Учреждение частное
Профессиональная образовательная организация
«Нефтяной техникум»
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА
ПО ДИСЦИПЛИНЕ
«Основы нефтегазового производства »
Вариант № 8
| Выполнил(а) студент(ка) заочного отделения 1 курса группы ИР17/1 Специальность: Дата выполнения: | Кузнецов Е.К. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» | |
| Проверил преподаватель: Волохин А.В. В результате рецензирования получил оценку: __________, имеются замечания:___________________________ ________________________________________________________________________________________________________________________________________________ | ||
| Контрольную работу принял(а) _______________________________ Дата принятия: «___»_______2018 г. Рег. №_________________________ | ||
Ижевск
Г.
Содержание
1) Введение: Развитие нефтегазовой промышленности в Удмуртии…………….3
2) Технологическая часть…………………………………………………………...8
2.1) Принцип газлифтной эксплуатации скважин…………………........................8
3) Список литературы……………………………………………………………...18
Развитие нефтегазовой промышленности в Удмуртии.
Нефтяная промышленность Удмуртии относится к числу самых молодых отраслей экономики республики. К моменту начала освоения ее природных богатств Урал и Поволжье были главными поставщиками жидкого топлива в стране: на их долю приходилось около двух третей всей добычи ценного сырья в бывшем СССР. В то же время из-за выработанности наиболее крупных месторождений Татарии, Башкирии и Куйбышевской области назревала необходимость вовлечения в разработку новых разведанных запасов нефти. И одним из таких районов считалась Удмуртия.
Впервые поиск «черного золота» здесь был начат еще в 40-е годы. В этой работе принимали участие Средне-Волжское геологическое управление, тресты «Татнефтегеофизика», «Пермнефтегеофизика» и другие поисковые организации. Однако объем этих работ был небольшим. Для их расширения постановлением СНК УАССР № 109 от 16 февраля 1945 года в республике была создана геологоразведочная экспедиция «Ижевская нефтеразведка», а 20 апреля 1945 года распоряжением ГКО СССР № 822 за подписью Председателя ГКО И. В. Сталина организована Государственная Всесоюзная Ижевская контора геологоразведочных и буровых работ, позднее переименованная в трест «Удмуртнефтеразведка». Уже в августе того же года на Голюшурминской площади была пробурена первая в республике глубокая скважина.
Учитывая, что в послевоенные, очень тяжелые для страны годы поиски нефти требовали огромных средств, разведочные работы проводились только в южных районах республики, И хотя ежегодный объем глубокого бурения составлял лишь 2—5 тысяч метров, а структурного — 2—8 тысяч метров, был получен ценный геологический материал, подтвердивший нефтеперспективность недр Удмуртии. В 1955 году открыто первое на территории Удмуртии Вятское месторождение нефти. Это событие явилось толчком для увеличения финансирования работ по разведке месторождений в родниковом крае.
К 1967 году нефтеразведчикам, при непосредственном участии Удмуртской геофизической экспедиции, ученых института ВНИГНИ, ero Камского филиала, а таюке специалистов Казанского государственного университета и других научных организаций, удалось открыть еще ряд достаточно крупных месторождений, среди которых были Архангельское и ЧутырскоКиенгопское (1962 г.), Гремихинское (1964 г.), Красногорском и Мишкинское (1966 г.), Лудошурское (1970 г.). С 1969 по 1973 год на территории Удмуртии было обнаружено еще 6 месторождений, В итоге минерально-сырьевая база республики в то время составила уже 390 млн. тонн нефти.
И все же решение об организации новой отрасли промышленности в Удмуртии принималось очень трудно. В правительстве страны основную ставку тогда делали на Западную Сибирь и считали наш район абсолютно бесперспективным. Действительно, по своим масштабам запасы жидкого топлива Удмуртской АССР далеко уступали не только сибирским, но и соседним регионам. Но руководство республики настойчиво добивалось скорейшего развертывания работ по добыче углеводородного сырья на территории края, так как нефть могла дать дополнительный толчок ее экономическому развитию. К тому же имелась перспектива увеличения добычи нефти за счет разработки в северных и западных районах Удмуртии. Степень разведанности территории республики была в 6—8 раз ниже, чем в Татарии или Башкирии.
В июне 1967 года секретарь Удмуртского обкома КПСС В. К. Марисов и председатель Совета Министров УАССР А. Т. Марков обратились с письмом «Об организации добычи нефти и усилении геологоразведочных работ на территории Удмуртской АССР» в Центральный Комитет Коммунистической партии Советского Союза: «…По данным Всесоюзного научно-исследовательскогогеологоразведочного нефтяного института, потенциальные извлекаемые запасы нефти на территории Удмуртской Республики оцениваются значительными цифрами. Однако, несмотря на большую перспективность прироста запасов нефти, Министерство геологии РСФСР темпы геологоразведочных работ в Удмуртской Республике сдерживает. Тресту «Удмуртнефтеразведка» на 1967 год объем капвложений на глубокое бурение установлен только 3,1 млн. рублей. Наши просьбы в Госплан CCCP и Министерство нефтедобывающей промышленности СССР о практическом решении вопросов организации нефтедобычи в Удмуртской АССР не дали положительного решения».
Удмуртский областной комитет КПСС и Совет Министров УАССР просят поручить Госплану СССР, Министерству нефтедобывающей промышленности организовать в 1967—1969 годах на территории Удмуртской АССР добычу нефти в объеме 3—4 млн. тонн, а в 1971 году до 7—8 млн. тонн, создать в городе Ижевске нефтепромысловое управление «Удмуртнефть».
Реакция была незамедлительной. ЦК КПСС рекомендовало Министерству нефтедобывающей промышленности еще раз изучить нефтеперспективность территории Удмуртской АССР и доложить о результатах работы. Уже через месяц на стол министра нефтедобывающей промышленности СССР В. Д. Шашина легла пояснительная записка специалистов министерства Н. С. Ерофеева, Е. А. Мазанова, А. М. Байкова, где говорилось, что «… в соответствии с просьбой Удмуртского обкома КПСС и Совета Министров Удмуртской АССР мы ознакомились на месте с нефтяными месторождениями Удмуртии, их особенностями, степенью разведанности, условиями освоения. Произведенные нами предварительные расчеты капитальных вложений показали, что открытие месторождений Киенгопского вала позволяет считать организацию добычи нефти в Удмуртии целесообразной». В пользу этого решения были также и выгодное географическое положение открытых месторождений «черного золота» Удмуртии, и близость развитых нефтяных районов Урала и Поволжья, и достаточно развитая сеть железных дорог. В итоге 11 августа 1967 года появился приказ министра В. Д. Шашина «О мероприятиях по освоению нефтяных месторождений в Удмуртской АССР».
Уже в III—IV кварталах Главному управлению по добыче нефти в северо-восточных районах и Главному управлению капитального строительства предписывалось в месячный срок подать для рассмотрения на коллегии министерства предложения о выполнении первоочередных мероприятий для осуществления капитального строительства производственных и других объектов, обеспечивающих организацию добычи нефти в 1968 году, а Управлению кадров МНП СССР совместно с Главным управлением по добыче нефти подобрать и направить в распоряжение нового нефтепромыслового управления «Удмуртнефть» ряд высококвалифицированных специалистов в области добычи нефти, бурения и капитального строительства.
Вскоре начальником «Удмуртнефти» был назначен нефтяник с солидным стажем, кавалер ордена Трудового Красного ЗнамениМустафа-Джафар-оглы Рагим-Заде. Должность главного инженера получил Евгений Павлович Алексеенко, также опытный специалист, только что вернувшийся со стажировки из Индии. Главным геологом НПУ стал Юрий Константинович Стронов, человек творческий, одним из первых в «Удмуртнефти» защитивший кандидатскую диссертацию. Все они были из Татарии.
Вот как вспоминает то время Евгений Павлович Алексеенко:
— В Ижевск мы прибыли 17 октября 1967 года уже около 10 часов вечера. Было очень холодно и сыро, но в гостиницу нас не приняли: нет мест! Что делать? Позвонили заместителю председателя Совета Министров республики Ивану Александровичу Новичкову. Представились, что мы такие-то, приехали организовывать нефтяную промышленность в Удмуртии и первые трудности у нас, мол, уже появились.
Ночлег был предоставлен, а на следующий день нефтяников принял председатель Президиума Верховного Совета УАССР Петр Петрович Сысоев. Тут же с ходу организовал встречу с первым секретарем обкома КПСС В. К. Марисовым. И в дальнейшем и он, и П. П. Сысоев не раз оказывали «Удмуртнефти» огромную помощь в работе.
После обстоятельного разговора с Валерием Константиновичем сразу были решены вопросы предоставления жилья прибывшим специалистам, обеспечения связью, транспортом и т. д. Первый «офис» «Удмуртнефти» разместился в старом здании Дома правительства и насчитывал шесть комнат.
Задача, возложенная на первых энтузиастов, была чрезвычайно сложной. Обустройство и ввод в эксплуатацию новых месторождений представляет собой известную трудность даже в обжитых нефтяных районах. А здесь, где о нефтедобыче никто и понятия не имел, было сложнее в несколько раз. Лишь через призму времени можно увидеть и понять, какую огромную ответственность за судьбу нефтяной индустрии республики взяли на себя первопроходцы. Предстояло подготовить проектно-сметную и техническую документацию для будущих объектов бурения, добычи и подготовки нефти, построить производственные базы и жилье, приступить к обустройству месторождений. Кроме того необходимо было наладить контакты с местными властями, руководителями промышленных и других предприятий, решить кадровые вопросы, найти варианты размещения прибывавших людей для работы в «Удмуртнефти». Последняя проблема была пожалуй сaмой трудной. Отсутствие жилья в значительной степени тормозило становление отрасли. Забегая вперед отметим, что лишь с организацией объединения «Удмуртнефть» удалось достичь опережающего решения социальных вопросов, что было ново и необычно для отрасли в то время.
Принцип газлифтной эксплуатации скважин
Принцип работы газлифтного скважинного подъёмника аналогичен фонтанному. Однако, для подъёма жидкости недостающую энергию флюиду добавляют путём подачи в скважину сжатого газа.
При газлифте комплекс оборудования для эксплуатации сложней чем при фонтанной эксплуатации и состоит из компрессорной станции, газораспределительной и газосборной сети, системы подготовки газа и газлифтного оборудования скважин.
Преимуществом газлифтного способа эксплуатации является в несколько раз больший, чем при других способах, межремонтный период работы внутрискважинного оборудования. Использование этого способа целесообразно на месторождениях с большими дебитами скважин, большим газовым фактором, высокой пластовой энергией, низкой обводнённостью.
· при использовании этого способа влияние профиля скважинного ствола на эффективность работы невелико, что очень актуально для скважин наклонного направления;
· высокое значение давления и температура добываемой продукции и наличие в ней механических примесей не влияет на работу скважины;
· регулировать режим работы скважины по дебиту при этом способе эксплуатации достаточно просто;
· обслуживание и ремонт газлифтных скважин достаточно просты, а использование современных видов оборудование позволяет добиваться большого временного промежутка безремонтной работы;
· этот способ позволяет реализовать одновременную раздельную эксплуатацию, а также эффективно бороться с коррозией, солевыми и парафиновыми отложениями;
· простота проведения исследований скважин.
Есть у газлифта и свои недостатки, к которым относятся:
· высокий уровень начальных капвложений при строительстве компрессорных станций;
· достаточно низкий КПД таких систем;
· риск возникновения во время подъема нефти стойких эмульсий.
Учитывая достоинства и недостатки газлифтного (компрессорного) способа эксплуатации нефтяных скважин, его применение наиболее эффективно на больших нефтяных месторождениях, где есть скважины с высокими значениями забойного давления после прекращения фонтанирования и с большими дебитами. Кроме того, эту методику можно применять при эксплуатации наклонно-направленных скважин, а также на горных выработках, продукция которых содержит большое количество примесей механического характера. Другими словами – в таких условиях, при которых главным критерием рациональной работы является МРП (межремонтный период) работы оборудования.
Если поблизости есть газовые месторождения или скважины с достаточными резервами газа и с необходимым значением давления, то для нефтедобычи применяется так называемый бескомпрессорный газлифт.
Такая система может применяться в качестве временной меры, пока строится компрессорная станция. Бескомпрессорная система газлифта практически ничем не отличается от компрессорной, посколько единственное их отличие – это источник газа с высоким давлением.
Газлифтная эксплуатация бывает периодической или непрерывной.
Периодический газлифт, как правило, используют на скважинах, суточный дебит которых составляет 40-60 тонн, а также при низком значении пластового давления.
В процессе выбора метода эксплуатации приоритет газлифтной системы показанной на (рис.1) определяется с помощью технико-экономического анализа, с учетом специфики региона добычи и особенностей конкретного месторождения. К примеру, длительный МРП работы скважин с газлифтом, достаточно простое обслуживание и ремонт, а также высокая степень автоматизации добычи стали главными факторами, предопределившими организацию больших газлифтных систем таких крупных российских месторождениях Западной Сибири, как Самотлорское, Правдинское и Федоровское.
Применение этой методики позволило снизить необходимость в региональных трудовых ресурсах и дало возможность создать всю необходимую инфраструктуру (в том числе и бытовую), с целью обеспечить рациональное использование этих ресурсов.
Рис.1
Этот способ эксплуатации подразумевает подачу недостающей энергии в продуктивный с поверхности. Носителем этой энергии выступает сжатый газ, подающийся по специальным каналам.
Как уже было сказано ранее, существуют два вида газлифта – бескомпрессорный и компрессорный. Компрессорный газлифт подразумевает сжатие попутного нефтяного газа с помощью компрессоров. Бескомпрессорный подразумевает использование газа газовых промыслов, который находится под достаточным давлением, или газа, получаемого из других внешних источников.
По сравнению с прочими механизированными технологиями эксплуатации нефтяных скважин, у газлифта есть ряд несомненных достоинств:
· он позволяет отбирать большие объемы жидкого сырья с большой глубины на любом этапе разработки месторождения с высокими технико-экономическими показателями;
· газлифтное оборудование достаточно простое, и его удобно обслуживать;
· такая эксплуатация хорошо подходит для скважин, ствол которых имеет с большие искривления;
· эффективен этот метод при работе с высокотемпературными пластами и высоким газовым фактором без возникновения осложнений;
· газлифт позволяет осуществлять весь комплекс исследований, необходимых для контроля работы каждой скважины и разработки всего месторождения в целом;
· этот способ дает возможность полностью автоматизировать и телемеханизировать добывающий процесс;
· длительный МРП работы скважин и высокая надежность всей системы;
· позволяет осуществлять одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких продуктивных пластов и обеспечить надежный контроль за добывающим процессом;
· достаточно просто при этом способе бороться с солевыми и парафиновыми отложениями и с коррозией;
· подземный текущий ремонт скважины и восстановление работоспособности расположенного под землей оборудования, обеспечивающего подъем добываемой продукции, достаточно просты.
К основным недостаткам газлифта специалисты относят высокие первоначальные затраты, а также фондо- и металлоемкость. Размер этих показателей во многом зависит от утвержденной схемы обустройства месторождения, и незначительно больше, чем аналогичные показатели насосной добычи.
Компрессорная система газлифта отличается самым большим количеством элементов и более сложным оборудованием. Современный газлифтный комплекс – это замкнутая герметичная система, обеспечивающая высокое давление.
Основные компоненты такой газлифтной системы:
· скважины;
· комплекс компрессорных станций;
· система газопроводов высокого давления;
· сборные трубопроводы для нефтяного и газового сырья;
· различные виды сепараторов;
· батарея газораспределения;
· ГЗУ (групповые замерные установки);
· очистные и осушительные газовые системы с возможностью регенерации этиленгликоля;
· ДНС (дожимные насосные станции);
· пункт сбора добываемой нефти.
В составе такого комплекса есть система, называемая АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим процессом), задачами которой являются:
· обеспечение необходимых автоматических измерений;
· контроль за рабочим давлением линий газоподачи в скважины с магистральных коллекторов;
· проведение замеров и контролирование перепадов давления;
· обеспечение автоматического управления, оптимизации и стабилизации работы эксплуатируемых скважин;
· проведение расчета рабочего газа;
· замеры суточных дебитов скважин отдельно по сырой нефти, по воде и по общему объему выкачиваемой жидкости.
Оптимальное распределение компримируемого газа заключается в назначении для каждой скважины заранее определенного режима закачки газа, который поддерживается вплоть до следующей смены рабочего режима. Основной параметр для стабилизации работы – это значение перепада давления, определяемого измерительной шайбой дифференциального манометра, который ставится на рабочей линии газоподачи.
При выборе типа установки газлифта и необходимого технологического оборудования, целью которого является обеспечение наиболее эффективной эксплуатации, необходимо учитывать горно-геологические и технологические условия разработки объектов нефтедобычи, а также особенности конструкций конкретных скважин и принятого режима их работы.
Какой-либо строгой классификации таких установок нет. Их группируют по принципу общности технологических и конструктивных особенностей.
Например, по таким критериям, как количество рядов спущенных в скважину труб, направление движения рабочей среды и газожидкостных смесей, а также взаимное расположение трубных рядов, различают следующие газлифтные системы:
· с однорядным подъемником центральной и кольцевой системы;
· с двухрядным подъемником центральной и кольцевой системы;
· с полуторарядным лифтом (как правило – кольцевой системы).
У каждой из перечисленных систем газлифтных подъемников есть свои достоинства и недостатки. Целесообразность их применения определяется ч учетом технологических и геологических и технологических особенностей каждого конкретного объекта эксплуатации.
По близости связей кольцевого и трубного пространства со скважинным забоем газлифтные устройства разделяют на:
· открытые;
· закрытые;
· полузакрытые.
Рис. 2
Внутрискважинный газлифт является самым эффективным способом, обеспечивающим подъем жидкости. Он производится с помощью перепуска газа из выше или ниже лежащего газового пласта в продуктивный слой посредством специального забойного регулятора.
Для организации внутрискважинного газлифта нет необходимости строить наземные газопроводы и пункты газораспределения, призванные обеспечивать газосбор и последующее распределение газа, а также нет нужды в установках газоподготовки (осушительных, для удаления жидких углеводородов, очистительных и т.п.).
Кроме того, ввод в подъемник, расположенный близко к башмаку колонны НКТ, газа под высоким давлением, обеспечивает высокую термодинамическую эффективность поднимающего потока. К примеру, самые лучшие режимы компрессорного и бескомпрессорном газлифта дают термодинамическую эффективность на уровне 30-ти – 40-ка процентов, а внутрискважиный бескомпрессорный газлифт – на уровне 85-ти – 90 процентов.
Самым эффективным из таких способов является использование устройств, называемых пусковыми газлифтными клапанами. Они ставятся в скважинные камера ниже уровня жидкости. Газлифтные клапаны могут работать как от давления затрубного пространства, так и от давления жидкостного столба в НКТ, а также от перепадов между ними значений давления.
Наиболее популярны клапаны, которые управляются затрубным давлением (сильфонный тип серии Г). Их выпускают со следующими наружными диаметрами: 20-ть, 25-ть и 38-мь миллиметров. Диапазон давления зарядки – от 2-х до 7-ми МПа.
В состав газлифтного клапана серии Г входят:
- устройство для зарядки;
- сильфонная камера;
- пара шток – седло;
- обратный клапан;
- устройство для фиксации в скважинной камере.
Зарядка сильфонной камеры азотом производится посредством золотника. Давление в этой камере регулируется на специальном стенде марки СИ-32.
Сильфонная камера является сварным герметичным сосудом высокого давления. Основной рабочий орган – многослойный металлический сильфон.
Пара шток – седло представляет собой запорное устройство газлифтного клапана, на которое газ попадает посредством окон, расположенных в кармане скважинной камеры. За герметичность поступления газа отвечают два комплекта манжет.
Обратный клапан предотвращает переток продукции в затрубное пространство из подъемной трубной колонны.
Рис.3
Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р1 в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р1 = hρg. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба ΔР1 и потери давления на трение газа в трубе ΔР2, причем ΔР1 увеличивает давление внизу Р1, а ΔР2 уменьшает. Таким образом,
или
В реальных скважинах ΔР1 составляет несколько процентов от Р1, а ΔР2 еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р1 мало отличаются друг от друга. Таким образом, достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.
Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима. Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха - эрлифтной.
Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и и дли тельного отстоя. Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь. Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.
Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты. Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.
Список литературы
1. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. - М.: Химия, 1987.
2. Бобрицкий Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промы шленности. - М: Недра, 1988.
3. Большаков Г.Ф. Восстановление и контроль качества нефтепродуктов. -Л. Недра, 1977.
4. Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. - М.: Недра, 1977.
5. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1993.
6. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984.
7. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. - Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2001.
8. Середа Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтегазового дела. - М.: Недра, 1980.
9. Абузова Ф.Ф., Алиев Р.А, Новоселов В.Ф. и др. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа. / Под редакцией Новоселова В.Ф. - М.: Недра, 1992.
10. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Абузова Ф.Ф. и др. Транспорт и хранение нефти и газа. - М.: Недра, 1975.
11. Чуракаев A.M. Переработка нефтяных газов. - М.: Недра, 1983.
12. Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1985.
13. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа. -Л.: Химия, 1972.