Файл: Контрольная работа по дисциплине Технология эксплуатации нефтяных и газовых скважин (8 семестр).docx

Число агрегатов и их тип устанавливают в зависимости от вида рабочей жидкости и типа вибратора Рабочую жидкость (соляную кислоту, нефть, керосин или их смеси в нефтяных скважинах; воду, соляную кислоту и другие жидкости на водной основе — в нагнетатеьных скважинах) закачивают по НКТ насосными агрегатами. Объем рабочей жидкости на одну обработку составляет 80—100 м³; время обработки — 5—8 ч. При давлениях закачивания 40—50 МПа применяют пакеры.




Рис. 4. Схема расположения оборудования и обвязки устья при виброкислотной обработке скважины: 1 — гидравлический вибратор; 2 — тяжелый низ; 3 — глинистая корка; 4 — цементное кольцо; 5 — амортизатор; 6 — двухсторонняя заливочная головка; 7 — выкидные линии НКТ; 8 — манометр; 9 — выкидные линии затрубного пространства; 10 — установки насосные УН1-630Х700А (агрегаты 4АН-700); 11 — агрегаты ЦА-320М; 12 - автоцистерна; 13 – резервуар
5. Осложнения при выполнении технологического процесса.

Основными осложнениеми являются аварийные ситуации, связанные с полетами на забой скважин насосов, НКТ и прочего скважинного оборудования в результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб при проведении подземного или капитального ремонта скважин (как правило, в процессе спуско-подъемных операций).

На этих скважинах, при наличии в их районе остаточных запасов нефти, запланировано проведение ловильных работ. На части из этих скважин проведение работ по извлечению упавшего оборудования оказалось безуспешным. Методология работы с такими скважинами заключается в следующем:

• 
  при наличии остаточных запасов нефти в районе данной скважины – проведение операции по зарезке второго ствола (ЗВС) в направлении наибольшей концентрации остаточных запасов нефти (величина ОИЗ по данному объекту должна быть достаточной, чтобы за счет последующей добычи нефти затраты на проведение ЗВС окупились); на части таких скважин целесообразно проведение работ по зарезке горизонтальных стволов;
  
• 
  при отсутствии ОИЗ, достаточных, чтобы окупить работы по ЗВС, - перевод скважин на вышезалегающие объекты либо зарезка второго ствола на нижезалегающие пласты (выбирается наиболее экономически выгодный вариант);
  
• 
  если в продуктивном разрезе скважины нет потенциальных объектов для проведения вышеупомянутых работ – скважина должна быть ликвидирована.
  

---

6. Техника безопасности при проведении технологических операций.

Работы по проведению операций по воздействию на ПЗП (кислотная обработка, гидроакустическое воздействие, вибродепрессионное химическое воздействие, гидроразрыв пласта, термохимическая обработка и др.) являются сложными и проводятся специально подготовленными бригадами.

Члены бригад, участвующие в проведении этих операций перед началом работ должны пройти инструктаж по безопасному их проведению с регистрацией в журнале.

Работающих необходимо ознакомить:

• 
  с характером и правилами безопасного проведения работ;
  
• 
  с возможными опасными моментами и мерами их предотвращения;
  
• 
  со схемой расстановки и обвязки спецтехники.
  

Площадка для размещения спецтехники и коммуникаций на скважине должна быть подготовлена и освобождена от посторонних предметов, замазученности.

Персонал обеспечивается спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты согласно отраслевых норм.

Спецтехника для проведения воздействия располагается не ближе 10 м от устья скважины. Расстояние между агрегатами не менее 1 м, а кабины их не должны быть обращены к устью скважины, с возможностью беспрепятственного выезда.

При использовании легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) спецтехника удаляется от устья скважины не менее, чем на 25 м, а расстояние между ними должно быть не менее 6 м.

Расположение спецтехники в пределах охранной зоны линий электропередач не допускается.

7. Охрана окружающей среды при проведении технологических операций.

Для увеличения нефтеотдачи применяемые методы воздействия на пласт и призабойную зону условно можно разделить на химические, газовые и тепловые, не считая заводнения. Все указанные методы потенциально опасны для загрязнения ок­ружающей среды.

При заводнении основные проблемы заключаются в использовании сточных вод промыслов и во влиянии откачки подземных вод на окружающую среду. В первом случае необходима тщательная очистка вод перед закачкой, что удорожает процесс закачки, а во втором могут возникнуть оседания поверхности земли, рост заозерности и заболачивания. Мерами борьбы с этими явлениями являются тщательные многолетние геофизические и гидрогеологические наблюдения за режимами добычи и откачки, уровнем подъемных вод, а также за вертикальным движением земной поверхности.

---

При химическом методе воздействия на пласт и призабойную зону в закачиваемую воду вводятся различные химические вещества: щелочи (например, NaOH, NaHSO₃, NH₄OH и др.), поверхностно-активные вещества, полимеры (полиакриламиды, полисахариды и др.), мицелло-полимеры.

При применении ПАВ и мицелло-полимеров на базе спиртов и кетонов, например ацетона, требуется большое количество средств защиты окружающей среды. Так, ПАВ типа 0П-10 при концентрации в воде свыше 10 мг/л создает интенсивное пенообразование, которое резко нарушает кислородный режим водоемов. ПАВ, попавшие в почву и водоемы с питьевой водой, отрицательно воздействуют на флору, фауну и человека, так как они способны накапливаться в организмах животных, рыб и человека. Предельно допустимая концентрация, например, 0П-10 в водоеме не должна превышать 0,5 мг/л. Еще более токсичны катионоактивные ПАВ с высокой степенью биораспада под действием бактерий и микроорганизмов, например, МЛ-72, МЛ-80 и т.д.

При мицелло-химическом заводнении проводят тщательный контроль за загрязнениями с помощью приборов и путем соблюдения регламента закачки, обращая особое внимание на места возможных утечек из хранилищ и линии транспортировки.

При закачке газов в пласт используют в основном легкие углеводороды и углекислый газ, которые опасны при попадании в воздух. Поэтому необходимо принять меры для надежной работы трубопроводов и регулирующей аппаратуры. Ввиду того, что углекислый газ, попадая в добывающие скважины, иногда переводит попутный газ в несгораемое состояние, требуются установки каталитического дожигания газа с добавлением чистого газа или установки с химическим удалением углекислого газа.

Тепловая обработка скважин менее вредна для окружающей среды, чем тепловые методы воздействия на пласт. Процессы с закачкой пара и горячей воды требуют наличия топлива и чистой воды. Кроме того, продукты, выделяющиеся при генерации пара, загрязняют природу. Расход нефти, используемой в качестве топлива, может составить до четверти от ее добываемого количества. Поэтому желательна разработка систем, при которых все отходящие газы сжигания топлива вводятся в паровую линию. При этом исключаются выбросы в атмосферу вредных компонентов, но возможно загрязнение недр. В северных районах паросиловое воздействие может вызвать оттаивание многолетнемерзлых пород, что приводит к провалам, авариям и даже выходу скважин из строя. При оттаивании мерзлых грунтов развивается термокарст, что способствует образованию оползней, обвалов и т.п.

---

Особое внимание к охране окружающей среды необходимо при применении процессов влажного и сверхвлажного горения. Диапазон температур в зоне горения составляет 350-1000 °С, что изменяет структуру и свойства окружающих пород. При этом возможны термогенные проседания поверхности земли.

При горении углеводородов в пласте могут образовываться серный и сернистый ангидрид, сероводород, хлористый водо­род, окись и двуокись углерода, фенолы, формальдегиды и бенз(а)пирены. Указанные компоненты в пласте воздействуют на окружающую породу, а попадая на поверхность вместе с продукцией скважин, требуют серьезной очистки. Основные способы очистки газов от газообразных и аэрозольных примесей - абсорбция жидкими поглотителями, адсорбция на твер­дых сорбентах и каталитические очистки.

После очистки газы можно использовать для закачки в пласт для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи или выбросить в атмосферу.
Список использованных источников.

1. 
   Studbooks.net – студенческая онлайн библиотека.
   
2. 
   Met-all.org – информационный портал крупной компании, занимающейся выпуском скважин.
   
3. 
   ogbus.ru - Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» (УГНТУ)»
   

2. 
   Практическая часть
   

Расчеты по подбору УЭЦН и оптимизация ее работы

Цель: Подбор расчетным путем оборудования для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определение удельного расхода электроэнергии при ее работе. Исходные данные приведены в таблице 2и 3.

Исходные данные:

№	Наименование исходных данных	Вариант
1	Глубина скважины Н, м	1940
2	Пластовое давление Рпл, МПа	16,8
3	Забойное давление Рзаб, МПа	11,8
4	Устьевое давление Ру, МПа	1,6
5	Давление насыщения Рнас, МПа	9,0
6	Коэффициент продуктивности К,т/сутМПа	17
7	Обводненность продукции скважины nв, %	47
8	Плотность пластовой воды , кг/м3	1080
9	Плотность нефти , кг/м3	850
10	Плотность газа , кг/м3	1,1
11	Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	168
12	Газовый фактор G, м3/т	54
13	Толщина пласта h, м	0,7
14	Вязкость μ, мПа·с	1,5
15	Коэф. проницаемости k, мкм2	0,15
16	Радиус контура питания RК , м	150
17	Радиус скважины rc, м	0,07

---

Решение задачи

1. 
   Определение дебита скважины по уравнению притока при n = 1.
   

(1)

2. 
   Выбор оптимального давления на приеме насоса в зависимости от обводненности и газового фактора по промысловым данным или по кривым газосодержания.
   

При отсутствии конкретных рекомендаций принимаем приближенно:

Р_опт = 3,0...4,0 МПа при n_в= 47%< 50%.

3. 
   Глубину спуска насоса определяют из условия обеспечения оптимального необходимого давления на приеме насоса:
   

, м, (2)

где - плотность смеси, определяется в зависимости от обводненности.

(3)

4. 
   Выбирают диаметр труб по графику [3, стр. 137...138] в зависимости от их пропускной способности и КПД труб.
   
5. 
   Вычисляют потребный напор, необходимый для подъема жидкости на поверхность из уравнения условной характеристики скважины:
   

, м, (4)

где h_тр — потери напора на трение при движении жидкости в НKT, определяемые по формулам трубной гидравлики. Приближенно можно принять h_тр = 20...40 м.



, м, (5)

где d_вн - внутренний диаметр НКТ, м.

6. 
   Определяют группу насоса (диаметр) в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, руководствуясь следующими соотношениями:
   

   D (Dвн), мм	группа насоса	диаметр насоса, мм
   140 (121,7)	5	92

7. 
   Определяют необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания механических и корроделирующих примесей в продукции скважины.
   
8. 
   Подбирают типоразмер погружного центробежного насоса, исходя из условия
   

---