60 тонн в сутки.
Предприятием в рамках реализации программы энергосбережения за пять лет сэкономлено свыше 3,3 млрд кВт*ч электроэнергии.
Свыше 22% от потребляемой предприятием электроэнергии было произведено с использованием собственных мощностей. Электростанции собственных нужд «Приобская» и «Приразломная» вырабатывают электроэнергию утилизируя попутный нефтяной газ с месторождений «РН-Юганскнефтегаз». В результате, общий объем производства электроэнергии составил 2,9 млрд кВт*ч в год.
Рисунок 19.
-
Способы добычи нефти
Для того чтобы в скважину поступала жидкость из пласта (будь то нефть, газ или вода) должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины. Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины. Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h). На величину g мы повлиять не можем, так как это величина постоянная. На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта. Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем. Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин: фонтанный; газлифтный; механизированный.
-
Газосепараторы
Газосепаратор – устройство, предназначенное для удаления жидкой фазы и механических примесей из потоков сжатого газа. Широко используется в технологиях добычи, транспортировки и хранения газовых смесей. Применяется в качестве оснастки на распределяющих и компрессорных станциях, газоперерабатывающих предприятиях. Кроме обеспечения заданной чистоты продукта на сепаратор возлагается дополнительная функция — поддержание оптимального давления в системе. Задание реализовано за счет установки системы клапанов, которые регулирует показатели подачи углеводорода в магистраль.
Газовый сепаратор может представлять:
- Автономный агрегат. Отбор и подача очищенного объема осуществляется из/в трубопровод. Изделие предназначено для выполнения одной функции – освобождения смеси от ненужных примесей.
- Узел комплекса. Служит одной из секций вертикальной многофункциональной колоны в составе оборудования станции или завода.
-
Резервуары
Резервуар для нефтепродуктов — это металлическая емкость, предназначенная для хранения таких продуктов как моторное топливо (бензин, дизельное топливо, керосин, и др.), материалы, необходимые для технической смазки, мазут, битум.
На сегодняшний день, любой современный нефтезавод не может полноценно функционировать, если у него отсутствуют резервуары для нефтепродуктов. При выборе данного вида емкостей следует учитывать локацию, назначение и объем нефтебазы.
Используемые виды резервуаров классифицируют по:
-
месту установки/расположения; -
объему резервуара; -
классу опасности емкости; -
конструктивным особенностям элементов; -
материалу, из которого изготовлен резервуар.
Какие типы резервуаров существуют.
Основным первоочередным отличием типов резервуаров является их пространственное положение и подразделяется на два подтипа: вертикальные и горизонтальные. Давайте рассмотрим их поподробнее.
В
ертикальные резервуары больших объемов поставляются на объект в виде металлоконструкций, которые свариваются и монтируются на подготовленную площадку (фундамент). Это обусловлено тем, что отсутствует физическая возможность для транспортировки таких крупногабаритных хранилищ. Данные резервуары вертикального исполнения используются на нефтехранилищах и состоят из днища, стенок и крыши, технологических люков и патрубков. Для удобства эксплуатации оснащаются площадками обслуживания, несколькими видами лестниц в зависимости от проекта. При необходимости данные резервуары комплектуются плавающими понтонами для исключения возможности испарения нефтепродуктов соответствующего типа, а также могут быть утеплены и укомплектованы подогревающими устройствами.