1.1. Настоящие правила регламентируют основные требования по выполнению ремонтных работ в скважинах и обязательны для всех нефтегазодобывающих предприятий.
1.2. При проведении ремонтных работ должны соблюдаться требования безопасности и охраны окружающей среды в соответствии с главой 9 настоящих правил.
1.3. Ремонтные работы в зависимости от назначения подразделяют на капитальные (КРС), включающие работы по повышению производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, и текущие ремонты (приложение 1).
1.4. Основанием для производства ремонта скважин являются результаты гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, а также анализа промысловых исследований (динамика дебита и изменение обводненности, химический анализ воды, пластовое давление и др.).
1.4.1. Промыслово-геофизические исследования в скважинах с целью информационного обеспечения проводят до ремонта (в работающей скважине), в период ремонтных работ и после их завершения [1].
✅Всё про бурение скважин на воду! Что нужно знать перед бурением? Отзыв. (2021)⚡️
1.4.2. В случаях, когда геофизические исследования провести невозможно без привлечения бригад КРС (скважины, эксплуатирующиеся ЭЦН, ШГН, остановленные, а также при различных способах воздействия на пласт), эти работы поручают ремонтной службе с включением в объем ремонтных работ комплекса необходимых исследований.
1.5. Ремонт нагнетательных (водяных), пьезометрических, артезианских скважин аналогичен ремонту нефтяных добывающих скважин. Ремонт нагнетательных газовых скважин имеет свои особенности и проводят его как ремонт газовых скважин.
1.6. При ремонте газлифтных скважин, оборудованных газлифтными клапанами, тарировку, проверку, монтаж и демонтаж клапанов производят на специальных стендах в условиях ремонтных баз. Остальные операции по ремонту газлифтных скважин производят в соответствии с требованиями настоящего РД.
1.7. Ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, включает работы, связанные с подготовкой скважины (глушение, шаблонирование обсадной колонны, очистка стенок труб от продуктов коррозии и заусениц) и оборудования.
1.8. При ремонте скважин, содержащих в продукции сероводород и другие токсичные компоненты, должны соблюдаться дополнительные требования, регламентированные специальными документами [2].
1.8.1. Оборудование, приборы и запорная арматура, применяемые при ремонте скважин с продукцией, содержащей сероводород, должны иметь паспорт завода-изготовителя (фирмы-поставщика), удостоверяющий возможность их использования в сероводородной среде при установленных проектом параметрах.
1.9. Ремонтные работы в скважинах могут проводиться только при наличии утвержденного плана-заказа. Исключение составляют аварийные ситуации с последующим оповещением вышестоящей организации.
2. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН
2.1. Гидродинамические исследования
2.1.1. Геофизические исследования выполняются геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика.
2.1.2. Работы проводятся в соответствии с планом, утвержденным главным инженером и главным геологом предприятия и согласованным с противофонтанной службой.
2.1.3. Работы по КРС должны начинаться с гидродинамических исследований в скважинах. Виды технологических операций приведены в табл. 1.
2.1.4. Выявление обводнившихся интервалов пласта или пропластков производят гидродинамическими методами в комплексе с геофизическими исследованиями при селективном испытании этих интервалов на приток с использованием двух пакеров (сверху и снизу).
2.2. Геофизические исследования
2.2.1. Комплекс геофизических исследований в зависимости от категории скважин, условий проведения измерений и решаемых задач, а также оформление заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований приведены в РД [3] и его приложениях.
2.2.2. Порядок приема и выполнения заявок определяется в соответствии с РД [1].
2.2.3. Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.
Данные, приводимые в плане на ремонт скважин
Глубина установки моста (пакера), отключающего интервал перфорации (нарушения), тип и параметры жидкости для гидроиспытания, величина устьевого давления
Поинтервальные гидроиспытания колонны
Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), глубина спуска НКТ, параметры и объем буферной и промывочной жидкостей направление прокачивания (прямое, обратное), продолжительность, устьевое давление при гидроиспытании
Снижение и восстановление уровня жидкости
Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), способ и глубина снижения уровня жидкости в скважине, способ и периодичность регистрации положения уровня жидкости в скважине
Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне
Режим продавливания жидкости через нарушение колонны, величина устьевого давления в каждом режиме, тип и параметры продавливаемой жидкости
Прокачивание индикатора (красителя)
Тип и химический состав индикатора, концентрация и объем раствора индикатора
2.2.4. Заключения об интервалах негерметичности обсадной колонны, глубине установки оборудования, НКТ, положения забоя, динамического и статического уровней, интервале прихвата труб и привязке замеряемых параметров к разрезу, герметичности забоя выдаются непосредственно на скважине после завершения исследований, а по исследованиям, которые проводятся для определения интервалов заколонной циркуляции, распределения и состояния цементного камня за колонной, размеров нарушений колонны, — передаются по оперативной связи в течение 24 ч после завершения измерений и через 48 ч — в письменном виде. В заключении геофизического предприятия приводятся результаты ранее проведенных исследований (в том числе и не связанных с КРС), а в случае их противоречия с данными предыдущих исследований, указываются причины.
2.2.5. Геофизические исследования в интервале объекта разработки.
2.2.5.1. Перед началом геофизических работ скважину заполняют жидкостью необходимой плотности до устья, а колонну шаблонируют до забоя.
2.2.5.2. Основная цель исследования — определение источников обводнения продукции скважины.
2.2.5.3. При выявлении источников обводнения продукции в действующих скважинах исследования включают измерения высокочувствительным термометром, гидродинамическим и термокондуктивным расходомерами, влагомером, плотномером, резистивиметром, импульсным генератором нейтронов. Комплекс исследований зависит от дебита жидкости и содержания воды в продукции. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и ГК.
2.2.5.4. Для выделения обводнившегося пласта или пропластков, вскрытых перфорацией, и определения заводненной мощности коллектора при минерализации воды в продукции 100 г/л и более в качестве дополнительных работ проводят исследования импульсными нейтронными методами (ИНМ) как в эксплуатируемых, так и в остановленных скважинах. В случаях обводнения неминерализованной водой эти задачи решаются ИНМ по изменениям до и после закачки в скважину минерализованной воды с концентрацией соли более 100 г/л. Эти измерения проводятся в комплексе с исследованиями высокочувствительным термометром для определения интервалов поглощения закачанной воды и выделения интервалов заколонной циркуляции.
2.2.5.5. Измерения ИНМ входят в основной комплекс при исследовании пластов с подошвенной водой, частично вскрытых перфорацией, при минерализации воды в добываемой продукции более 100 г/л. По результатам измерений судят о путях поступления воды к интервалу перфорации — подтягиванию подошвенной воды по прискважинной зоне коллектора или по заколонному пространству из-за негерметичности цементного кольца.
2.2.5.6. Оценку состояния выработки запасов и величины коэффициента остаточной нефтенасышенности в пласте, вскрытом перфорацией, проверяют исследованиями ИНМ в процессе поочередной закачки в пласт двух водных растворов, различных по минерализации. По результатам измерения параметра времени жизни тепловых нейтронов в пласте вычисляют значение коэффициента остаточной насыщенности. Технология работ предусматривает закачку 3 — 4 м 3 раствора на 1 м толщины коллектора. Закачку раствора проводят отдельными порциями с замером параметра до стабилизации его величины.
2.2.5.7. Состояние насыщения коллекторов, представляющих объекты перехода на другие горизонты или приобщения пластов, оценивают по результатам геофизических исследований. При минерализации воды в продукции более 50 г/л проводят исследования ИНМ.
2.2.5.8. При переводе добывающей скважины под нагнетание обязательными являются исследования гидродинамическим расходомером и высокочувствительным термометром, которые позволяют выделить отдающие или принимающие интервалы и оценить степень герметичности заколонного пространства.
2.2.6. Контроль технического состояния добывающих скважин.
2.2.6.1. Если объектом исследования является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения интервала перфорации, технологического оборудования, определения уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата труб.
2.2.6.2. Если место негерметичности обсадной колонны определяют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (инертного газа) в интервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии).
2.2.6.3. Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.
2.2.6.4. Контроль за РИР при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной, кондуктором, креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике сравнительных измерений до и после проведения изоляционных работ. Для контроля качества цементирования используется серийно выпускаемая аппаратура типа АКЦ. В сложных геолого-технических условиях обсаженных скважин получению достоверной информации будет способствовать использование аппаратуры широкополосного акустического каротажа АКШ [4].
2.2.6.5. Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, различных пакерируюших устройств), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкостей в колонне, состояния искусственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НГК, ННК) или методом рассеянного гамма-излучения (ГГК).
2.2.7. Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин в интервале объекта разработки проводят для оценки герметичности заколонного пространства, контроля за качеством отключения отдельных пластов. Эти задачи решают замером высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов. Факт поступления воды в пласты, расположенные за пределами интервала перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям ИНМ при минерализации пластовой воды более 50 г/л.
2.2.9. Оценку результатов проведенных работ проводят в период дальнейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и по результатам повторных исследований после ремонтных работ.
2.2.9.1. Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать:
1) в интервале объекта разработки — снижение или ликвидацию обводненности добываемой продукции, увеличение дебита скважины;
2) при исправлении негерметичности колонны — результаты испытания ее на герметичность гидроиспытанием или снижением уровня;
3) при изоляции верхних вод, поступающих в скважину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству, — отсутствие в добываемой продукции верхних вод, отсутствие выхода пластовых вод на поверхность.
2.2.9.2. В случае отрицательного результата ремонтных работ проводят исследования по определению источника поступления воды в скважину.
2.2.9.3. Качество проведенных ремонтных работ устанавливают по результатам повторных исследований геофизическими методами:
1) при наращивании цементного кольца за колонной или исправлении качества цементирования — путем повторных исследований методами цементометрии;
2) при ликвидации межпластовых перетоков — исследованиями методами термометрии. Признаком устранения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотермического градиента на термограммах, полученных при исследовании в действующей скважине или при воздействии на нее.
2.3. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны
2.3.1.1. При остановке печати до забоя фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.
2.3.1.2. Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с предыдущими) должен быть уменьшен на 6 — 12 мм для получения четкого отпечатка конфигурации нарушения.
2.3.3. При проведении работ в соответствии с пп. 2.3.1 и 2.3.2 допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН.
2.3.4. Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используют боковые гидравлические печати.
2.3.5. Для контроля за состоянием колонны применяют также приборы в соответствии с п. 2.2.8.
2.3.6. Работы по ремонту и исследованию скважин, в продукции которых содержится сероводород, проводятся по плану работ, утвержденному главным инженером, главным геологом предприятия и согласованному с противофонтанной службой.
3. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
3.1. Глушение скважин
3.1.1. Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:
3.1.1.1. Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.
3.1.1.2. Скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.
3.1.2. Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин.
3.1.2.1. Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.
3.1.2.2. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в табл. 2.
3.1.2.3. Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.
3.1.2.4. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.
3.1.2.5. Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения — пластовый флюид».
3.1.2.6. Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.
3.1.2.7. Вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.
3.1.2.8. Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10 — 0,12 мм/год.
3.1.2.9. Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.
3.1.2.10. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.
Источник: gostrf.com
Эффективность эксплуатации кустовых скважин
Куст скважин — это совокупность скважин, устья которых находятся на близком расстоянии друг от друга и располагаются на ограниченном общем основании.
Под куст скважин отводится площадка искусственного или естественного участка территории, на которой располагаются их устья, служебные помещения, необходимое технологическое оборудование, инженерные коммуникации. В состав куста может входить несколько десятков скважин. В состав куста скважин, как правило, входят:
- Технологические нефтегазопроводы.
- Емкость-сборник.
- Приустьевые площадки нагнетательных и добывающих скважин.
- Площадки, на которых осуществляется ремонт оборудования.
- Замерные установки.
- Трансформаторные станции и подстанции.
- Блоки, осуществляющие подачу ингибиторов и реагентов.
- Фундаменты для станков-качалок.
- Блоки распределения газа и воды.
- Станция управления электрическими центробежными насосами и штанговыми глубинными насосами.
- Блоки для закачки воды.
Отсыпка основания кустовых площадок
Начальным и основным этапом в строительстве кустовых площадок является создание качественного основания. Так как нефтедобыча происходит в основном на нестабильных, часто болотистых, почвах Севера, то необходима отсыпка и уплотнение технологических площадок и дорог, ведущих к ним. Отсыпка обычно производится с применением грунтов, песка и гравия. Основание под установку буровой вышки бетонируется.
Обустройство куста нефтяных скважин
Куст нефтяных скважин – это специальная площадка, которая может быть как естественного, так и искусственного происхождения, на которой расположены устья скважин, удаленные от прочих кустов или одиночных скважин не менее, чем на 50 метров, а также технологическое оборудование и прочие необходимые для нормальной эксплуатации сооружения, инженерные коммуникации, ремонтное оборудование, бытовые и служебные помещения.
В процессе проектирования суммарный дебит куста нефтяных скважин необходимо брать из расчета не более 4 тысяч кубометров в сутки, при значении газового фактора не больше 200 кубометров.
В зависимости от того, какой способ эксплуатации кустовых скважин используется, на технологической площадке должны присутствовать перечисленные ниже сооружения:
- приустьевые площадки для нагнетательных и эксплуатационных скважин;
- установки для проведения замеров;
- промысловые трубопроводы;
- блоки подачи реагентов (ингибиторов, деэмульгаторов и прочих);
- гребенки (блоки газораспределения);
- площадки для размещения ремонтных агрегатов;
- якоря, обеспечивающие крепление ремонтного агрегата;
- фундаменты, на которых размещаются станки-качалки;
- пункты управления штанговыми глубинными или электрическими центробежными насосами;
- подстанции (трансформаторные);
- площадки под приемные инвентаризационные мостки;
- сборные емкости;
- блок закачки водного раствора в скважины нагнетательного назначения;
- водораспределительные гребенки.
Расчеты показывают, что укрупнение кустовых площадок в процессе выбора схем эксплуатации промысла является целесообразным как с экономической (экономия капвложений – 8-10 процентов, длина коммуникаций снижается на 45 процентов), так и с экологической точки зрения.
Каком бы ни был способ эксплуатации скважины. подъем нефти на поверхность идет через НКТ – специальные насосно-компрессорные трубы, которые спускают в ствол выработки перед началом добычи. Их диаметр выбирают, исходя из размера дебита скважины. Эксплуатацию осложняют парафиновые отложения, которые образуются на стенках трубных колонн, на аппаратуре устья и в выкидных линиях.
Обустройство скважин с большими длинами отходов ограничивает использование на них насосов типа ШГН (штанговые глубинные).
Кроме того, возникают сложности, связанные с истиранием труб, которое может привести к аварии (особенно в местах, где НКТ соединяются между собой). Чтобы избежать такого истирания, используются специальные муфты с повышенной прочностью, которые ставятся в местах искривления ствола.
На кустах с большими отходами в качестве насосов используют в основном ЭЦН (электрические центробежные), а также некоторые виды насосов с гидроприводом.
Гидроприводные агрегаты также позволяют обеспечивать подачу ингибиторов, которые защищают от коррозии и парафинистых отложений. Это дает возможность совмещать две технологии: подготовки рабочей жидкости и подготовки нефти, а это позволяет сэкономить на силовых линиях и существенно снизить экологические риски.
Сооружение дальнейших систем, обеспечивающих подготовку нефти, закачку и сброс вод зависит от:
- распределения по площади добываемых запасов;
- геологического разреза конкретного месторождения;
- интенсивности добычи;
- уровня обводненности;
- степени газонасыщенности сырья;
- величины давления на скважинное устье;
- количества кустов;
- инженерных и геологических условий строительства;
- требований экологической безопасности.
Объекты, предназначенные для сбора и последующего транспорта получаемого из скважин сырья должны обеспечивать:
- герметичность сбора и транспортировки добываемого ресурса от устьев скважин до ЦПС (центрального пункта сбора);
- транспорт газа первой сепарационной ступени до ЦПС, до конечных потребителей и для собственных нужд без применения компрессорных установок;
- возможность проведения замеров добываемой продукции;
- разделение газа и нефти;
- суммарный количественный учет продукции, добываемой всеми скважинами куста;
- обезвоживание нефтяного сырья;
- предварительную подготовку нефти перед подачей в магистральный трубопровод;
- подогрев получаемой продукции, если её сбор и дальнейшая транспортировка при нормальных температурах невозможна.
Вся добываема газожидкостная смесь идет на ГЗУ (групповую замерную установку), на которой в автоматическом режиме производят периодические замеры дебитов каждой эксплуатируемой скважины.
Какие могут возникнуть сложности
Эксплуатационный процесс усложняется парафиновыми отложениями, которые размещаются на различных элементах системы – выкидные линии, аппаратные устья и трубные колоны. Работе установок препятствует также истирание труб. Такие процессы нередко приводят к аварийным ситуациям и необходимости замены большей части оборудования.
Потенциально опасными местами являются соединения двух насосно-компрессорных труб. Для снижения риска применяются муфты с повышенной прочностью. Этими приспособлениями укрепляются искривленные стволы и области стыка инженерных систем.
Применение центробежных электрических насосов – это необходимость для кустов, имеющих большие отходы. Альтернативным вариантом становится установка с гидравлическими приводами.
Гидроприводное оборудование позволяет справиться и с другими проблемами. Внутри больших устройств большой угрозой являются коррозийные процессы и парафиновые отложения. Гидравлика позволяет легко доставить ингибиторы, которые замедляют процесс естественного окисления.
Совмещение двух технологий позволяет улучшить промышленный процесс. Грамотный подход обеспечивает достижение следующих целей:
- сохранение экологии;
- экономия на силовых линиях;
- снижение аварийных рисков;
- подготовка нефти и рабочей жидкости.
Современное проектирование предполагает использование инновационных разработок и передовых научных открытий. Специализированное оборудование обеспечивает высокий уровень безопасности и рациональности использования ресурса.
Какие сооружения используются для обустройства месторождений?
Для достижения большей эффективности на территории добычи нефти должно использоваться определенное оборудование. От правильности расстановки отдельных объектов и технологических узлов зависит успешность деятельности.
Проект требует использования следующих сооружений и оборудования:
- гребенки для распределения воды;
- блок для закачки раствора, имеющего нагнетательное назначение;
- емкости для сбора;
- площадки под мостки инвентаризационного типа;
- трансформаторные подстанции;
- управляющие пункты для насосных станций;
- фундаменты для размещения станков-качалок;
- якоря для установки ремонтного приора;
- блоки, предназначенные для распределения газа и подачи химических соединений;
- трубопроводы промышленного назначения;
- оборудование для совершения замеров;
- площадки, которые необходимы для нагнетательных и эксплуатационных скважин.
Дожимные насосные станции отыгрывают важную роль в функционировании системы добычи нефти. Обустройство кустов нефтяных скважин обычно не обходится без монтажа этого оборудования. Главные узлы устройства отвечают за придание сырью дополнительной энергии, которая способствует быстрой и эффективной транспортировке.
Особенности центральных сборных пунктов
Любой проект учитывает размещение таких пунктов для достижения нормального функционирования куста. Строительство сооружений данного назначения должно позволять осуществлять разделение добываемого сырья на газ, нефть и сточные воды.
Чтобы поддержать нормальную работу станции, очистку стоков проводят до тех пор, пока давление и другие физические показатели не опустятся до необходимого уровня. Неочищенные стоки утилизируют путем их опущения в специально отведенные для этого скважины.
На центральных сборных пунктах проводится первичный учет постигаемого сырья и анализ его содержимого. Тут же осуществляется подготовка нефти, и берутся пробы готового продукта. Работа со сточными водами сводится к полной утилизации, а если имеется возможность – к очищению.
Отделенные от общей массы газы проходит оценку качества и подготовку к дальнейшей транспортировке. Последней стадией работы центрального пункта сбора является подача всех продуктов добычи на главные магистральные трубопроводы.
Разработка куста учитывает сооружение резервуаров для сбора сточных вод и их распределения. Важно соблюдать правила строительства площадок, где будет размещено технологическое оборудование. Рабочие зоны должны быть на 15 см выше уровня земли и иметь бетонное покрытие. При необходимости отвода дождевой воды сооружения размещаются под углом 0,003 градуса. Работа с горючими жидкостями требует установки специального бортика, высота которого составляет 15 сантиметров.
Пункты, где нагревается сырье или размещаются печи, ограждаются бортиками в виде бордюрного камня, земляного вала или сплошной стены.
В любом из этих вариантов ограждение не должно быть меньше 0,5 метров в высоту.
Следует контролировать уровень вибраций и шумового загрязнения от используемого оборудования, чтобы не превышать допустимые санитарные нормы. Современное оборудование позволяет производить обустройство нефтяной скважины и эксплуатацию специальной техники с учетом стандартов и правил. При невозможности использования передовых технологий позаботьтесь о создании:
- установок для подавления шума;
- дистанционного режима управления агрегатами;
- звукоизолирующего для наблюдательных кабин.
Современные комплексные пункты сбора позволяют использовать автономные установки, которые имеют различные модификации для адаптации к любым условиям эксплуатации. Чаще такое решение становится оптимальным для месторождений небольшого размера. Не стоит забывать про аварийные и другие резервуары, которые выполняют функцию хранения и ограничения жидкостей от рабочих зон.
Установки для проведения замеров
Чаще всего используются замерные установки типа «Биус» и “Спутник”. Их общее количество и местоположение определяются в процессе технико-экономического расчета. Замерные установки, в случае возникновения такой необходимости, могут быть оборудованы блоками закачки реагентов.
После ГЗУ нефтегазовая смесь по промысловым нефтепроводам поступает либо на СП (сборный пункт), либо на ДНС (дожимную насосную станцию) для проведения её подготовки. Сбор, как правило, предусматривает отдельное поступление обводненной нефти и условно-безводного сырья, для чего от каждой ГЗУ тянут два разных коллектора.
СП бывают следующих типов:
| 1 | ЦПС (центральные) |
| 2 | ДНС (дожимные насосные станции) |
| 3 | КСП (комплексные) |
На ЦПС поступающая с ГЗУ нефть подвергается полному циклу предварительной обработки, который состоит из трехступенчатого разгазирования в сепараторах и из доведения до нужных кондиций упругости насыщенных паров добытой нефти. Помимо этого, получаемое сырье подвергают обезвоживанию и обессоливанию, с целью получения нужных товарных кондиций.
Газ, отделенный в сепараторах от нефти, очищают от оставшихся капель жидкости и либо утилизируют, либо перерабатывают, либо используют для собственных нужд и нужд прочих потребителей. На первой и второй ступени газ движется, используя собственное давление, а на конечной ступени его нужно компримировать.
Попутные пластовые воды от сырой нефти отделяют на УПН (установках подготовки нефти), которые, как правило, входят в структуру ЦПС.
В УПН есть специальные резервуары, где добытое сырье отстаивается, трубчатые печи для подогрева нефтяной эмульсии, а также устройства обезвоживания и обессоливания сырья. После прохождения УПН нефть перекачивается в резервуар для товарной продукции, а затем поступает в магистральную трубопроводную систему.
Если нужные кондиции – не достигнуты, то нефть автоматически идет в специальный сепаратор-делитель, а оттуда – повторно на УПН.
Устройство подготовки сырой нефти
Техпроцесс и оборудование УПН должны обеспечивать:
- максимально глубокое обезвоживание сырья;
- его кондиционное обессоливание;
- снижение до необходимых значений упругости нефтяных паров;
- приемку некондиционного сырья и его отправку на повторную обработку;
- возможность повторного использования реагента и теплоты дренажной воды с помощью их возврата в начальную ступень процесса.
Технологический процесс нефтеподготовки должен отвечать следующим требованиям:
- сохранение полной герметичности процесса нефтеподготовки;
- доведение сырья до требуемых товарных кондиций;
- обеспечивать маневренность и гибкость работы УПН;
- предусматривать возможность высвобождения из процесса используемого оборудования и трубопроводов при авариях и при проведении ремонтных работ;
- возможность использования в процессе работы тепла скважинной продукции.
Резервуары
Для УПН куста нефтяных скважин необходимо наличие запасов сырья и место для хранения товарной нефти в следующих объемах:
- сырье – суточный объем, который обрабатывает УПН;
- товарная нефть – суточный объем, который способна выдавать УПН;
Также необходимы емкости для хранения сточных и пластовых вод и для приема аварийных сбросов.
Все это обеспечивается, как правило, стандартными стальными резервуарами (например, РВС).
После пропарки и очистки резервуарных емкостей образовавшиеся парафиновые отложения собираются в специальные земляные амбары, чья суммарная емкость определяется из расчета годового количества парафиновых отложений.
Процесс подготовки газа на газовых промыслах
«Сырой» газ от кустов газовых скважин по газопроводам-шлейфам поступает в здание пункта переключающей арматуры (ППА), состоящего из узлов входа шлейфов и пункта распределения метанола. В узлах входа шлейфов происходит выравнивание давления сырого газа и подача в общий коллектор.
Далее сырой газ из ППА направляется на узел подключения дожимной компрессорной станции (ДКС) к УКПГ и поступает в сепараторы установки очистки газа (УОГ), где происходит очистка газа от механических примесей и капельной жидкости.
Далее газ подается на ДКС для компримирования (сжатия объема и повышения давления). Компримирование газа на ДКС осуществляется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) в две ступени с последующим охлаждением газа на аппаратах воздушного охлаждения (АВО).
От дожимной компрессорной станции сырой газ через узел подключения ДКС к УКПГпоступает на установку подготовки газа (УПГ) и направляется в абсорберы. В абсорберах газ подвергается процессу гликолевой осушки раствором регенерированного диэтиленгликоля концентрацией 97,5-99,5%, который поглощает влагу из потоков газа.
Далее осушенный газ охлаждается для исключения растепления многолетнемерзлых грунтов и повышения надежности газопровода. Охлаждение в зимний период может быть обеспечено АВО газа, а в теплый период – АВО в сочетании с турбодетандерными агрегатами.
Осушенный газ после охлаждения направляется на установку отключающих кранов (УОК), и поступает в магистральный газопровод для последующей транспортировки к потребителям.
Процесс подготовки газа на газоконденсатных промыслах
Пластовый газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам поступает во входные линии здания переключающей арматуры (ЗПА). Входные линии ЗПА обеспечивают подачу сырого газа из шлейфов в общий коллектор, от которого осуществляется разводка на несколько технологических линий, транспортирующих газ в цех первичной сепарации.
Газожидкостный поток поступает в горизонтальный пробкоуловитель (ПУ), в котором за счет специальных насадок и действия силы тяжести происходит выравнивание потока и отделение от него капельной влаги, механических примесей и жидкостных пробок.
Частично очищенный от капельной влаги и жидкости пластовый газ направляется в первичный сепаратор для более тонкой очистки газа от механических примесей и капельной жидкости и далее в цех подготовки газа (ЦПГ).
ЦПГ обеспечивает разделение газа пластового (газоконденсатной смеси) на – газ сухой и конденсат газа нестабильный. Принцип действия установки заключается в том, что газожидкостный поток проходит последовательно несколько ступеней разделения, отличающихся условиями (температурой, давлением). Параметры разделения в каждой ступени обеспечивают максимальную конденсацию и выделение жидкой фазы из газового потока.
Из цеха первичной сепарации газ транспортируется на площадку аппаратов воздушного охлаждения, где в зимний период производится охлаждение газа в воздушных холодильниках (ВХ), а в летний период – ВХ с турбодетандерными агрегатами. Необходимость охлаждения газового потока связана с тем, что понижение температуры позволяет конденсировать (выделять) капельную жидкость, распределенную в газовом потоке. При этом, чем глубже охлаждение, тем больше количество жидкости выделится из потока газа.
После охлаждения поток газа подается в блок промежуточного сепаратора для выделения жидкости и далее в блок низкотемпературного сепаратора, где происходит дальнейшее понижение температуры газового потока клапаном-регулятором при помощи дроссельного эффекта.
В низкотемпературном сепараторе при помощи специальных сепарационных и фильтрующих элементов за счет действия центробежных сил происходит максимальное отделение капельной жидкости от газа и окончательная очистка. После низкотемпературного сепаратора газ поступает в узел замера (УЗГ).
После замера потоки газа из технологических линий ЦПГ объединяются в газосборном коллекторе и транспортируются в здание аварийных кранов, и далее в магистральный газопровод к потребителям.
Эффективность эксплуатации кустовых скважин, их преимущества и недостатки. Особенности проектирования
К основным недостаткам кустового бурения относятся:
- Увеличение объема буровых работ.
- Дополнительные затраты времени и средств, связанные с процессом искривления скважин.
В то же время применение кустового бурения и эксплуатация кустов скважин значительно сокращает вспомогательные и строительно-монтажные работы, что способствует сокращению количества инженерных коммуникаций, таких как линии электропередач, дороги, трубопровод. Куст скважин гораздо проще и легче в обслуживании, для процесса добычи полезного ископаемого кустом скважин требуется меньше технологического оборудования, что становится причиной упрощения процесса добычи и количества оборудования, сокращению объемов перевозок, повышению рентабельности процесса разработки всего месторождения и т.п. Например, применение куста скважин в условиях болота снижает объем отсыпных работ. Кустовое бурение также доказало свою эффективность в обнаружении залежей полезного ископаемого в зоне шельфа, а также под сооружениями и водными объектами.
Использование кустовых скважин на заповедных и плодородных землях также более эффективно, чем применение традиционных способов, так как сокращается объем земель, нуждающихся в восстановлении (которое занимает десятки лет). Схема куста скважин изображена на рисунке ниже.
Таким образом, эффективность эксплуатации куста скважин гораздо выше, чем одиночных, особенно на месторождениях со сложным геологическим строением. Поэтому в настоящее время предприятия нефтегазовой отрасли отдают предпочтение именно этому способу эксплуатации скважин, если на то существуют все необходимые условия и экономическое обоснование.
Основным показателем, который используется в процессе проектирования куста скважин, является оптимальное число скважин в кусте. Это число должно определяться с точки зрения экономической целесообразности, пожарной безопасности, технических возможностей проходки скважины. В целях пожарной безопасности установлено, что суммарный дебит куста скважин не должен превышать 4000 тонны в сутки, а газовый фактор 200 кубометров на одну тонну. С экономической точки зрения оптимальным количеством скважин в кусте считается такое, при котором себестоимость каждой из них минимальна. С технической точки зрения максимальное число скважин в кусте рассчитывается по следующей формуле:
Здесь апр — максимально допустимое отклонение скважины от вертикали; t – плотность сетки разработки месторождения; b – горизонтальное расстояние между рядами скважин; h – горизонтально расстояние между скважинами в ряду.
Экологические проблемы кустовых площадок
С чем же связаны проблемы загрязнения окружающей среды, возникающие на кустовых площадках? Ответ прост. Кроме отходов бурения, буровых растворов и ГСМ, размещаемых на территории технологических площадок, опасность представляют разливы и утечки нефти, которые происходят из-за повышенных нагрузок на технологические трубопроводы и пропусков в запорной арматуре. При несоблюдении природоохранных мероприятий опасные вещества могут проникать в грунтовые воды. Наибольшая опасность возникает при таянии снегов, когда в результате паводков загрязненные воды попадают в водные объекты и прилегающие территории.
Для предотвращения возникновения аварийных ситуаций необходимо производить гидроизоляцию технологических площадок геомембраной, а также в процессе их эксплуатации проводить ряд важных мероприятий:
- своевременный ремонт и укрепление обвалований на территории и по периметру кустовых площадок;
- поддержание целостности противофильтрационных экранов;
- решение проблемы обезвреживания и утилизации бурового шлама;
- периодическая ревизия технологических трубопроводов и запорной арматуры;
- вывоз загрязненного снега с территории кустовых площадок перед наступлением весенних оттепелей.
Невыполнение природоохранных мероприятий влечет за собой заражение почв, водных объектов, лесных массивов. Если аварийная ситуация все же имеет место, то необходимо проводить очистку водоемов и рекультивацию земель в соответствии с установленными правилами.
Применение геомембраны в качестве гидроизоляционного материала обеспечивает высокий уровень защиты окружающей среды и выводит нефтедобывающее предприятие на новый уровень экологической безопасности.
Компания АНИКОМ является надёжным партнёром с многолетним опытом производства и поставки пленки полиэтиленовой гидроизоляционной светостабилизированной черной(геомембраны) и аппаратов для сварки полотнищ пленки при конструировании противофильтрационного экрана в шламовых амбарах, резервуарах и на технологических площадках кустового основания.
Источник: nefte-gaz.info