otvety_na_bilety_15-30


15 билет
. Проектирование разработки нефтяных месторождений. Исходные геологические и геофизические данные, используемые при проектировании и анализе разработки, методы их определения. Виды проектных документов и их содержание.
Разработку месторождения необходимо проводить в соответствии с утвержденным в установленном порядке проектным документом. Вид проектного документа определяют в зависимости от стадии разработки месторождения. По этому документу осуществляют комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, а также контроль процесса разработки.
Подготовку проектного документа проводит пользователь недр в соответствии с условиями, определенными лицензией на пользование недрами. Проектные решения должны быть основаны на имеющейся геологической и иной информации о недрах, в том числе на результатах расчетов технологических и экономических показателей разработки с применением ЦГМ и ЦФМ эксплуатационных объектов.
При составлении проектного документа учитывают:
- современные достижения в области технологии эксплуатации скважин и воздействия на продуктивные пласты;
- результаты анализа разработки месторождения;
- мероприятия по охране недр.
Исходной первичной информацией для составления проектных документов на промышленную разработку месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, пробной эксплуатации или опытно-промышленной разработки залежей или представительных участков.
Изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды в лабораториях с помощью специальных приборов – основной источник прямой информации о геолого-физических свойствах пород и физико-химических свойствах УВ и пластовой воды. Получение этой информации затруднено тем, что пластовые условия (давление, температура и др.) отличаются от лабораторных и поэтому свойства образцов пород и флюидов, определенные в лабораторных условиях, существенно отличаются от тех же свойств в пластовых условиях. Пересчет результатов лабораторного определения на пластовые условия может производиться с помощью графиков, построенных на основе данных специальных исследований.
Исследование скважин геофизическими методами (ГИС) осуществляется в целях изучения геологических разрезов скважин, исследования технического состояния скважин, контроля за изменением нефтегазонасыщенности пластов в процессе разработки.
Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Результаты исследования скважин фиксируются в виде диаграмм. В итоге решаются следующие задачи:
- определения литолого-петрографической характеристики пород;
- расчленения разреза и выявления геофизических реперов;
- выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств;
- определения характера насыщения пород – нефтью, газом, водой;
- количественной оценки нефтегазонасыщения и др.
Для изучения технического состояния скважин применяются:
- инклинометрия – определение углов и азимутов искривления скважин;
- кавернометрия – установление изменений диаметра скважин;
- цементометрия – определение по данным термического, радиоактивного и акустического методов высоты подъема, характера распределения цемента в затрубном пространстве и степени его сцепления с горными породами;
- выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах электрическим, термическим и радиоактивным методами.
Контроль за изменением характера насыщения пород в результате эксплуатации залежи по данным промысловой геофизики осуществляется на основе исследований различными методами радиоактивного каротажа в обсаженных скважинах и электрического – в необсаженных.
В последние годы получают все большее развитие детальные сейсмические исследования, приносящие важную информацию о строении залежей.
Гидродинамические методы исследования скважин применяются для определения физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Установив на основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин. Кроме того, эта группа методов позволяет выявлять в пластах гидродинамические (литологические) экраны, устанавливать степень связи залежи нефти и газа с законтурной областью и с учетом этого определять природный режим залежи.
Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов:
- изучение восстановления пластового давления,
- метод установившихся отборов жидкости из скважин,
- определение взаимодействия скважин.
Проектными документами, по которым осуществляют пробную эксплуатацию, промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений и проводят опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий и методов повышения нефтеизвлечения из пластов, являются:
- проекты пробной эксплуатации;
- технологические схемы разработки;
- проекты разработки;
- уточненные проекты разработки;
- анализы разработки;
- технологические схемы опытно-промышленной разработки.
Во всех технологических проектных документах на разработку должно быть предусмотрено:
- равномерное разбуривание месторождения (залежи);
- рациональное и эффективное использование утвержденных запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов;
- недопущение выборочной отработки наиболее продуктивных участков месторождения (залежи), приводящей к потерям балансовых запасов;
- осуществление доразведки месторождения;
- обоснованное выделение эксплуатационных объектов для самостоятельной разработки.
По лекциям:
Проект пробной эксплуатации – составляется при отсутствии информации для составления технологической схемы. Основным назначением проекта пробной эксплуатации является доразведка месторождения, определение режима эксплуатации, сбор необходимой информации для составления геологической и гидродинамической модели. Проект пробной эксплуатации рассчитан на три года.
Технологическая схема разработки – если по завершению геолого-разведочного процесса информации достаточно для составления технологической схемы, то первым проектным документом будет являться технологическая схема разработки. Она составляется на момент разбуривания основного фонда скважин. В ней проектируются варианты разработки, в которых рассматривается та или иная система разработки и осуществляется расчет прогнозных технологических и экономических показателей, соответствующий для данного варианта разработки.
Варианты различаются:
- сеткой скважин
- агентом воздействия и т.д.
Выбор варианта осуществляется по технико-экономическим показателям, соответствующим принципу рациональности. Расчет показателей осуществляется на весь период разработки.
Дополнение к технологической схеме. Этот документ чаще всего носит уточняющий характер системы разработки.
Уточнение связано с пересчетом запасов, с уточнением геологических границ и с уточнением геолого-физических характеристик залежи в процессе разбуривания основного фонда скважин.
Основной фонд подразделяется:
Основной
Резервный
В первую очередь разбуривается основной фонд скважин. В процессе разбуривания уточняются геолого-физические характеристики, тем самым определяется необходимость и целесообразность разбуривания резервного фонда скважин. Разделение фонда скважин на основной и резервный связано с риском бурения, основные капитальные затраты на разработку месторождения до 40-50% и более связаны именно с бурением скважин. 80% затрат – разбуривание основного фонда скважин и осуществляется перевод запасов в более высокую категорию и составляется основной документ – проект разработки.В проекте разработки рассматриваются варианты разработки, наибольшее внимание уделяется выработке запасов на основе применения методов увеличения нефтеотдачи, технике и технологии нефтедобычи. В проекте также ведется проектирование, выбирается вариант разработки.
Технологическая схема проекта разработки – составляется когда запасы утверждены по С1 на 80%, а по категории С2 на 20%. Это подтверждает степень изученности месторождения.
В авторских надзорах контролируется реализация проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей, принятыми в технологических схемах или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие расхождения. В них даются рекомендации, направленные на достижение проектных показателей, заключения по предложениям производственных объединений об изменениях проектных решений и показателей.
Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации – составляется на любой стадии разработки если планируется и осуществляется разработка месторождения с применением новых методов воздействия на пласт, применением новой техники и технологии добычи.
Цель – осуществить промышленные испытания, оценить эффективность и отметить целесообразность применения новых методов технологии по извлечению нефти. Этот проектный документ может распространяться на часть пласта (объекта разработки) или на весь пласт. Срок реализации – 7 лет.Оборудование фонтанных скважин, наземное и подземное. Типы фонтанных арматур. Регулирование дебита фонтанных скважин.
Условия эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а также охрана недр и техника безопасности требуют герметизации и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления нефти и газа в систему нефтесбора, регулирования работы скважин. Это достигается с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных линий).
Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки.
Колонная головка должна обеспечивать:
- надежную герметизацию межтрубного пространства;
- надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн;
- удобный и быстрый монтаж;
- возможность контроля за движением жидкости и газа в межтрубном пространстве;
- минимально возможная высота.
Колонные головки выпускаются на различные давления от 14,0 до 70,0 МПа. В отдельных случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки на давление до 150,0 МПа.
После окончания бурения скважины с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру.
Фонтанная арматура служит для:
- подвески насосно-компрессорных (подъемных) труб;
- герметизации устья скважины;
- контроля за межтрубным (между НКТ и обсадной колонной) пространством;
- направления нефти и газа в выкидную линию;
- проведения геолого-технических операций при эксплуатации скважин;
- регулирования режима работы скважины;
- проведения исследований в скважине;
- создания противодавления на забой и т.д.
Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Соединения герметизируют с помощью металлического кольца с овальным поперечным сечением, которое устанавливается в выемке на фланцах, и затем стягивают болтами.
Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам:
- по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа;
- по размерам проходного сечения ствола — от 50 до 100 мм;
- по конструкции фонтанной ёлки — крестовые и тройниковые;
- по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные;
- по типу запорных устройств — с задвижками или с кранами
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий.
Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Фонтанная елка состоит из тройников.
Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки характерным узлом являются тройники, к которым присоединяются выкидные линии — верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя — запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал—песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.
Подземное оборудование - НКТ служат для выноса жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скв., проведения иссследовательских работ, борьбы со смоло-парафиновыми отложениями, осуществления различных ГТМ, предохранения экспл.колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях, проведения ремонтно-эксплуатационных работ в скважинах и т.д. В фонтанных скважинах применяют бесшовные, цельнотянутые насосно-компрессорные трубы диаметром от 48,3 мм до 114,3 мм, с толщиной стенок от 4 мм до 7 мм, длиной 5,5-10 м (в основном 7-8 м). Трубы изготавливаются из высокопрочных легированных сталей.
Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работающей скважине должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают только в аварийных случаях, направляя продукцию скважины через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.
При работе скважины нефть и газ из НКТ (подъемных труб) через открытую центральную задвижку направляются по одному из выкидов в выкидную линию на групповую замерную установку (ГЗУ). Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры, которые представляют собой втулки с калиброванными отверстиями от 2 до 20 мм. Каждое отверстие при соответствующем забойном и буферном давлениях обеспечивает пропуск определенного количества нефти и газа. Штуцеры бывают втулочные или дисковые. Штуцеры втулочные применяются на скважинах, где вместе с нефтью с забоя поднимается песок, а дисковые штуцеры применяются на скважинах, где в нефти нет песка.
Регулирование дебита Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время, прежде чем проводить какое-либо измерение. Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.
Основные капитальные вложения на обустройство нефтяных месторождений.
Удельные нормативы предусмотрены для расчета капитальных вложений промышленно-производственного назначения по трем основным направлениям затрат: бурение скважин, оборудование, не входящее в сметы строек, и нефтепромысловое строительство, с последующей расшифровкой каждой группы по составляющим направлениям и объектам. Нормативы для расчета капитальных вложений в бурение скважин определяются по целям эксплуатационного бурения отдельно для нефтяных скважин, нагнетательных скважин (при закачке воды, газа, водагазовой смеси), водозаборных и других вспомогательных скважин, включая резервные. Капитальные вложения в бурение рассчитываются исходя из нормативов (стоимости) строительства скважин, количества скважин (вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных), пробуренных кустовым методом с учетом характеристик категории местности (суша, болото, озеро). Капитальные вложения в объекты нефтепромыслового строительства и нормативы включают затраты: в оборудование скважин под эксплуатацию по способам добычи, в комплекс сбора и транспорта нефти и газа, в объекты очистки и утилизации сточных вод (охрана окружающей среды), в объекты поддержания пластового давления, в строительство внутрипромысловых дорог и подъездов к кустам скважин, в строительство баз, сооружений линий электропередачи и подстанций, в объекты автоматизации и телемеханизации, в объекты промводоснабжения и канализации, а также учитывается резерв затрат в другие неучтенные объекты и работы (рис. 3).
Методический подход к формированию нормативов по стадиям проектирования и разработки должен обеспечить количественную связь между геолого-технологическими решениями по вариантам, направлениями и элементами затрат в освоение месторождения с учетом особенностей нефтегазодобывающего производства, а также установить закономерности их изменения, полученные на базе технико-экономического анализа, имеющихся фактических результатов, научно-исследовательских и проектных работ, составленных по освоенным месторождениям природных углеводородов. Подход к обоснованию удельных нормативов затрат в много стадийном проектировании и обоснованию экономической ин формационной базы разработан как составная часть и логическое продолжение единого комплексного подхода к оценке ресурсов и запасов природных углеводородов, обеспечивающего практическую реализацию в автоматизированном режиме основных задач на стадиях разведки и разработки месторождения (табл. 2).
При обустройстве месторождения основной состав сооружений, а также технологические процессы, связанные с подготовкой нефти, в значительной мере обусловливаются принятой системой сбора и транспорта нефти и газа. Капитальные вложения в это направление занимают наибольший удельный вес в общей сумме затрат в нефтепромысловое строительство и составляют в среднем 35%. Расчет нормативов и затрат в систему сбора и транспорта нефти, газа и конденсата включает в себя определение количества и стоимости следующего оборудования: групповых замерных и сепарационных установок, дожимных нефтенасосных станций, коллекторов, выкидных линий, шлейфов, напорных нефтегазопроводов, отстойников и резервуаров. Из общей стоимости затрат 50% приходится на стоимость линейной части - строительство выкидных линий, коллекторов, протяженность которых зависит от средней нормы на одну добывающую скважину (на 100 скважин), их количества с учетом системы воздействия на пласт (пятирядной, трехрядной, однорядной, площадной) и плотности сетки скважин по вариантам разработки месторождений

Методический подход к формированию нормативов капитальных вложений предусматривает также включение затрат на социальное строительство, в которых должны определяться инвестиции в создание инфраструктуры. Отсутствие норматива капитальных вложений непроизводственного назначения ведет к занижению совокупных затрат, к неточиости экономической характеристики и оценке освоения запасов нефти.

Билет 16
Коэффициент продуктивности и факторы его определяющие.
Коэффициент продуктивности добывающей скважины – отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту – показывает на сколько может измениться дебит скважины при изменении депрессии на пласт на единицу.
,
Размерности
; ;
;
Из формулы Дюпюи коэффициент продуктивности может быть определен как

Для нагнетательной скважины определяют аналогичный коэффициент - коэффициент приемистости нагнетательной скважины: ; Qв – расход воды, закачиваемой в данную скважину.
Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.
Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.
Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 5.4). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

Рис. 5.4. Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости:
1 – установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации.
Искривление индикаторной линии в сторону оси P (рис. 5.4, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:
1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр)
2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб<Рнас. Чем меньше Рзаб, тем больше радиус этой области.
3. Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб.
Искривление ИД в сторону оси Q (рис. 5.4, кривая 3) объясняется двумя причинами:
1) некачественные измерения при проведении исследований;
2)неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков.
По коэффициенту продуктивности скважин, определенному методом установившихся отборов, можно вычислить также другие параметры пласта.
Откуда коэффициент гидропроводности

и проницаемость пласта в призабойной зоне

Промысловый сбор и подготовка скважинной продукции. Технологическое оборудование системы подготовки нефти до товарных качественных характеристик. Контроль качества товарной продукции в соответствии с требованиями ГОСТов.
На промыслах для сбора нефти и газа, замера дебитов нефти и газа, транспортирования их до центральных сборных пунктов (ЦСП), где от нефти отделяют газ, воду, механические примеси и соли, строят систему выкидных линий, трубопроводов, аппаратов, ДНС (дожимных насосных станций), ГЗУ (групповых замерных установок) и других сооружений.
Система сбора, транспорта и подготовки нефти и газа на нефтяных промыслах позволяет осуществлять:
- сбор нефти и газа со скважин по выкидным линиям до ГЗУ;
- замер дебитов нефти и газа на ГЗУ;
- отделение нефти от газа;
- транспорт нефти и газа (по закрытой системе) по нефтепроводам до ДНС или ЦСП;
- обезвоживание, обессоливание, стабилизацию, очистку газа от ненужных примесей;
- учет нефти и газа, сдачу нефти нефтепроводным управлениям и дальнейшую ее поставку НПЗ (нефтеперерабатывающим заводам) или на экспорт и т.д.
В состав системы сбора и подготовки продукции нефтедобывающих скважин входят:
1) Установки для измерения продукции скважин (Qж; Qж,н,г; Qж,г). Погрешность у «Спутника» 2,5%. Установки могут разделять потоки нефти и воды, т.е. выдавать Qн и Qв отдельно.
2) Сепарационные установки первой ступени (перед ДНС или совместно). Для отделения газа от нефти. Если совместно с ДНС, то буферные емкости выполняют роль сепараторов. Работают при Р<1 МПа, чаще при 0,4-0,6 МПа, часть газа, которая остается при этом давлении, идет дальше. Газ отправляют на газокомпрессорную станцию или к потребителю.
3) ДНС. Для перекачки нефти к УППН. Выбирают насосные установки с соответствующим напором и расходом. Иногда необходимое давление на выходе составляет 30-40 атм.
4) Промысловый сборный пункт. Необходим, когда качают с нескольких м/р. На нем происходит 2 ступень сепарации, т.к. пока нефть шла по трубам из нее выделился газ. (Ртрансортировки=1,6 атм). А также предварительное обезвоживание нефти (сброс воды в виде свободной фазы). Может производиться замер: сколько жидкости, нефти добыло м/р или часть м/р.
5) Центральный сборный пункт. (Парк резервуаров). Функции те же самые, что и п.4.
6) Установка предварительного сброса воды. (УПСВ). В отличии от УППН технология упрощена (без реагента и без подогрева) Может быть совместно с УППН.
7) Установка предварительной подготовки нефти. (УППН). Для получения заданных категорий нефти. Выполняются на промысле 3 основных технологических операции: обезвоживание, обессоливание, стабилизация. Температура нагрева нефти колеблется от 35-70°С, а при стабилизации 200-240 С. Также используют реагенты для деэмульсации нефти. На выходе УППН могут находиться концевые сепарационные установки, которые особенно эффективны, т.к. нефть подогрета.
8) Товарный парк. Не менее трех резервуаров, подключаются последовательно и выполняют следующие функции: заполнение, ожидание (хранение), разгрузка. При ожидании, в жидкости работают оставшиеся ПАВ, которые еще отделяют некоторое количество воды.
Схема: Скважины > АГЗУ > ДНС (1-ая ступень сепарации) > ЦСП (2-ая ступень сепарации) > УППН > нефть идет в товарный парк (РВС + узел учета), затем в магистральный трубопровод. Вода с УППН идет в установку подготовки сточной воды (происходит очистка воды) затем в БКНС > водораспределительный пункт > нагнетательные скважины. С 1 и 2 ступеней сепарации газ направляется на газокомпрессорную станция, затем в магистральный газопровод, а вода на установку предварительного сброса воды (происходит очистка воды).Требования к кондициям товарной нефти определены ГОСТ Р 51858-2002.
Классификация физико-химических параметров по количественному признаку для нефтей и требования к кондициям товарной нефти определены ГОСТом Р 51858.
Классификация и условное обозначение нефтей:
1. По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.
2. В зависимости от массовой доли серы (%) нефть подразделяют на классы 1-4: малосернистая - до 0,60 включ.; сернистая- от 0,61 > 1,80; высокосернистая- > 1,81> 3,50; особо высокосернистая- > 3,50.
3. По плотности, а при поставке для экспорта - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефти подразделяют на пять типов, плотность которых при 20 оС составляет (таблица 2):
0 - особо легкая (не более 830 кг/м3);
1 – легкая (830-850 кг/м3);
2 – средняя (850,1-870,0 кг/м3);
3 – тяжелая (870,1-895,0 кг/м3);
4 – битуминозная (более 895,0 кг/м3);.
(Примечание: 3 и 4 типы на экспорт не предъявляются).
4. По степени подготовки нефть разделяют на группы 1-3 (таблица 3).
5. По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть разделяют на виды 1-3 (таблица 4).
6. Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс "э". Структура условного обозначения нефти: класс, тип, группа, вид, обозначение настоящего стандарта.
Геологическое обоснование методов и систем разработки нефтяных месторождений.
В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геолого-промысловое обоснование технологических решений:
1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;
2) о необходимости применения искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;
3) при необходимости – о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади;
4) о плотности сетки скважин;
5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;
6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.
Специалистами в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Из них выбирают оптимальный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональной системе разработки. Оптимальный вариант выбирают на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.
Основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геолого-промысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение соответствующей системы разработки дает возможность в значительной мере снивелировать неблагоприятные геолого-промысловые особенности эксплуатационных объектов.
Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом. Геологическая модель залежи представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами, а также словесное описание особенностей залежи. Среди графических карт и схем обязательны:
-сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения;
-схемы детальной корреляции;
-структурные карты, отражающие тектоническое строение залежей;
-карты поверхностей коллекторов с нанесением начальных контуров нефтегазоносности;
-детальные геологические профили с отражением условий залегания нефти и газа;
-карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности);
-карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины в целом по залежи и по отдельным пластам.
При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы:
- схемы обоснования положения ВНК и ГКВ,
- карты распространения коллекторов разных типов,
- карты температуры,
- карты коэффициента светопоглощения,
- карты проницаемости и др.
Цифровыми данными характеризуются:
- пустотность,
- проницаемость,
- начальная нефте(газо)насыщенность пород-коллекторов;
- полная, эффективная нефте(газо)насыщенная толщина;
- толщина проницаемых разделов между пластами;
- физико-химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды.
При этом для каждого параметра указываются:
- число определений разными методами и число исследованных скважин;
- интервалы значений;
- оценка неоднородности на всех иерархических уровнях;
- среднее значение по объекту в целом и по его частям.
К группе цифровых данных относятся также:
- статистические ряды распределения проницаемости;
- микро- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.);
- термобарические условия;
- результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается.
К важнейшим цифровым данным, необходимым для проектирования, относятся:
- балансовые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов;
- размеры площади нефтеносности;
- ширина, длина и высота залежи;
- размеры частей залежи: чисто нефтяной, водонефтяной, нефтегазовой, нефтегазоводяной, газоводяной.
В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами, используются:
- кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры,
- характеристика фазовых проницаемостей,
- зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.
В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим, и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие геологическое обоснование системы разработки и влияющие на ожидаемые показатели разработки.

Билет №17
8. Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной залежи и законтурного заводнения.При фильтрации к системе добывающих скважин наблюдается сложная кинематика фильтрационных потоков. Исследованиями Ю.П. Борисова показано, что эту сложную кинематику можно с большой степенью точности представить как сумму двух видов потоков плоскопараллельного и радиального вблизи добывающих скважин.
Принято называть фильтрационное сопротивление между контуром питания и линией расположения скважин - внешним сопротивлением, а фильтрационное сопротивление при радиальной фильтрации вблизи скважин внутренним сопротивлением призабойной зоны скважин.
Формулы гидродинамических расчетов дебитов и давлений выведены при следующих упрощающих решение предпосылках:
1. Скважины в каждом ряду находятся на одинаковом друг от друга расстоянии, но эти расстояния в разных рядах могут быть различны.
2. Забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда одинаковы!
3. Радиусы всех скважин одного и того же ряда одинаковы.
4. Расстояние от контура питания до скважин первого ряда и расстояние между рядами больше расстояния между скважинами в ряду. Вследствие этих условий дебиты скважин одного и того же ряда будут одинаковы.
Между гидродинамическими и электрическими процессами существует аналогия, которая выражается в следующем:
1.изменение напряжения между узлами электрической сетки аналогично распределению давления в пласте
U1-U2 = P1-P2 или ΔU=ΔP
2.электрическое сопротивление участка электрической цепи пропорционально (аналогично) гидродинамическому сопротивлению участка моделируемого пласта
Rэ=Ω+ω
3.сила тока, протекающего между узлами сетки, пропорциональна (аналогична) количеству жидкости, протекающему через участок моделируемой цепи
I=Q
При этом справедлив закон Кирхгофа, по которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках:

На основании правила о неразрывности течения, аналогично первому закону Кирхгофа, по которому алгебраическая сумма сил токов, исходящих из узла разветвленной цепи, равна нулю в электротехнике и применив правило, аналогичное второму закону Кирхгофа, по которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках, получим систему уравнений для расчета дебитов и давлений гипотетической нефтяной залежи.
Решение задачи сводится к умению составления систем уравнений, связывающих взаимовлияние дебитов, давлений, числа скважин, характеристик пласта и насыщающих пласт жидкостей.

Следует заметить, что при решении задач подземной гидродинамики на стадии проектирования разработки набор большого числа вариантных решений достигается расстановкой скважин на залежи, изменением числа скважин, а также условий их эксплуатации. В показанных выше решениях число скважин входит в формулы внутренних фильтрационных сопротивлений. Поэтому непосредственно из решений можно установить зависимость отбора жидкости от числа скважин (рис. 4.7). Из рис. 4.7 следует, что по мере роста числа скважин наступает момент, когда увеличение числа скважин не ведет к заметному возрастанию отбора. Таким образом, при необходимости увеличения отбора жидкости из залежи решить эту задачу только за счет изменения числа добывающих скважин, не меняя условий их эксплуатации, не всегда представляется возможным. В положительном решении такой задачи больший эффект в увеличении отбора может быть получен при изменении забойного давления в добывающих скважинах.
Оборудование для эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Условное обозначение. Техническая характеристика.
УЭЦН предназначен для добычи нефти из скважин со средним и высоким дебитом.
Для УЭЦН характерно:
1. Широкий диапазон подач: Q = 10 – 1000.
2.Напор: до 3500 (м).
3.Самый высокий КПД в области больших подач среди всех механизированных способов добычи: при Q = 50 – 300, но в области малых подач КПД резко падает.
4.В отличие от ШСНУ, УЭЦН менее подвержены влиянию кривизны ствола скважины в процессе эксплуатации.
5.Добыча высокообводнённого пластового флюида (до 99% воды).
УЭЦН плохо работают в условиях: коррозионно – агрессивной среды, при выносе песка, при повышенных температурах, при высоком содержании газа
Все насосы делятся на две основные группы: обычного и износостойкого исполнения.
По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5, 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.
В шифре насоса заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например, ЭЦН5-40-950 означает центробежный электронасос группы 5 с подачей 40 м3/сут (по воде) и напором 950 м. В шифре насосов износостойкого исполнения имеется буква И, означающая износостойкость.
Физические методы воздействия на ПЗП. Акустическое воздействие, область применения, механизм воздействия.
Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увеличивает проницаемость пород.
АВ – разрушение под действием интенсивного акустического поля микрокаркаса из частиц органического и минерального происхождения в поровом пространстве продуктивных коллекторов, в первую очередь в порах.
Считается, что в реальных условиях даже незначительные по мощности колебания среды приводят к эффективному разрушению кольматанта и восстановлению проницаемости ПЗП. Одновременно при этом очищаются отверстия фильтра и перфорации, не происходит нарушения ОК, конструкции скважины и цементного камня. АВ на водонефтенасыщенные породы приводит к увеличению проницаемости, связанному с деструкцией ДЭС за счет периодических относительных движений скелета и флюида. В акустическом поле также уменьшается вязкость структурированных нефтей в результате разупорядочивания периодической структуры.
Кроме того, ОПР показали:
прирост дебитов скважин после обработки обратно пропроционален обводненности
увеличенный дебит сохраняется только при воздействии
прирост дебита до 30%
на ЭЦН уменьшается вредное влияние газа, создается псевдожидкостная система, увеличивается МРП до 50%
Критерии:
толщина пласта более 3 м
проницаемость более 0.25 мкм2
глинистость менее 15%
вязкость нефти менее 25 мПас
расчлененность менее 10
обводненность менее 80%

Билет 18
. Контроль за разработкой нефтяных залежей. Регулирование процесса разработки нефтяных залежей.
Контроль за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений осуществляется в целях:
- оценки эффективности применяемой системы разработки в целом, а также отдельных технологических мероприятий по регулированию выработки запасов нефти;
- оценки эффективности новых технологий, используемых на отдельных участках залежи;
- получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.
В процессе контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений изучаются:
- динамика текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также динамика закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;
- охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;
- энергетическое состояние залежи, динамика пластового и забойного давлений в зонах отбора, закачки, газовой шапки, законтурной водоносной области и т.д.;
- изменения коэффициентов продуктивности и приемистости скважин, газового фактора, гидропроводности пласта;
- состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;
- изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;
- фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по регулированию разработки;
- построение характеристик вытеснения нефти по скважинам, участкам, залежам.
Обязательные системные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных и контрольных скважин. Они должны содержать следующие виды работ:
- замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;
- замеры пластового и забойного давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;
- гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах;
- исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;
- отбор и исследование глубинных и поверхностных проб продукции скважин (нефти, газа, воды);
- специальные исследования, предусмотренные проектным технологическим документом на разработку.
Под pегулированием процесса разработки понимается целенаправленное изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений.
К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся:
- изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов и т.д.);
- изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания и т.д.);
- увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону скважин, гидроразрыв пласта и др.);
- изоляция или ограничение притока попутной воды и прорвавшегося газа в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т.д.);
- выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, загущенной воды, ПДС и др.);
- перенос интервалов перфорации;
- одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях;
- совершенствование применяемой системы заводнения (преобразование одной системы заводнения в другую, очаговое заводнение, перенос фронта нагнетания и др.);
- бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.
Геологическое строение нефтяной залежи. Геологическая документация (структурная карта, карта равных мощностей, геологические профили и т.д.), их содержание.
Залежь углеводородов – это скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов в едином геологическом пространстве, ограниченном поверхностями разного типа и обладающем емкостно-фильтрационными свойствами.
Залежь может быть приурочена к одному пласту-коллектору, двум-трем и более сообщающимся пластам-коллекторам геологического разреза или к большой толще пород-коллекторов месторождения.
Месторождение углеводородов – это одна или несколько залежей в геологическом разрезе, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой или с другим типом ловушки.
Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовым.
Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водонефтяного раздела. Линия пересечения этой поверхности с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности.
Газовая шапка — скопление свободного газа над нефтью в залежи.
Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта называется внешним контуром газоносности, а с подошвой – внутренним контуром газоносности.
Если в сводовой нефтегазовой ловушке нефти и газа недостаточно для полного заполнения пласта (по всей мощности), внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать.
Газовая шапка в пласте может сформироваться в том случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти.
В нефтегазовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис. 4). В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется только внешний контур газоносности.
Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки, высотой нефтяной части нефтегазовой залежи - расстояние от подошвы до газонефтяного раздела.
Длина залежи определяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи - это расстояние между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с контуром нефтеносности.
В изучении залежей большую роль играет моделирование внешней формы залежи. Форма определяется положением в пространстве различных геологических поверхностей, ограничивающих все породы (коллекторы и неколлекторы) продуктивного горизонта, включенные в общий объем залежи.
К числу таких поверхностей относятся:
кровля и подошва залежи – верхняя и нижняя структурные поверхности, отделяющие продуктивный горизонт от непроницаемых покрывающих и подстилающих пластов;
дизъюнктивные поверхности, обусловливающие смещение одновозрастных пород относительно друг друга;
поверхности, разделяющие породы-коллекторы и неколлекторы по границам, связанным со сменой литологического состава пород, со стратиграфическими несогласиями и др.;
поверхности, разделяющие части продуктивного горизонта с разным характером насыщения их флюидами, т.е. поверхности ВНК, ГВК и ГНК.
Геологический разрез скважины.
Геологический разрез скважины составляют на основе данных, полученных при комплексных наблюдениях, главным образом результатов изучения керна, электрического и радиоактивного каротажа. Разрез скважины изображают графически, используя условные знаки для показа литологического состава пробуренных пород. На соответствующих глубинах в разрезе указывают признаки присутствия нефти, газа и воды, возможных обвалов стенок скважины, прекращения циркуляции жидкости и др. Кроме того, из технических данных указывают глубину спуска обсадных колонн, их диаметр, высоту подъема цемента и т. д. Условные знаки изображения литологического состава пород не стандартизированы и в отдельных районах различны. Разрезы скважин вычерчивают в масштабе 1:500 или 1:1000. Составленный геологический разрез скважины разбивают на свиты, горизонты и пласты в следующем порядке.
1. Выделяют свиты по стратиграфическому признаку, пользуясь данными микрофауны, макрофауны и комплексных наблюдений.
2. Внутри стратиграфических свит по литологическому признаку выделяют пачки пород: песчаные, глинистые, песчано-глинистые, карбонатные и т. п.
3. Внутри литологических пачек выделяют горизонты: газоносные, нефтеносные и водоносные.
4. Внутри горизонтов выделяют пласты: газоносные, нефтеносные, водоносные, маркирующие и т. п. При маркировке основные пласты обозначают римскими цифрами, а второстепенные — буквенными. Нормальный (или типовой) разрез скважины по месторождению составляют после общей корреляции разрезов скважин данного месторождения. Корреляция заключается в выделении, опорных пластов (и горизонтов) и определении глубин их залегания с целью установления последовательности залегания пород, выявления одноименных
Геологический профиль месторождения.
Геологический профиль (разрез) месторождения представляет собой сечение м/р вертикальной плоскостью. Составляют его по разрезам скважин для наглядного изображения строения м/р.
Различают следующие геологические профили:
А)поперечный (профиль по падению), проводимый вскрест простирания пород;
Б)продольный (параллельный простиранию), проводимый по простиранию пород;
В) диагональный по отношению к простиранию и падению пород.
Основные правила построения геологического профиля следующие.
1.Масштаб профиля следует выбирать одинаковым с масштабом карты, показывающей расположение скважин (если сильно мелкий выбирают больше масштаба карты); выбранный масштаб отмечают на профиле.2.При вычерчивании профиля следует принимать горизонтальный и вертикальный масштабы одинаковыми (в платформенных условиях при весьма большом расстоянии между скважинами по сравнению с их глубиной масштаб можно выбирать различный).3.Профиль следует вычерчивать в определенной последовательности в отношении стран света, а именно: слева направо Ю-С; ЮЗ-СВ; З-В; СЗ-ЮВ.
Составляют профиль в следующем порядке:
А) проводят линию уровня моря и графически определяют вертикальный масштаб;
Б) на линии уровня моря точками показывают положение скважин на профиле согласно выбранному масштабу;
В) через указанные точки проводят вертикальные линии стволов скважин и в масштабе показывают отметки альтитуды скважин; при соединении этих отметок получают рельеф поверхности в профиле скважин;
Г) проводят вторую линию, параллельную проведенному стволу скважины, и вычерчивают в условных знаках колонку разреза каждой скважины;
Д) коррелируют разрезы скважин и вычерчивают геологический профиль.
Структурная карта
Большая и малая оси залежи взаимно перпендикулярны и пересекаются в своде залежи. Для изучения форм верхней и нижней границ залежей строят структурные карты, которые представляют собой графическое изображение в изогипсах (линиях равных глубин или высот) положения кровли или подошвы относительно опорной плоскости. В качестве последней берется уровень моря. Глубина или высота любой точки кровли или подошвы пласта от уровня моря есть абсолютная отметка кровли и подошвы в данной точке. В случае вертикальной скважины абсолютная отметка составляет алгебраическую разность между превышением устья скважины над уровнем моря (альтитудой скважины) и общей глубиной скважины от ее устья до кровли или подошвы.
Построение структурной карты заключается в проведении изогипс для кровли или подошвы пласта. Изогипсами называются линии, соединяющие на плане точки, имеющие одинаковые абсолютные отметки кровли (подошвы) пласта.
Существует 2 способа:
способ треугольников (стандартный);
способ профилей (при дизъюнктивных нарушениях). Все необходимые данные для расчетов и построений (координаты скважин, их альтитуды, глубина кровли) собираются в таблицу.
На плане около скважины надписывается ее номер (в числителе) и абсолютная отметка кровли пласта (в знаменателе).
Построение начинается с того, что все точки скважин соединяются между собой прямыми линиями, при этом образуются треугольники. Затем проводится интерполяция абсолютных отметок между каждыми двумя соседними скважинами. Полученные в результате интерполяции одинаковые значения абсолютных отметок соединяются плавными линиями
Сечение между изогипсами выбирают в зависимости от угла падения пластов, высоты структуры, количества и качества исходной информации. Конфигурация изогипс характеризует направление падения слоев, а плотность их расположения – углы наклона.
Для построения структурной карты кровли и подошвы горизонта необходимо нанести на план местоположение точек пересечения поверхности стволами скважин
Карта схождений (карта равных мощностей)
Дает представление об изменении мощности геологических подразделений в пределах изучаемой площади. Для сопоставления карт схождения определяют истинную толщину объекта, если карта схождения составляется с целью изучения характера изменения мощности продуктивной части коллектора, для подсчета текущих запасов нефти и газа. Определяется видимая мощность изучаемого объекта, приведенная к вертикальной скважине, т.е. с учетом удлинения.
Полученные значения видимых или истинных мощностей надписываются возле проекции точки пересечения скважиной середины изучаемого объекта. Точки с одинаковыми мощностями соединяются изолиниями, изопахитами.
Линии равных мощностей проводят через равные интервалы (0,5, 1, 5, 10, …) в зависимости от толщины изучаемого комплекса отложений, плотности вскрывших его скважин и масштаба карты. Чем тоньше пласт, тем в большем числе точек он вскрыт и крупнее масштаб составляемой карты, тем меньше берется интервал между изолиниями. Точное положение точек, через которые должны быть проведены изопахиты, определяются пропорциональным делением.
Карты равных мощностей нефтенасыщенной части пласта. Числовые значения изопахит на таких картах не остаются постоянными во времени и изменяются в процессе разработки залежи, что дает возможность изучить характер продвижения контурных вод. Последнее позволяет установить участки, где выработка залежи задерживается и где целесообразно заложение новых скважин, еще позволяет выявить зоны, в которых обнаруживается интенсивное продвижение контурных вод, а это требует изменение режима эксплуатации.
Карты равных мощностей нефтенасыщенной части разреза строят на различных этапах эксплуатации. Сравнивая карты между собой легко установить характер уменьшение нефтяной мощности по мере разработки.
При составлении таких карт следует отмечать даты проведения исследования. Это дает возможность точнее составлять карту, т.к. иногда локальное увеличение нефтенасыщенной части пласта является следствием более раннего исследования по сравнению с другими.
Обслуживание автоматизированных блочных кустовых насосных станций для закачки рабочего агента в пласт.

Билет 19
Методика расчета недобора нефти при горячих и термохимических обработках скважин. Методы снижения недобора.
Объем неотобранной жидкости рассчитывается по формуле:
Vн = Vп + Vз + Vпл,
где Vн – недобор нефти, связанный с проведением горячей промывки (м3),
Vп – объем недобора за время промывки (м3);
Vз – объем недобора за время откачки от устья до динамического уровня (м3).Vп = tп·q·(1-w),
где tп – время промывки (часов);
q – производительность глубинного насоса (м3/час);
w – обводненность продукции.
Vз = [0.785⋅(D2к-d2н) ⋅Ндин]/q⋅Qн/24,
где Dк – внутренний диаметр эксплуатационной колонны (м);
dн – внешний диаметр НКТ (м);
Ндин – динамический уровень в скважине (м);
Qн – суточный дебит скважины (м3/сут).Vпл = (Vж/q)⋅(Qн/24),
где Vж – объем жидкости, продавленный в пласт (м3), вычисляется либо по формуле Дюпюи, либо по значению приемистости при данном давлении закачки во время промывки.
Скважинные штанговые насосы. Основные типы и исполнения по ОСТ 26-16-06-86. Области применения. Конструкции.ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости:
- обводненностью до 99%,
- абсолютной вязкостью до 100 мПа·с,
- содержанием твердых механических примесей до 0,5%,
- свободного газа на приеме до 25%,
- объемным содержанием сероводорода до 0,1%,
- минерализацией воды до 10 г/л и
- температурой до 130°С.
По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы
Вставные насосы типа НСВ-1 чаще применяются для эксплуатации скважин с глубиной подвески до 2500 м. Вставной насос состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. Насосы выпускаются по длине хода плунжера – до 4 метров;
У не вставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. При использовании вставных насосов в 2 - 2,5 раза  ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи не вставного.

Насосы скважинные вставные 1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – штанга; 6 –замок.
Не вставные скважинные насосы: 1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – захватный шток; 6 – ловитель
В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготавливают насосы следующих групп посадок
Группа Зазор, мм
0 До 0,045
1 0,02 - 0,07
2 0,07 – 0,12
3 0,12 – 0,17
Чем больше вязкость жидкости, тем выше группа посадки.
Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.
Не вставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.
Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах:
для НСВ 29 – 57 мм и 1,2 ÷ 6 м;   
      НСН 32 – 95 мм и 0,6 ¸ 4,5 м.
Обозначение НСН2-32-30-12-0:
 0 – группа посадки;
12х100 – наибольшая глубина спуска насоса, м;
30х100 – длина хода плунжера, мм;
32 – диаметр плунжера, мм.
Основные производственные фонды в добыче и строительстве нефтяных скважин. Показатели использования фондов.
Основные фонды (основной капитал) - это та часть промышленного капитала предприятия, которая многократно участвует в производственном процессе и переносит свою стоимость на готовый продукт по частям по мере их снашивания.

Показатели использования основных фондов (ОФ):
1.Показатели, характеризующие структуру движения ОФ:
А)Кобновления = ОФнг/ОФкг ; характеризует интенсивность ввода и поступления ОФ за определенный период.
Б)Квыбытия = ОФвыбытия/ОФнг ; хар-ет процесс ликвидации и выбытия ОФ за определенный период.
В)Кприроста = (ОФнг-ОФкг)/ОФкг ; хар-ет относительное увеличение ОФ за счет их обновления.
2.Обобщающие показатели использования ОФ:
А)Фондоотдача= Q/ОФсг, где Q – годовой объем продукции, ОФсг – среднегодовая стоимость ОФ; хар-ет уровень эффективности использования ОФ и отражает объем продукции, приходящийся на 1 руб.
Б)Фондоемкость = ОФсг/Q, где Q – годовой объем продукции, ОФсг – среднегодовая стоимость ОФ; отражает стоимость ОФ, приходящуюся на 1 руб реализованной продукции.
В)Фондовооруженность= ОФсг/Ч, где ОФсг – среднегодовая стоимость ОФ, Ч – среднесписочная числ-ть персонала,
3.Показатели экстенсивного и интенсивного использования ОФ:
А)Кэкс = Тф/Тк, где Тф- фактическое отработанное время машинами и оборудование, Тк – календарный фонд времени;
В нефтегазодобыче:
- Кисп-ия скв. = Сэ/Ск. (числ. в скв-мес.)
- Кэкспл-ии = Сэ/Скд; отношение суммарного времени работы скв. В скв-мес к суммарному календарному времени действующего фонда скважин.
Б)Кинтенсив = Qф/Qпл ; отн-ие фактич.производительности оборудования к плановой.
В)Кинтегр = Кэкст*Кинтенс.

Билет 20
Коллекторские свойства продуктивного пласта. Пористость, проницаемость, насыщенность нефтью, газом и др. Методы определения (по керну, по ГДИ, по ГИС). Анизотропия коллекторов.
Кратко по методам определения:
1) Пористость:
- лаб.: метод Преображенского, газовые порозиметры
- ГИС: нейтронные, акустические методы и методы сопротивления
2) Кавернозность:
2.1) Микрокавернозность (пустоты до 2 мм в диаметре):
- лабораторные методы;
- ГИС: нейтронные методы;
2.2) Макрокавернозность (более 2 мм):
- ГИС
3) Трещиноватость:
3.1) Макротрещины (ширина трещин >50 мкм):
- визуальные (фотографии, акустические фотографии)
- ГДИС
- ГИС (метод двух растворов)
3.2) Микротрещины (менее 40…50 мкм):
- изучение шлифов (площадь до 2000 мм2)
- изучение образцов керна (кубики со стороной до 5 см)
4) Проницаемость:
- лаб.
- ГДИС
5) Остаточная водонасыщенность:
- лаб.: приборы Дина и Старка, Закса; центрифугирование
- ГИС: методы сопротивления (определение параметра нефтегазонасыщенности, или коэффициента увеличения сопротивления)
6) Неоднородность:
6.1) Макронеоднородность
- ГИС по всему фонду скважин
6.2) Микронеоднородность
- вероятностно-статистические методы (по керну)
- ГИС
Емкостные свойства коллекторов нефти и газа обусловливаются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью.
Под пористостью горной породы понимается наличие в ней первичных межгранулярных пор. Различают пористость полную (абсолютную) и открытую. Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Открытая пористость образуется сообщающимися порами.
По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные диаметром 2-0,5мм; 2) капиллярные 0,5-0,0002 мм; 3) субкапиллярные - менее 0,0002мм.
По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут, породы практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы плотные известняки и др.).
Коэффициентом полной пористости kп называется отношение суммарного объема всех пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр.
kп = Vпор/ Vобр. = (Vобр-Vзер)/Vобр
где Vзер - суммарный объем зерен.
Коэффициентом открытой пористости kп.о называется отношение суммарного объема открытых, сообщающихся пор Vп.о к видимому объему образца:
kп.о = Vп.о/ Vобр.
При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости kп.о, который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин (методов сопротивления, нейтронных и акустического). Существует несколько способов определения kп.о по образцам. Наиболее широко применяются методы И.А. Преображенского и с использованием газового порозиметра. Поровыми в основном являются терригенные коллекторы и переотложенные карбонатные.
Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым - с рассеянными в породе более крупными кавернами - вплоть до нескольких сантиметров.
Коэффициент кавернозности Kк равен отношению объема каверн Vк к видимому объему образца Vобр
Kк= Vк/ Vобр
Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность оценивается по геофизическим данным.
Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам.
Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин.
Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной Т и поверхностной П плотностью трещин: Т = S/V; П= l/F,
где S - суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; l-суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхностью площадью F.
Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин.
Г = ∆n/∆Lгде ∆n - число трещин, пересекающих линию длиной ∆L, перпендикулярную к направлению их простирания. Размерность густоты трещин - 1/м.
Трещинная емкость Кт по данным исследования шлифа под микроскопом равна
Кт = bl/F
где b - раскрытость трещин в шлифе; l - суммарная протяженность всех трещин в шлифе; F - площадь шлифа.
Интенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зависят от литологического состава пород.
По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 - 50 мкм и микротрещины шириной до 40 - 50 мкм.
Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.
Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных фотокамер или телекамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин. Из геофизических методов изучения трещиноватых пород применяют метод двух растворов, согласно которому в скважине дважды с двумя разными промывочными жидкостями определяют удельное сопротивление пластов по данным бокового каротажа.
Микротрещиноватость изучают на образцах на больших шлифах с площадью до 2000 мм2 или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см.
Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей.
Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью, Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.
Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости kпр .Значение kпр в лабораторных условиях обычно определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:
v = (kпр∆p)/μ∆L,
где v - скорость фильтрации; μ - вязкость газа (жидкости); ∆p - перепад давления; ∆L - длина образца. В этом уравнении коэффициент пропорциональности kпр представляет собой коэффициент абсолютной проницаемости.
Скорость фильтрации v можно определить следующим образом:
v = Q/F где Q - объемный расход газа (жидкости) через образец в единицу времени, приведенный к давлению и температуре газа в образце; F- площадь фильтрационного сечения образца.
Для определения абсолютной проницаемости пользуются формулой, полученной из (1) и (2):
kпр = (Q μ∆L)/( ∆p F)
Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.
В Международной системе единиц (СИ) за единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с Размерность единиц - м2. Физический смысл размерности kпр (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.
Фазовой называется проницаемость kпр.ф пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств.
Относительной проницаемостью kпр.о пород называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной. Проницаемость пород можно определить путем исследования их образцов, а также по результатам гидродинамических исследований скважин.
Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот.
Определение коэффициентов нефтегазоводонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии.
Коэффициентом нефтенасыщенности Kн (газонасыщенности Kг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.
Коэффициентом водонасыщенности Kв коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.
Иногда Kн, Kг, Kв выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.
Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:
для нефтенасыщенного коллектора
Kн + Kв = 1
для газонасыщенного коллектора Kг + Kв = 1
для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть
Kг + Kн + Kв = 1
Значения коэффициентов нефтегазонасыщенности находят, определив содержание остаточной воды, из соотношений:
Kн = 1 - Kв
Kг = 1 - Kв
Коэффициент водонасыщенности может быть наиболее надежно определен, если керн выбуривается при использовании промывочной жидкости, не проникающей в пласт, например на нефтяной основе.
Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С. Л. Закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти. Быстро и просто количество связанной воды определяется методом центрифугирования. По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасыщенности определяют через величину Рн, называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:
Рн = pн.п/ pв.п
где pн.п -удельное электрическое сопротивление продуктивного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; рвп -удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры.
Между параметрами нефтегазонасыщения и коэффициентом водонасыщения существует зависимость
Рн = 1/Kвпгде п - показатель, зависящий от литологической характеристики пород и свойств нефти и воды; он может меняться в диапазоне 1,73 - 4,33, в большинстве случаев принимается равным 2.
Определив значение Kв, находят значения Kн и Kг
Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобными.
По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10% остаточной воды (К < 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными.
Для подсчета запасов, определения нефтегазоотдачи:
Эффективная пористость Kп.эф , - это доля пор, занятая нефтью или газом, т.е. значение открытой пористости за вычетом коэффициента остаточной водонасыщенности. Динамическая пористость Kп.д - это объем пор, в которых возможно движение нефти или газа при их извлечении из пласта. При этом следует иметь в виду, что нефть и газ извлекаются при разработке не полностью, в результате чего по окончании эксплуатации пласт содержит некоторую остаточную нефтенасыщенность Кон (или газонасыщенность Ког)
Kп.эф = Kп.о(1- Kв)
Kп.д = Kп.о(1- Kв- Kо.н)
Под геологической неоднородностью (анизотропия) понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи.
Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов.
Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам.
Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки:
моделировать форму сложного геологического тела (пород-коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа
выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи;
определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект;
обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;
прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой;
подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.
Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости.
Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа –вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин.
Изучение микронеоднородности позволяет:
определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;
прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом;
оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.
оборудование для отделения жидкости от газа. Нефтяные сепараторы. Принципы действия и конструкции сепараторов. Показатели технического совершенства сепараторов.СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ ОТ ГАЗА
Сепарация газа от нефти начинается как только давление снизится до давления насыщения.
Сепарацию нефти осуществляют, как правило, в несколько ступеней.
Ступенью сепарации называется отделение газа от нефти при определенных давлении и температуре. Нефтегазовую (нефтеводогазовую) смесь из скважин сепарируют сначала при высоком давлении на первой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа. Затем нефть поступает на сепарацию при среднем и низком давлениях, где она окончательно разгазируется.
Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории:
1. по назначению: замерные и сепарирующие;
2. по геометрической форме: цилиндрические, сферические;
3. по положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и наклонные;
4. по характеру основных действующих сил: гравитационные, инерционные, центробежные, ультразвуковые и т.д.
5. по технологическому назначению: - двухфазные - применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу;
- трехфазные - служат для разделения потока на нефть, газ и воду;- сепараторы первой ступени сепарации – рассчитаны на максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации;
- концевые сепараторы - применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары;
- сепараторы-делители потока – используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы;
- сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный ввод жидкости и газа в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу;

Рис. 4.1. Схема вертикального сепаратора
6. по рабочему давлению:
высокого давления более 4 МПа;
среднего давления 2,5 – 4 МПа;
низкого давления до 0,6 МПа;
вакуумные (давление ниже атмосферного).
Рассмотрим основные принципы технологических процессов промысловой подготовки нефти и воды. Продукция нефтяных скважин прежде всего подвергается процессу сепарации (отделению от нефти газа, а также воды). Сепарацию нефти выполняют в специальных агрегатах-сепараторах, которые бывают вертикальными и горизонтальными. Вертикальный сепаратор (рис. 4.3) состоит из четырех секций.

Рис. 4.3. Вертикальный сепаратор:
I - основная сепарационная секция; II  осадительная секция;
III - секция сбора нефти; IV  секция каплеудаления.1 - патрубок ввода газожидкой смеси; 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор давления "до себя" на линии отвода; 4 - жалюзный каплеуловитель; 5  предохранительный клапан; 6  наклонные полки; 7 - поплавок; 8  регулятор уровня и линии отвода нефти; 9 - линия сбора шлама; 10  перегородки; 11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба

Рис. 4.4. Горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа:
1 - входной трубопровод; 2 - вилка для предварительного отбора газа; 3 - каплеуловитель (сепаратор газа); 4 - жалюзийные насадки; 5 - газопровод с регулятором давления "до себя"; 6  предохранительный клапан; 7 - корпус сепаратора; 8 - поплавок; 9 - пеногасители; 10  наклонные полки
Секция 1 - это секция интенсивного выделения газа из нефти. Газоводонефтяная смесь под большим давлением поступает в рабочее пространство сепаратора с увеличенным объемом. За счет резкого снижения скорости потока вода и газ отделяются от нефти и поступают: вода в нижние секции, а газ удаляется из сепаратора через верхний патрубок. Повышенный эффект сепарации обеспечивается при тангенциальном подводе газа в сепаратор. В этом случае поток газоводонефтяной смеси попадает в рабочее пространство цилиндрического корпуса сепаратора по касательной и перемещается путем вращения по стенкам корпуса, что создает оптимальные условия для отделения воды и газа, затем нефть поступает в секцию II сепаратора, где стекает под действием тяжести вниз по наклонным полкам тонким слоем. Это создает лучшие условия для выделения газа из нефти за счет снижения толщины ее слоя и увеличения времени пребывания смеси в секции II. После секции II нефть попадает в секцию III - сбора нефти. Секция IV - каплеудаления предназначена для улавливания капель жидкости, увлекаемых выходящим потоком газа.
Горизонтальные сепараторы имеют ряд преимуществ перед вертикальными: большую пропускную способность и более высокий эффект сепарации. Принцип работы горизонтальных сепараторов аналогичен вертикальным. Но за счет того, что в горизонтальных сепараторах капли жидкости падают перпендикулярно к потоку газа, а не навстречу ему, как в вертикальных сепараторах, горизонтальные сепараторы имеют большую пропускную способность.
Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства и предварительный отбор газа перед входом в сепаратор. В гидроциклоне входящий газожидкостный поток приводится во вращательное движение, капли нефти как более тяжелые под давлением центробежной силы отбрасываются на стенки трубы, а газовая струя перемещается в корпусе сепаратора. Горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа отличается тем, что нефтегазовая смесь вводится в корпус сепаратора по наклонным участкам трубопровода (рис. 4.4). Уклон входного трубопровода 1- 10÷150. При подъеме и последующем спуске по входному трубопроводу происходит разделение жидкости и газа, и газ по газоотводящим трубкам отводится к каплеулавливателю и после этого направляется в газовод, вместе с газом, отделенным в корпусе сепаратора, направляется на ГПЗ. Обезвоживание и обессоливание нефти – взаимосвязанные процессы, т.к. основная масса солей сосредоточена в пластовой воде и удаление воды приводит одновременно к обессоливанию нефти.
Немного теории почитай:
Принципиальное устройство сепараторов
Нефтегазовая смесь под давлением через патрубок поступает к раздаточному коллектору (4), имеющему по всей длине щель для выхода смеси (рис.4.1). Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости (10), увеличивающие путь движения нефти и облегчающие выделение окклюдированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка (3) жалюзийного типа. Капли нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке, стекают в поддон и по дренажной трубе направляются в нижнюю часть сепаратора. За насадкой по ходу потока газа установлена перегородка с большим числом отверстий, выполненных по принципу пропуска равных расходов, выравнивающая скорость движения газа.
В сепараторе любого типа различают четыре секции. Рассмотрим их на примере вертикального гравитационного сепаратора (рис.4.1).
I - основная сепарационная секция, служащая для отделения нефти от газа; на работу этой секции большое влияние оказывает конструкция ввода продукции скважин (5) (тангенциальный, радиальный, использование насадок-диспергаторов, диспергирующих газожидкостный поток и создающих высокую поверхность раздела фаз, увеличивая дисперсность системы. В результате этого происходит интенсивное выделение газа из нефти).

II - осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из I секции. Для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа, нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти и эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости могут быть изготовлены с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти (это происходит благодаря разрушению газо-жидкостных структур за счет волнового движения).

III - секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная для сбора и вывода нефти из сепаратора; нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии или в смеси с газом - в зависимости от эффективности работы I и II секций и времени прибывания нефти в аппарате.
Слой пены оказывает значительное сопротивление выделению газа из всплывающих пузырьков.
Поэтому продолжительность пребывания нефти в сепараторе при наличии слоя пены в сепараторе может быть увеличена в несколько раз. При достижении определенной высоты пена может подхватываться потоком газа и уноситься из сепаратора. Замечено, что тяжелые нефти более склонны к пенообразованию, чем легкие.
IV- каплеуловительная секция расположена в верхней части сепаратора и служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа. Каплеуловительная секция конструктивно может быть различной и работа ее может основываться на одном или нескольких принципах, например:
- столкновение потока газа с различного рода препятствиями: прилипание капель жидкости, силы адгезии;
- изменение направления потока: силы инерции;
- изменение скорости потока;
- использование центробежной силы;
- использование коалесцирующей набивки (металлические сетки) для слияния мелких капель жидкости в более крупные.
Итак, перемещаясь в сторону пониженного давления, газ в виде пузырьков, расширяющихся и соединяющихся в более крупные, увлекает нефть и, в то же время, опережает ее. Процесс этот продолжается до входа в сепаратор. Перед входом в сепаратор продукция скважины всегда состоит из двух фаз - жидкой и газовой. Соотношение между объемами фаз зависит от состава нефти в пластовых условиях, давления насыщения и давления в сепараторе.
Если, например, в скважину поступает из пласта нефть, то к нефтегазовому сепаратору подойдут газ, выделившийся из нефти вследствие снижения давления от давления насыщения до давления, установленного в сепараторе, и оставшаяся нефть с окклюдированным газом, т.е. пузырьками газа, захваченными нефтью или не успевшими из нее выделиться.
Основной процесс в нефтегазовом сепараторе - отделение свободного газа и выделение из нефти окклюдированного газа.
Кроме сепарации газа в сепараторе происходят и другие процессы: очистка газа от частиц жидкости и подъем пузырьков газа окклюдированных в слое нефти, находящейся в секции сбора жидкости.
Из всех типов сепараторов (гравитационные, инерционные (жалюзийные), центробежные и ультразвуковые) сравнительно легко поддаются расчету только гравитационные, жалюзийные и гидроциклонные.
Эффективность работы сепаратора оценивается двумя показателями:
1) количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции;
2) количеством газа, уносимого потоком нефти (жидкости) из секции сбора нефти.
Коэффициенты уноса определяют по формулам:
(4.33)
(4.34)
где qЖ – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком газа, м3/ч;
qГ - объемный расход окклюдированного газа, уносимого потоком жидкости, м3/ч;
QГ - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м3/ч;
QЖ - объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, при рабочих температуре и давлении, м3/ч.Чем меньше величина этих показателей, тем эффективнее работа сепаратора.
По практическим данным приняты временные нормы, по которым Кж  50 см3/1000 м3 газа и КГ  0,02 м3/м3.
Эффективность процесса сепарации зависит от следующих факторов:
1) средняя скорость газа в свободном сечении сепаратора. Значения WmaxГ – для различных конструкций сепараторов могут изменяться от 0,1 до 0,55 м/с. Степень очистки газа от жидкости в зависимости от скорости газа представлена на рис.4.3.2) время задержки жидкости в сепараторе фЗ: чем больше время пребывания жидкости в сепараторе, тем большее количество захваченных нефтью пузырьков газа успеют выделиться из нее в сепараторе, тем самым уменьшив КГ.
3) физико-химические свойства нефти и газа: вязкости, поверхностного натяжения, способности к пенообразованию.
Для невспенивающейся нефти время задержки изменяется от 1 до 5 мин. Для вспенивающейся – от 5 до 20 мин. Выбор конкретного фЗ для различных условий сепарации производится только по результатам исследования уноса жидкости и газа.
Нефть тем легче подвергается процессу разгазирования, чем меньшим поверхностным натяжением она обладает на границе с газом (паром).
4) конструктивные особенности сепаратора: способ ввода продукции скважин, наличие полок, каплеуловительных насадок и др.
5) уровень жидкости в сепараторе. Слой жидкости внизу сепаратора является гидрозатвором, чтобы газ не попал в нефтесборный коллектор.
6) расход нефтегазовой смеси: при большом расходе увеличивается коэффициент уноса газа, т.к. весь газ не успевает выделиться. Для уменьшения КГ следует увеличить количество сепараторов. При высоком газовом факторе увеличение коэффициента уноса возможно и при небольшом расходе.
7) давление и температура в сепараторе.
На количество газа, уносимого нефтью из сепаратора, при одной и той же дисперсности газо-жидкостной системы влияет давление сепарации. Вес газового пузырька в слое нефти в сепараторе зависит от его диаметра и от установленного в нем давления.
Показать это можно следующим образом. Пусть Р2>P1. Вес пузырька будет:

Если принять, что вес газа, заключенного в пузырьке при разных давлениях, будет одинаков, то получим
(4.35)
Отсюда:
(4.36)
Из уравнения (4.36) следует, что при повышении давления сепарации диаметр пузырька газа уменьшается при сохранении его веса. Отсюда можно предположить, что при повышении давления сепарации увеличится унос нефтью мелких и в то же время более тяжелых пузырьков, которые при низком давлении всплывают в слое нефти, так как по формуле Стокса (4.12) скорость всплытия связана с квадратом диаметра пузырька.
Следовательно, при повышении давления сепарации коэффициент уноса газа увеличится. Это хорошо иллюстрируется рис.4.3.
Повышение температуры нефти приведет к снижению ее вязкости и, следовательно, к увеличению скорости всплытия пузырька газа. Следовательно, повышение температуры приведет к уменьшению коэффициента уноса газа нефтью КГ.
Условия образований водонефтяных эмульсий при добыче нефти. Механизм образования дисперсной фазы в нефтепромысловом оборудовании.
Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вызывает серьезные осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти, связанные с образованием нефтяных эмульсий, которые обладают высокими вязкостью и стойкостью к разрушению. При образовании стойких эмульсий снижаются показатели безотказности работы насосных установок из-за увеличения количества обрывов штанг ШГНУ, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок погружного электродвигателя. Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды. С необходимостью разрушения стойких эмульсий связан также наибольший рост энерго- и металлоемкости.
К естественным стабилизаторам эмульсий относят содержащиеся в нефти асфальтены, смолы, нафтены и парафины, являющиеся природными ПАВ. К ним относят мельчайшие твердые частицы веществ (глина, кварц, соли и т. д.), находящихся в продукции скважин во взвешенном состоянии. Они обладают способностью адсорбироваться на поверхности раздела фаз. Образующаяся пленка эмульгаторов, называющаяся защитной пленкой, изолирует капельки жидкости и частички твердой фазы и не дает им объединиться в более крупное скопление. Эмульгированию способствуют перемешивание пластовых флюидов в насосных установках и присутствие газовой фазы, осуществляющей массоперенос в жидкостях.
В скважинах, оборудованных УЭЦН, образование эмульсий происходит наиболее интенсивно. Согласно исследованиям, формирование дисперсной структуры эмульсии в УЭЦН завершается на первых сорока ступенях насоса.
С повышением вязкости и плотности нефти вязкость эмульсий, образовавшихся в УЭЦН, возрастает, а их стойкость увеличивается.
При добыче нефти штанговыми насосами особенно сильное эмульгирование происходит в клапанных узлах насосов и резьбовых соединениях НКТ. Эмульсия начинает формироваться при движении жидкости через насос. В дальнейшем эмульгирование нефти протекает в НКТ за счет турбулизации потока при омывании встречных конструктивных элементов труб (например, муфт штанговых колонн).

Билет 21
Проектирование, диагностика и оптимизация работы установок скважинных штанговых насосов. Технологический режим работы скважин. Исследование работы УСШН.
Отличительная особенность штанговой скважинно-насосной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.
Проектирование.
1. Задаются набором исходных данных для расчета зависимостей объемного коэффициента нефти и количества растворенного в нефти газа от давления.
2. Строится кривая распределения давления по стволу скважины.
3. Выбирается глубина спуска насоса.
4. Выбор скважинного штангового насоса (тип и размер насоса)
5. Выбор колонны насосно-компрессорных труб. Диаметр НКТ выбирается в зависимости от типа и условного размера скважинного штангового насоса.
6. По кривой распределения давления определяются давление и газосодержание на его приеме.
7. Вычисляется коэффициент сепарации газа и трубный газовый фактор.
8. По методике Ф.Поэттмана и П.Карпентера рассчитывается давление на выходе из насоса Рвых.
9. Определяется максимальный перепад давления.
10. Вычисляются утечки в зазоре плунжерной пары, коэффициент наполнения насоса и коэффициент, учитывающий количество растворенного в нефти газа; затем подбираются длина хода плунжера и число ходов, которые бы обеспечивали необходимую подачу насоса по газожидкостной смеси;
11. Подбирается конструкция штанговой колонны. Затем определяются: потери хода плунжера от упругих деформаций штанг lшт и труб lтр и длина хода полированного штока S,
12.Силы сопротивления, действующие при работе установки;
13.Максимальный крутящий момент на кривошипном валу редуктора станка-качалки.
14.Выбирается станок-качалка.
15.Рассчитываются мощность, затрачиваемая на подъем жидкости, полная и полезная, потери энергии в подземной и наземной частях установки, удельный расход энергии и к.п.д. установки.
16.Рассчитываются экономические показатели
Оптимизация. При эксплуатации скважин ШГН максимально возможный дебит скважины обеспечивается сочетанием параметров эксплуатации глубиннонасосного оборудования и геолого-технической характеристики скважины. Подача ШГН при прочих равных условиях в основном зависит от его диаметра.
В качестве оптимального выбирают диаметр насоса, который в условиях эксплуатации данной скважины обеспечивает максимальный дебит.
Если отбор жидкости из скважины ограничен, то оптимизацию проводят по критерию минимальной нагрузки на колонну штанг, что обеспечивает минимальные эксплуатационные затраты из-за увеличения межремонтного периода эксплуатации скважин.
Диагностика. Существующая методика динамометрирования позволяет качественно правильно оценивать условия работы насосов
- Определение давления у приема насоса.
Технологический режим работы ШНГ:
Подача насоса: Q=1440FSnкп
Коэффициент подачи (кп)– может изменятся 0 до 1, работа насоса нормальная, если кп = 0,6 – 0,8. На него влияют: деформация штанг и труб, усадка жидкости, степень наполнения насоса жидкостью, утечки жидкости.
Исследование работы
Скважины, оборудованные ШСНУ, исследуют в основном при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q(Δр) и зависимости Q от режимных параметров работы установки.
Для исследования скважин эхометрированием в последних устанавливают репера, служащие для определения скорости звука в затрубном пространстве, несколько выше предполагаемого статического уровня жидкости в скважине. Для повышения точности замеров рекомендуется устанавливать два репера: один несколько выше динамического уровня, второй – на 100 м выше первого. Репер, представляющий собой патрубок длиной 300-400 мм, устанавливают на НКТ концентрически.
Способы регулирования режима работы УСШН
Изменение режима работы – это изменение производительности насоса.
V=Fпл∙Sпл∙n
Теоретическая производительность насоса:
Qт=1440∙F∙S∙n=1440∙0,785∙Dпл2∙S∙n,
Где 1440 – число минут в сутках; D-диаметр плунжера насоса, м; S- длина хода полированного штока, м; n-число качаний в мин.; F- площадь поперечного сечения плунжера;
Фактическая подача насоса по динамограмме:
Qф=1440∙F∙l1∙n=1440∙0,785∙Dпл2∙l1∙nQт=Qфα , где α = β∙γ∙χ∙b,
где α- коэф. подачи (показывает, на сколько хуже насос будет работать в скв. условиях); χ - утечки в насосе (в подземном оборудовании); b- коэф. усадки нефти; β- коэф. наполнения насоса; γ- коэф. упругих деформации штанг и труб.
Существует 2 способа регулирования. Это изменение длины хода полированного штока (меняется длина хода плунжера Sпл.) и числа качаний головки балансира в минуту n. Предпочтительнее первое. Увеличение длины хода штока можно осуществить за счет смещения шатуна на кривошипе дальше от оси. Число качаний балансира меняется за счет:
- изменение передаточного отношения с помощью изменения диаметра шкива редуктора
- замена электродвигателя
- изменения местоположения шкива
- использование в приводе частотно-регулированного параметра
- ступенчатое регулирование вращения вала электродвигателя с помощью обмоток
- использование дополнительного червячного редуктора между электродвигателем и основным редуктором для тихоходных приводов
Также можно менять параметры глубинного насоса (изменение площади поперечного сечения плунжера Fпл.).
На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы. К постоянным факторам можно отнести: влияние свободного газа в откачиваемой смеси; уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб; уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах. К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести: утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости; утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии; утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.Совершенствование системы обслуживания дожимных насосных станций при ее комплексной автоматизации


Физико-химические методы воздействия на ПЗП, область применения, механизм воздействия. Типы применяемых ПАВ. Технология обработки растворами ПАВ.
Ибрагимов, Мищенко относят к физико-химическим методы:
кислотные обработки (соляная, плавиковая, сульфаминовая кислота и др.)
воздействие растворителями (нефтерастворимые - гексановая фракция, толуол, бензол, ШФЛУ и др., водорастворимые – ацетон, метиловый спирт, этиленгликоль и др.)
обработка растворами ПАВ (водные растворы: ОП-10, превоцел, неонол, карпатол, сульфанол; растворы на УВ основе: ОП-4, стеарокс-6, ИХН-60 и др.)ингибиторы солеотложений, вкл. комплексоны, сульфосоединения и этиленгликоль
воздействие водо- и нефтерастворимыми растворителями и их продавка нефтью
обработка глинистых растворов добавками ОЖК (оксиэтилированная жирная кислота) и ОЖКМ
Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) основывается на повышении нефтеотмывающих свойств воды и активации полимерных и диффузных процессов вытеснения при снижении межфазного натяжения на границе раздела нефть – вода. Адсорбируясь на поверхности капель нефти и воды, ПАВ препятствует коалесценции капель и прикреплению их к породе. При низком поверхностном натяжении капли нефти легко деформируются, уменьшая тем самым работу, необходимую для проталкивания их через сужения пор.
Моющее действие водных растворов ПАВ проявляется и по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, что приводит к разрыву пленки и диспергированию нефти в водной фазе, а также к стабилизации дисперсии. Адсорбируясь на поверхности раздела фаз и вытеснив активные компоненты, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах пласта, благодаря чему ускоряется процесс капиллярного впитывания воды. В результате действия перечисленных факторов снижается давление нагнетания, уменьшается удельный расход воды, повышается воздействие на пласт, возрастает темп отбора и уменьшаются сроки разработки (Хисамов, Газизов – Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием).
Некоторые ПАВ, кроме уменьшения поверхностного натяжения, содействуют еще и гидрофобизации поверхности поровых каналов, т.е. ухудшают их способность смачиваться водой. При этом нефть легко расплывается по поверхности поровых каналов, вытесняя оттуда пленочную воду. Та в свою очередь превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти в скважину. Таким образом повышается водоотдача ПЗП и снижается ее водонасыщенность, что приводит к повышению фазовой проницаемости для нефти.
Технология обработки аналогична СКО, радиус зоны обработки принимается 0,5-2 м, качают 0,8-2 м3/м, осваивают скважину после 2-3 сут.

Билет 22
Фонтанный способ добычи нефти. Условие фонтанирования. Освоение фонтанных скважин. Исследование фонтанных скважин и установление оптимального технологического режима их работы.
Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород.
Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае, когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всего основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения, т.е. Ру > Рнас.
Освоение и пуск в работу фонтанных скважин
Как отмечалось, приток нефти из продуктивного пласта к забою скважин может быть в том случае, когда забойное давление ниже пластового давления. После завершения бурения обычно ствол скважины заполнен глинистым раствором. Плотность глинистого раствора приготавливается такой, чтобы давление столба этого раствора в скважине превышало пластовое давление, т.е. Рзаб > Рпл. В этом случае вызвать приток нефти к забою скважины из пласта возможно или за счет снижения столба жидкости в скважине, или за счет уменьшения плотности жидкости, заполняющей скважину.
Исследование фонтанных скважин и установление технологического режима их работы
Для установления технологического режима работы фонтанных скважин периодически проводят их исследования по методу установившихся пробных откачек и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважин. Изменение режимов (дебитов) работы скважин проводят с помощью смены штуцеров (диаметров отверстий в штуцере).
Метод пробных откачек применяется для определения продуктивности скважин и установления технологического режима ее работы. По кривой восстановления забойного давления определяют параметры пласта. Широкое применение при исследованиях фонтанных скважин получил метод пробных откачек с целью построения индикаторных линий зависимости дебита нефти от перепада давления, определения коэффициента продуктивности, газового фактора, содержания воды и механических примесей в нефти (жидкости) при различных режимах работы скважин. Отбор глубинных проб жидкости осуществляют с помощью глубинных пробоотборников, спускаемых так же, как и глубинные манометры.
Дебит скважин замеряют на групповых замерных установках. Для отбора проб нефти на выкидной линии у устья скважины устанавливается краник, через который отбирается проба нефти и затем в промысловой лаборатории определяется процентное содержание воды в нефти.
Фонтанная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Фонтанная елка состоит из тройников, задвижек, устанавливаемых на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них.
Оборудование наземное и скважинное (ЭЦН, газосепаратор, диспергатор, гидрозащита, ПЭД). Рабочая характеристика. Принцип подбора УЭЦН. Монтаж и эксплуатация УЭЦН.
Схема установки скважинного центробежного насоса с электроприводом: 1—компенсатор; 2 — погружной электродвигатель; 3 — гидрозащита; 4 — приемная сетка насоса; 5 — насос; 6 — плоский кабель; 7 — обратный клапан; 8 — хомут, крепящий кабель к трубам; 9 — спускной клапан; 10 — круглый кабель; 11— колонна НКТ; 12 — оборудование устья; 13 — опоры кабеля; 14 — трансформатор; 15 — станция управления
Скважинный насос многоступенчатый и имеет до 80-400 ступеней. Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Погружной электродвигатель – маслозаполненный, герметизированный. Для предотвращения попадания в него пластовой воды имеется узел гидрозащиты. Вал двигателя соединен с валом гидрозащиты и через него с валом насоса.
Электроэнергия с поверхности к двигателю подается по кабелю. Рядом с НКТ идет круглый, а около насосного агрегата - плоский кабель.
Газосепараторы. Позволяют отделить часть газа до его входа в насос. Имеет центробежный принцип действия (но не колесо, а шнек). Вал вращается. Т.к. среда не однородная, то к стенке отделяется более тяжелая среда (жидкость), а в центре около вала остается газ. Есть специальное устройство, которое переводит газ в затрубье и газ из затрубья отделяется.Применение диспергаторов позволяет увеличить допускаемое значение объемного содержания газа на приеме насоса от 10 до 25% за счет образования тонкодисперсной структуры среды. Рекомендуются к применению в обводненных скважинах, образующих вязкую эмульсию, т.к. способствуют разрушению ее структуры. Диспергаторы могут устанавливаться как внутри насоса, так и вне его.
Гидрозащита предназначена для увеличения работоспособности погружного электродвигателя. Предохраняет его от попадания во внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсирующей изменение объема жидкости в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также при утечке масла через негерметичные элементы конструкции.
Гидравлическая характеристика погружного электроцентробежного насоса (ПЭЦН) "мягкая", дается заводом-изготовителем при работе насоса на воде плотностью  = 1000 кг/м3 (количество ступеней – 100) и представляет собой зависимости (рис. 10.2): напора  от подачи  (); коэффициента полезного действия КПД –  от  ( ); мощности  от  (на рисунке не показано). При закрытой задвижке и подаче , насос развивает максимальный напор Hmax (кривая 1). В этом случае КПД равен нулю. Если насос работает без подъема жидкости (, ), подача его максимальна ( ).

Рис. 10.2.  Гидравлическая характеристика ПЭЦН
Наиболее целесообразная область работы насоса – зона максимального КПД (кривая 2). Значение  достигает 0,5  0,6. Режим эксплуатации насоса, когда напор  и подачи  соответствуют точке с максимальным КПД, называют оптимальным (точка ).
Под режимом эксплуатации насоса понимается пересечение гидравлической характеристики насоса (кривая 1) с его "внешней сетью", в данном случае гидродинамической характеристикой скважины (кривая 3).
Под гидродинамической характеристикой скважины понимается совокупная характеристика работы пласта и подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) в функции дебита (подачи) () .Задача рационального выбора компоновки УЭЦН сводится к подбору такого режима насоса, когда пересечение кривых 1 и 3 будет находиться в "рабочей зоне", которая лежит на кривой 1, где . Регулирование режима возможно как изменением характеристики насоса (изменением числа оборотов, изменением числа ступеней и др.), так и изменением характеристики "внешней сети" (изменением диаметра НКТ, применением штуцеров и др.).Методика подбора УЭЦН
1. По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому дебиту скважины
2. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб
3. По характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам — подаче и напору.
4. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.
5. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки — обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля.
Себестоимость добычи нефти. Основные эксплуатационные затраты по статьям калькуляции.
В себестоимость добычи нефти и газа включаются:
- затраты, связанные непосредственно с добычей и промысловой подготовкой нефти и газа, обусловленные технологией и организацией производства, включая расходы по контролю производственных процессов и качества выпускаемой продукции;- платежи и налоги на рекультивацию земель, плата за древесину и воду, забираемую НГДУ в пределах установленных лимитов, платежи за предельно допустимые выбросы загрязняющих веществ в окружающую среду;
- затраты на подготовку и освоение производства: затраты на подготовительные работы, связанные с организацией новых НГДУ на вновь вводимых в разработку площадях (кроме затрат, подлежащих возмещению за счет кап.вложений) и затраты на освоение новых п/п, производств, цехов (пусковые расходы, проверка готовности новых п/п ипроизводств);
- затраты некапитального характера, связанные с совершенствованием технологий и качества продукции, осуществляемые в ходе производственного процесса (не включаются затраты по созданию новых и модернизации существующих технологий, связанных с проведением НИОКР);
- затраты, связанные с изобретательством и рационализаторством, проведение опытно-промышленных работ, организация выставок, смотров, конкурсов, выплата авторских вознаграждений;
- затраты на обслуживание производственного процесса по обеспечению производства материалами, топливом, энергией, инструментом, затраты по поддержанию ОПФ в раб.состоянии (расходы на технический осмотр, тек. и кап. ремонт);
- затраты по обеспечению нормальных условий труда и ТБ (устройства, обеспечивающие ТБ, обеспечение спец.одеждой и приспособлениями, мероприятия по охране здоровья и организация отдыха);
- затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией фондов природоохранного назначения;
- затраты, связанные с управлением производства (содержание работников аппарата АО, транспортные расходы, затраты на командировки, оплата услуг банка, оплата услуг сторонних организаций, представительские расходы и т.д.);
- затраты, связанные с подготовкой и переподготовкой кадров;
- предусмотренные законодательством расходы, связанные с набором рабочей силы;
- затраты по транспортировке работников к месту работы и обратно;
- затраты по осуществлению работ вахтовым методом (в т.ч. эксплуатационные расходы на содержание вахтового поселка);
- затраты, предусмотренные законодательством за неотработанное на время на производстве (основные и дополнительные отпуска, отчисления на обяз.гос.страхование);
- платежи по обяз.страхованию имущества п/п и некоторых категорий работников;
- отчисления в отраслевые фонды (1,5% от сб/ст идет в фонд НИОКР);
- затраты, связанные с хранением и транспортировкой нефти до магистрального нефтепровода;
- затраты, связанные с организацией общественного питания в полевых условиях;
- амортизационные отчисления;
- износ нематериальных активов;
- затраты непроизводственного характера (потери от брака, от простоев, недостачи если нет виновных лиц, пособия в связи с утратой трудоспособности, выплаты при реорганизации п/п и сокращении, затраты по содержанию перевалочных баз и т.д.)
Эксплуатационные затраты по статьям калькуляции:
- расходы на энергию по извлечению нефти (вспомогательные материалы и затраты на электроэнергию);
- расходы по искусственному воздействию на пласт (затраты на закачиваемый агент и аморт. отчисления нагнетат.скважин);
- амортизация скважин;
- расходы по сбору и транспортировке нефти;
- расходы по сбору и транспортировке газа;
- расходы по технологической подготовке нефти (стоимость реагентов, содержание и АО ОФ подготовки нефти, потери нефти, АО поглощающих скважин);
- расходы на подготовку и освоение производства;
- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (содержание и эксплуатация наземного и подземного оборудования).

Билет 23 эксплуатация малодебитных скважин. Причины и выбор режима периодической эксплуатации скважин.
Производительность штанговой глубинной установки, даже при применении насосов с малым диаметром плунжера и малой длиной хода полированного штока зачастую бывает выше, чем приток жидкости из пласта.
При этом насос быстро откачивает накапливающуюся в скважине жидкость, уровень ее снижается до приема насоса и коэффициент подачи насоса резко падает. Режим работы насосной установки при этом характеризуется неуравновешенностью станка-качалки, что приводит к быстрому ее износу.
С целью уменьшения нерационального расхода электроэнергии и увеличения межремонтного срока службы оборудования такие скважины переводят на периодическую эксплуатацию. В этом случае скважины эксплуатируют периодически с остановками работы насосной установки для накопления жидкости в скважине. Переводить на периодическую эксплуатацию лучше скважины, не выносящие песка, имеющие низкие коэффициенты продуктивности и сравнительно высокие статические уровни. Переводить на периодическую эксплуатацию скважины с низким и быстро восстанавливающимся уровнем не целесообразно, так как в таких условиях необходимо будет часто останавливать и запускать станок-качалку.
При переводе скважины на периодическую эксплуатацию необходимо знать дебит скважины, потери добычи нефти за счет простоя скважины во время накопления жидкости, оптимальное время накопления и откачки жидкости. С учетом всех этих данных можно рассчитать экономическую эффективность перевода скважин на периодическую эксплуатацию. Эффективность периодической эксплуатации увеличивается с применением местной автоматики.
Установки комплексной подготовки нефти. Структурная схема УКПН. Обезвоживание. Обессоливание. Дегазирование. Сущность процессов. Применяемое оборудование.На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.4.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.

Рис. 4.1. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:
1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк
Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.
УКПН представляет собой небольшой завод по первичной (промысловой) подготовке нефти (т.е. дегазация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация). В сырую нефть (рис. 4.2), поступающую по линии I, подается деэмульгатор (по линии II). Насосом 1 нефть направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50 60°С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III, после стабилизационной колонны 8, Подогретая нефть в отстойнике первой ступени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит через смеситель 4, где смешивается с пресной водой, поступающей по линии V, для отмывки солей, и направляется в отстойник второй ступени 5 и по линии VI в электродегидратор 6. Отделенная вода отводится по линиям IY. При необходимости улучшения степени обессоливания применяют несколько смесителей, отстойников и электродегидраторов, включенных последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 направляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7. Нагрев нефти в теплообменнике 7 до 1501600С осуществляется за счет тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны 8, В стабилизационной колонне происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ. В нижней (отпарной) и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделению легких фракций. Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживается более высокая температура (до 2400С), чем температура нефти, поступающей вверх отпарной части. Температура поддерживается циркуляцией стабильной нефти из нижней части стабилизационной колонны через печь 13. Циркуляция стабильной нефти осуществляется насосом 12 по линии X. В печи 13 может также подогреваться часть нестабильной нефти, которая затем подается вверх отпарной колонны по линии XI. В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более четкое разделение на легкие и тяжелые углеводороды. Пары легких углеводородов и газ по линии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор-холодильник 9, где они охлаждаются до 30°С, основная их часть конденсируется и накапливается в емкости орошения 10. Газ и несконденсировавшиеся пары направляются по линии VIII на горелки печи 13. Конденсат (широкая фракция легких углеводородов) насосом 11 и перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется вверх стабилизационной колонны на орошение. Часто для перемещения нефти от АГЗУ до ЦПС применяют ДНС - дожимную насосную станцию, т.к. пластового давления оказывается недостаточно. На ЦПС расположены также установки по подготовке воды - УПВ, на которой вода, отделенная на УКПН от нефти, подвергается очистке от частиц механических примесей, окислов железа и т.д. и направляется в систему поддержания пластового давления (ППД). В системе ППД подготовленная вода с помощью кустовых насосных станций (КНС) под большим давлением (до 2025 МПа) через систему трубопроводов-водоводов подается к нагнетательным (инжекционным) скважинам и затем в продуктивные пласты.

рис. 4.2. Технологическая схема УКПН:
1 - насос; 2 - теплообменник; 3 - отстойник (ступень обезвоживания); 4 - смеситель (с чистой водой); 5 - отстойник (1 ступени); 6 - электродегитратор; 7 - теплообменник (150 - 1600С); 8 - стабилизированная колонна (отпарная); 9 - холодильный конденсатор (до 300С); 10 - емкость орошения; 11, 12 - насос; 13 - печь; 14 - насосОбезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.
Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -700С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.
Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 510 до 5060 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.
Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (2030 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 5070°С. При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды.
В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепаратор из подогретой до 40800С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.
Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ(установка подготовки воды) , расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.
В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.
Химические методы воздействия на ПЗП, область применения, механизм воздействия (простые СКО, глинокислотные обработки, пенокислотные обработки, термокислотные и термохимические обработки, обработка серной кислотой и др.).
КО предназначены для очистки фильтров, ПЗС, НКТ от солевых, парафинистых отложений и продуктов коррозии. Под воздействием СКО и ее модификаций образуются каверны, каналы растворения.
Виды СКО:
кислотные ванны (объем, чтобы покрыть весь пласт по толщине)
простые СКО
КО под давлением (с пакером и при закрытом затрубе, нагнетание в малопроницаемые пласты)
пенокислотные (ПКО)
поинтервальные (ступенчатые) (для охвата пласта или его отдельных продук. пропластков)
кислотоструйные (гидромониторные) (+мех. разрушение, очистка от цемент. и глинистой корок)
термохимические
термокислотные (магний)
КО в динамическом режиме (для высокой неоднородности пластов; повышение реакционной способности слабых р-ров кислот; за счет ступенчатого снижения давления идет вывод продуктов реакции до окончания реакции)
ЖФО (экзотермич. окисление изомасляного альдегида кислородом в присутствии азотной к-ты непосредств. в ПЗП. Р-ли разрушают пленку на г/п, а к-та реагирует. Образование к-ты в ПЗП – нет коррозии НКТ. Продукты р-ии р-мы в воде и дают св-ва ПАВ)Длительность СКО 8…24 ч.
ПКО применяют при значительной толщине продукт. пласта и при низких Рпл. Аэрация происходит в аэраторе, в ПЗС вводят пену. Преимущества:
медленное растворение карбонатов, более глубоко проникает в пласт
меньшая плотность (400-800 кг/м3) и повышенная вязкость – больший охват
ПАВ в пене снижает поверхностное натяжение на границе с нефтью
сжатый газ при снижении давления расширяется
Недостатки:
длительность обработки
коррозия оборудования
вредные условия труда
необходимость в спецтехнике
высокая стоимость
Термореактивная смесь не всегда эффективна:
мало уд. тепла на ед. реагента
низкая хим. реактивность рабочей жидкости после прохождения Mg
обр. Al(OH)3
не диспергирует парафин
Реагенты: кислоты, ПАВ, УВ и др.:
Неорганические кислоты:
соляная HCl – дешевая, доступная (CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2)
плавиковая HF- сильная коррозия, реакция со стеклом и кремнием (CaSiO6 + 6HF = CaF2 + SiF4 + 3H2O; SiO2 + 4HF = SiF4 + 2H20)
серная H2SO4 – для внутрипластового сульфирования нефти. Реагирует с алканами и арилами нефтей, образуя анионные ПАВ, при дальнейшей закачке воды происходит экзотермическая реакция. Параллельно образуется кислый гудрон – вязкая смолистая масса (идет перераспределение потока вытесняющего агента в пласте и улучшение охвата)
фосфорная H3PO4
сульфаминовая (HSO3NH2) и хлоруксусная (CH2ClCOOH) (тв.) – редко для стимулирования скважины
Неорганические кислоты:
уксусная CH3COOH – часто 10%, часто в качестве ингибиторов
муравьиная HCOOH – совместно с HCl и HF.
Ингибиторы коррозии:
неорганические (окись мышьяка, сурьмы, йодистый калий)
органические (амины, амиды, аминокислоты, альдегиды, кетоны, спирты)
Замедлители реакций; ПАВы:
анионного типа (сульфонаты)
катионного (алкилированные амины)
неионные (спирт-полиэтоксилат, алкилфенолполиэтоксилат)
Для предотвращения выпадения Fe3+ используют уксус или лимонную кислоту с добавками ПАВ.
Критерии:
Кислотная ванна:
<60°С
СКО
60-90°С
0,5-1,5 м3 раствора на м прод плГлинокислотная обработка – HF + HCl (плавиковая и соляная), 0,3-0,4 м3/м пласта. Применяется в песчано-глинистых коллекторах с незначительным присутствием карбонатных пород. Соляная кислота нужна для предотвращения выпадения геля (кремниевой кислоты). Часто применяют на нагнетательном фонде. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчаноглинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Билет 24
Причины отложения асфальтенов, смол и парафинов в скважинах и наземных коммуникациях. Методы удаления АСПО.
В практике эксплуатации скважин встречаются с различными осложнениями (АСПО, вынос песка и образование песчаных пробок, отложение солей). Наиболее серьезные осложнения возникают в связи с отложениями асфальтенов, смол и парафинов (АСПО). При изменении термобарических условий и разгазировании нефти, эти компоненты осаждаются в призабойной зоне пласта (ПЗП), на стенках ствола скважины, на штангах, выкидных линиях и нефтепромысловом оборудовании. Вследствие отложения АСПО уменьшается приток нефти, увеличивается нагрузка на станки-качалки (обрыв штанг, повышение расхода энергии, увеличение утечек через плунжер и клапан и, соответственно уменьшение коэффициента подачи) и ЭЦН (уменьшение производительности, увеличение затрат энергии, перегрев электродвигателя).
Механизм образования АСПО: при отборе нефти в скважине понижается давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов. При снижении температуры в ПЗП и стволе скважины до температуры начала кристаллизации парафина происходит интенсивное образование в нефти кристаллов парафина. Эти кристаллы служат центрами кристаллизации и последующего более интенсивного выпадения парафина из нефти и осаждение его на твердой поверхности. Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствуют ещё и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб и периодичность их смачивания (при пульсирующей работе фонтанных скважин). Эффект охлаждения по мере продвижения нефти по подъемным трубам усиливается от забоя к устью, поэтому наибольшее количество парафина откладывается в верхней части подъемных труб на расстоянии 400-900 метров от устья, причем толщина слоя увеличивается в направлении от забоя к устью. Одновременно с парафином происходит отложение асфальтенов, смол, песка, кристаллов неорганических солей и капелек воды. Все это придает отложениям высокую прочность, что значительно затрудняет процесс их удаления.
Борьба с отложениями АСПО:
1.Удаление уже сформировавшихся отложений
2.Предотвращение образования АСПО.
Методы удаления АСПО можно разделить на механические, тепловые и химические.
Принцип действия приспособлений заключается в соскабливании парафина со стенок труб в процессе работы скважины. Очистка достигается перемещением скребка или гирлянды скребков вверх и вниз по стволу скважины, как при помощи ручных механических лебедок, так и с помощью депарафинизационной установки с механизированной лебедкой АДУ-3. Для очистки НКТ в скважинах, эксплуатирующихся ШГН, применяют скребки, укрепляемые на штангах с помощью хомутов. Обычно на одной штанге крепят от 5 до 11 скребков. Колонну штанг на поверхности подвешивают на штанговращателе.
К тепловым методам относится пропарка труб при их подъеме на поверхность с помощью передвижной паровой установки (ППУ), однако это малоэкономично. Пропарить трубы можно и подачей пара в затрубное пространство. При этом прогреваются и НКТ, и выкидная линия. Этот способ применяется в скважинах, эксплуатирующийся компрессорным способом и в фонтанных скважинах с небольшим затрубным давлением. Существует другой способ расплавления парафина-прокачка горячей нефти с помощью агрегата по депарафинизации (АДП).
Для удаления уже отложившихся АСПО наиболее перспективным является химический метод. В качестве реагентов-удалителей применяют как индивидуальные растворители, так и многокомпонентные составы. В некоторых случаях для повышения эффективности растворитель прогревают или его подают совместно с паром. Композиции и реагенты для удаления АСПО условно подразделяют на следующие группы:
1.Растворитель(однофазные системы)
2.Вода+ПАВ(однофазные системы)
3.Дисперсии растворителей(двухфазные системы)
4.Мицеллярные растворы(однофазные системы)
Выбор растворителя АСПО индивидуален для каждого месторождения.
Предотвращение образования АСПО.Применение покрытий (стекло, стеклоэмали, эпоксидные смолы, стеклопластиковые НКТ и др. материалы)
Химические методы - ингибиторы АСПО: депрессаторы (уменьшают температуру насыщения нефти парафином), ингибиторы (создают гидрофильную пленку на поверхности металлов), диспергаторы (разрушают мицеллы парафинов), модификаторы (меняют форму парафинов). МЛ-72, МЛ-80, СНПХ
Технологические – подбор технологического режима скважины (увеличение диаметра НКТ на типоразмер, перевод на ЭЦН при увеличении обводненности более 35%, искусственное обводнение скважины)
Тепловые – забойные нагреватели стационарные и греющие кабели.
Физические методы – магнитные катушки на НКТ и магнитные устройства на насосных штангах; ультразвуковая обработка.
Эксплуатация скважин ШСНУ. Наземное оборудование ШСНУ. Расчет сил, действующих в точке подвеса штанг. Уравновешивание станков - качалок. Расчет крутящего момента на валу редуктора. Мощность электродвигателя станков - качалок. Подбор ШСНУ.
Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.
ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000...1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут.
В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.
Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы:
- простота ее конструкции;
- простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;
- удобство регулировки;
- возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;
- малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;
- высокий КПД;
- возможность эксплуатации скважин малых диаметров.
Установка состоит из: привода; устьевого оборудования; насосных штанг; глубинного насоса; вспомогательного подземного оборудования; насосно-компрессорных труб.
Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг.
При выборе редуктора производится расчет следующих параметров:
1. Передаточное число U= nвх/nвых , Наиболее экономичной является эксплуатация редуктора при частоте вращения на входе менее 1500 об/мин, а с целью более длительной безотказной работы редуктора рекомендуется применять частоту вращения входного вала менее 900 об/мин.
2. Расчетный крутящий момент на выходном валу редуктора
Трасч =Ттреб х Креж ,            где
Ттреб - требуемый крутящий момент на выходном валу,
Креж – коэффициент режима работы
При известной мощности двигательной установки:
Ттреб= (Ртреб х U х 9550 х КПД)/ nвх ,      где
Ртреб - мощность двигательной установки, кВт
nвх - частота вращения входного вала редуктора (при условии что вал двигательной установки напрямую без дополнительной передачи передает вращение на входной вал редуктора), об/мин
U – передаточное число редуктора,
КПД - коэффициент полезного действия редуктора
Максимальный крутящий момент (Н*м) вычисляется по формуле Рамазанова:

Потребляемая электродвигателем СК мощность затрачивается на выполнение полезной работы по подъему жидкости на поверхность и на покрытие потерь мощности в оборудовании.
Для ее определения можно пользоваться формулой Д.В. Ефремова:
N = 0,0409 π D2пл S n ρg H k(1- ηн ηск)/( ηн ηск + ηо )
Где Dпл - диаметр плунжера
S - длина хода полированного штока
n - число двойных качаний в минуту
ρ - плотность откачиваемой жидкости
H - высота подъема жидкости
ηн - КПД насоса
ηск - КПД станка- качалки
ηо - коэффициент подачи
k - коэффициент, учитывающий степень уравновешенности станка-качалки (k =1,2 для уравновешенного и k=3,4 для неуравновешенного станка-качалки)
Мощность, используемая на совершение полезной работы ШСНУ, определяется по формуле:

Потери в подземной части ШСНУ обусловлены наличием утечек в насосе, потерей напора в узлах клапанов, наличием трения штанг о трубы и жидкость, а в наземной части ШСНУ потери мощности вызваны отклонениями от норм работы СК и электродвигателя.
Выбор СК ведется путем сравнения расчетных величин максимальной нагрузки, крутящего момента на валу редуктора и скорости откачки рассматриваемого варианта компоновки оборудования с паспортными данными СК.
В процессе работы штанговой скважинной насосной установки в точке подвеса штанг действуют нагрузки:
I. Постоянные (или статические) нагрузки:
-  вес колонны штанг в жидкости Р'ш ;- гидростатическая нагрузка Рж, обусловленная разницей давлений жидкости над и под плунжером скважинного насоса;
II. Переменные нагрузки:
-  инерционная нагрузка Ри, обусловленная переменной по величине и направлению скоростью движения колонны штанг;
- вибрационная нагрузка Рвиб, обусловленная колебательными процессами в колонне штанг под действием ударного приложения и снятия гидростатической нагрузки Рж на плунжер;
- силы трения, возникающие в результате взаимодействия колонны штанг и насосно-компрессорных труб, обтекания пластовой жидкостью колонны штанг, взаимодействия плунжера и цилиндра скважинного насоса, перепада давления в клапанах насоса, обусловленного их гидравлическим сопротивлением.
В зависимости от глубины подвески насоса, диаметров его плунжера, колонны штанг и труб, длины хода штанг, числа качаний, вязкости пластовой жидкости и т. п. доля указанных составляющих в общем балансе изменяется. Все эти силы изменяются в течение одного цикла работы установки.
Основное назначение уравновешивающего устройства – накопление потенциальной энергии при ходе штанг вниз и отдаче её при ходе вверх. Потенциальная энергия превращается в работу, которая вместе с работой, совершаемой приводным двигателем, расходуется на перемещение точки подвеса штанги вверх. Задача уравновешивания привода скважинного насоса сводиться к определению таких параметров уравновешивающего устройства, которые в зависимости от условий работы установки позволили бы создать оптимальный режим работы двигателя и обеспечили бы приемлемые энергетические показатели установки.
Балансированный станок-качалку уравновешивают грузами, устанавливаемыми на балансире или кривошипе.
Выбор УШГН:
Первый этап - определение (выбор) насоса. Выбирают производительность, диаметр плунжера.
Второй этап – подбор колонны штанг. Задавшись диаметром насоса, длиной хода плунжера и числом качаний, определяют (подбирают) конструкцию колонны штанг, после чего определяют деформацию колонны.
Третий этап – выбор колонны труб. Трубы подбираются из конструктивных соображений, исходя из типа насоса – вставного или трубного. После чего они проверяются на прочность. Предпочтительно применять равнопрочные трубы с высаженными концами, обеспечивающие максимальную глубину спуска насоса. Подобрав колонну труб, определяют её деформацию при работе насоса.
Четвертый этап – выбор типа станка-качалки. По результатам первых трех этапов определяют необходимую длину хода точки подвеса штанг с учетом деформации штанг и труб, а также максимальную нагрузку на полированный шток. На основании этих данных подбирают станок качалку, удовлетворяющий требуемым параметрам. Если такого станка нет среди применяемых моделей (например, длина хода получается завышенной), повторяются первые два этапа, задаваясь маркой насоса, обеспечивающего необходимую производительность.
После выбора модели станка-качалки рассчитывают уравновешивание и проверяют соответствие необходимого максимального крутящего момента паспортному значению станка-качалки.
Пятый этап – выбор приводного ЭД. Для этого, зная тангенциальное усилие на пальце кривошипа, определяют мощность приводного ЭД, частота вращения вала которого назначается исходя из передаточного отношения редуктора и клиноременной передачи.
Обоснование выбора оборудования и режимов работы производится и по другим методикам. Для этого существует диаграмма А.Н. Адонина которая дает возможность быстро подбирать оборудование по заданным значениям дебита и высоты подъема жидкости. Диаграммы построены на основе следующих исходных данных: плотность окачиваемой жидкости – 900кг/м3, динамический уровень находится у приема насоса, коэффициент наполнения насоса = 0,85.
Диаграмма А.Н. Адонина применяется в основном для приближенных оценочных расчетов, а полученные с её помощью результаты должны проверяться по таблицам и диаграммам областей применения станков-качалок после расчета величин максимальной нагрузки в точке подвеса штанг и крутящего момента на валу редуктора. Диаграммы и таблицы областей применения приводятся в паспорте станков-качалок.
Фонд скважин различного назначения. Скважины с различной очередностью бурения. Учет изменений фонда скважин.
Классификация скважин (неофициальная, но удобная):
1. Скважины для изучения и открытия м/р:
1.1. Опорные (оценка нефтегазоносности в регионе, состав и возраст горных пород)
1.2. Параметрические (строение г/п в пределах локальных структур)
1.3. Поисковые (открытие м/р)
1.4. Разведочные (уточнение контура нефтеносности, оценка запасов)
2. Эксплуатационный фонд:
2.1. Добывающие
2.2. Нагнетательные
3. Специальные (проведение исследований):
3.1. Оценочные (оценка начальной, текущей и конечной нефтегазонасыщенности)
3.2. Контрольные (контроль за процессами в пласте):
3.2.1. Пьезометрические (определение пл. давления)
3.2.2. Наблюдательные (движение контактов флюидов, в т.ч. контакта нефть – вытесняющий агент; изменение нефтегазоводонасыщенности)
4. Вспомогательные
4.1. Водозаборные (отбор воды из водонапорного горизонта)
4.2. Поглощающие (захоронение попутных и промысловых вод)
5. Резервные (привлечение в разработку невырабатываемых зон)
Опорные скважины бурятся для изучения состава и возраста горных пород в земной коре в крупных регионах, где ранее не проводилось бурение, для оценки нефтегазоносности.
Параметрические – бурятся с целью изучения глубинного строения горных пород в тех районах, где предполагается наличие условий для образования месторождений нефти и газа. Бурятся в пределах локальных структур.
Поисковые бурятся по результатам от бурения параметрических, и ранее проведенных геофизических исследований. Бурятся с целью открытия нефтяных или газовых месторождений.
Разведочные – бурят после того, как были получены положительные результаты в поисковой скважине. Уточняют контур нефтеносности, дается оценка промышленных запасов нефти и газа. Дают исходные данные для составления технологической схемы разработки.
Добывающие скважины составляют основную часть фонда скважин. Они предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.
Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей.
Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы - оценочные и контрольные скважины.
Оценочные скважины бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.
Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят пьезометрические и наблюдательные скважины:
1.пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. 2.наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов - за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности пластов. Фонд специальных скважин частично создается за счет их целенаправленного бурения, а частично - из числа скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи.
Вспомогательные скважины на месторождении - это водозаборные и поглощающие скважины. Водозаборные предназначены для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разработке месторождения. Поглощающие (сбросовые) скважины используются в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов.
В качестве вспомогательных, также как и специальных, используются скважины, целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп.
Резервные скважины бурятся с целью привлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не привлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их расположения.
По времени ввода в эксплуатацию выделяют две категории скважин эксплуатационного фонда - старые и новые. Выделение этих категорий используется при составлении отчетности по добыче нефти (газа) и при оценке добычи и объемов бурения на предстоящий год и на более продолжительные периоды.
К категории старых относят скважины, которые впервые были введены в эксплуатацию на нефть (газ) в предыдущие годы, т.е. до 1 января отчетного года.
К категории новых относят скважины, которые в отчетном году впервые введены в эксплуатацию на нефть (газ) из бурения или из освоения после бурения прошлых лет, а также скважины, переведенные из других групп, если они ранее не эксплуатировались на нефть (газ).
Скважины с разной очередностью бурения
Первую очередь скважин на залежах нефти и газа составляют разведочные скважины, которые после окончания разведки переводят в основном в добывающие и частично - в нагнетательные.
Нефтяные залежи небольших размеров могут на 1-2 года вводиться в опытную (пробную) эксплуатацию для получения дополнительных данных, необходимых для обоснования системы и показателей разработки. На этом этапе допускается бурение в различных частях залежи небольшого числа добывающих скважин, которые впоследствии будут вписаны в сетку добывающих и нагнетательных скважин. Такие скважины называют опережающими эксплуатационными.
При значительной площади нефтеносного объекта на выбранном участке бурят и эксплуатируют опережающие добывающие и нагнетательные скважины по сетке, применяемой обычно при разработке в подобных геологических условиях. Таким образом, создают фрагмент будущей системы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в целом. Опережающие скважины бурят на основании проектов опытной или опытно-промышленной эксплуатации.
Последующее бурение осуществляют в соответствии с технологической схемой и затем - с проектом разработки. Проектным документом на разработку предусматривается основной и резервный фонды скважин. В первую очередь бурят скважины основного фонда. В дальнейшем на плохо вырабатываемых участках бурят скважины резервного фонда.
Учет изменений фонда скважин
Фонд скважин каждого действующего эксплуатационного объекта находится в постоянном движении.
Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого квартала и года по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет «Фонд скважин». В отчете отражается весь фонд скважин, числящихся по эксплуатационному объекту (месторождению, нефтегазодобывающему предприятию) на конец квартала.
В фонде скважин в отчете выделяются эксплуатационный фонд и другие группы скважин.
Эксплуатационный фонд - основная часть фонда, включающая действующие и бездействующие добывающие скважины, а также скважины, осваиваемые или ожидающие освоения после бурения для добычи из них продукции.
К действующим относят скважины, давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:
- скважины, дающие нефть (газ) на конец последнего дня отчетного квартала (включая скважины, находящиеся на накоплении жидкости при периодической эксплуатации);
- скважины, которые в последнем месяце квартала дали продукцию даже в небольшом количестве, но остановлены в этом месяце и находятся в ремонте или простое по любой причине.
К бездействующим относят скважины, ранее эксплуатировавшиеся на нефть (газ), но не давшие продукции в течение последнего месяца отчетного периода, в том числе:
- выбывшие из действующих в отчетном году, т.е. остановленные в текущем году и в декабре прошлого года (последние на 1 января отчетного года числились в фонде действующих скважин);
- выбывшие из действующих в предыдущие годы, т.е. остановленные до 1 декабря предыдущего года.
К скважинам, осваиваемым или ожидающим освоения после бурения, относят скважины, принятые после бурения для последующей эксплуатации на нефть (газ), а также скважины, переведенные для этой цели из числа нагнетательных, специальных, законсервированных и других, если ранее они никогда продукции не давали.
Другие группы скважин, указываемые в отчете не предназначены и не используемы для эксплуатации на нефть или газ. При этом в группы специальных и вспомогательных входят все скважины: действующие, выбывшие в бездействие в отчетном и предыдущих годах, находящиеся в освоении и ожидании освоения. В группе нагнетательных скважин отдельно выделяют действующие скважины. В другие группы скважин входят также скважины, находящиеся в консервации, в ожидании ликвидации, ликвидированные после эксплуатации и ликвидированные после бурения.
Находящиеся в консервации - это скважины, которые в какой-то период не могут быть использованы ни для какой цели и на которые в связи с этим оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В эту группу включаются все законсервированные скважины независимо от их назначения и причин консервации. После окончания срока консервации скважину, если она не подлежит ликвидации, переводят в соответствующую часть фонда.
Находящиеся в ожидании ликвидации - это скважины, на которых проводят работы по ликвидации, или скважины, документы на ликвидацию которых направлены в соответствующие органы.
Ликвидированные - это скважины, ликвидация которых оформлена в установленном порядке и ликвидационные работы на которых уже выполнены.
Ликвидированные после эксплуатации - скважины, которые после завершения эксплуатации не могли быть использованы в других целях.
Ликвидированные после бурения - скважины, непригодные для использования по различным причинам: прекращенные бурением по техническим или геологическим причинам, выполнившие свое геологическое назначение, непродуктивные и т.п.

Билет 25
Газлифтная эксплуатация, преимущества и недостатки. Виды газлифтных методов эксплуатации.
При определенных условиях, когда пластовой энергии недостаточно для подъема нефти с забоя на поверхность, скважины прекращают фонтанировать. Однако фонтанирование можно искусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатого газа или воздуха. Для сжатия газа до необходимого давления применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин называется компрессорным газлифтом.
В настоящее время в качестве рабочего агента воздух использовать запрещено, т.к. при определенном соотношении углеводородных газов и воздуха образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая взрывоопасна и пожароопасна.
Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом. Подъемник, в котором рабочим агентом служит газ, называется газлифтом. Действие газового или воздушного подъемника при компрессорной эксплуатации одинаково с действием подъемника при фонтанном способе эксплуатации, происходящем за счет пластового давления и энергии расширяющегося газа, поступающего в скважину из пласта. Газовый подъемник состоит из двух трубопроводов. Один из них служит для подачи газа, а другой - для подъема жидкости с забоя на поверхность.
Преимущества газлифтного способа:
- все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание;
- простота конструкций оборудования;
- возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;
- простота регулирования дебита нефти скважины (увеличение или уменьшение подачи газа в скважину);
- возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин;
- простота исследования скважин.
Недостатки:
- большой расход НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах;
- низкий к.п.д. подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях к.п.д. подъемника часто не превышает 5%);
- большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений;
- большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями.
Но большие капитальные вложения на строительство быстро окупаются, себестоимость добычи нефти из газлифтных скважин быстро снижается и в итоге становится значительно ниже, чем при добыче нефти механизированными способами.
Принцип действия газлифта заключается во введении в продукцию сжатого газа и не отличается от принципа работы фонтанной скважины, за исключением того, что основное количество газа подводится извне, а не выделяется из нефти при понижении давления. Основным источником в этом случае является попутно-добываемый или природный газ.
Различают два принципиальных типа газлифтной эксплуатации:
1. Непрерывный газлифт.
2. Периодический газлифт.
Непрерывный газлифт реализуется тогда, когда продуктивность скважины достаточно высока. В случае низкой продуктивности скважины используется периодический газлифт по двум основным схемам: газлифт с перепускным клапаном и газлифт с камерой накопления.
Тепловые методы воздействия ПЗП (паротепловые обработки, обработки горячей нефтью, горячей водой, электропрогрев), область применения тепловых методов, механизм воздействия.
Тепловую обработку ПЗП применяют в том случае, если в добываемой нефти содержатся парафин или смолы, которые осаждаются в ПЗП, на стенках скважин и в трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта. При нагреве ПЗП отложения парафина и смол расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Для прогрева применяют электронагреватели, газонагреватели, горячую нефть, нефтепродукты, воду, пар и т.д.
Для прогрева ПЗП в скважину можно закачать горячие жидкости: нефть, конденсат, керосин, дизельное топливо или воду с добавками ПАВ или без них.
Закачка в скважину горячей нефти и нефтепродуктов. Жидкость нагревают паром до 90-95°C и при помощи насоса закачивают по трубам в пласт, предварительно останавливая скважину. Горячая жидкость растворяет парафино-смолистые соединения, которые при помощи насоса вместе с нефтью выносятся на поверхность.
Есть два варианта закачки:
1) создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы глубинного насоса
2) продавливание жидкости в ПЗП.
В первом случае глубинный насос спускают до середины интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затрубное пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса не прекращается. Горячий нефтепродукт вытесняет холодную жидкость в затрубном прострастве и доходит до приема насоса. По пути он расплавляет парафин, отложившийся на стенках ЭК, и, проникая в ПЗП, растворяет и вымывает АСПО в непосредственной близости от стенок скважины.
Второй вариант: поднимается ГНО, спускают пакер. Прокачивают в пласт горячую нефть или нефтепродукт, пакер поднимают, спускают ГНО и пускают скважину в эксплуатацию.
Первый вариант более простой, но практически не влияет на ПЗП. Второй вариант более дорогой, но эффективнее.
Прогрев ПЗП горячей водой. Используют пл. воду (90-95 С), добавляют ПАВ (0,5 – 0,1 %). Технология аналогична.
Паротепловая обработка ПЗП заключается в том, что перегретый водяной пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье закрывают для передачи тепла вглубь пласта. Пар получают с помощью парогенератора типа ППУ.
Закачивают до 1000 т. пара, 10-12 суток. Затем скв. закрывают еще на 2-5 сут. для теплопередачи вглубь пласта.
Технология прогрева ПЗП с помощью электронагревателя заключается в следующем. Сначала подготавливают скважину, т.е. поднимают насосное оборудование, проверяют шаблоном колонну, очищают ПЗП. Для спуска электронагревателя, подъема его и прогрева ПЗП применяют самоходную установку СУЭПС или УЭС. Она состоит из механизированной лебедки, смонтированной на шасси автомашины, и автоприцепа, на котором установлены автотрансформатор и станция управления. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения, а станция управления – для управления работой глубинного электронагревателя.
Электронагреватель спускают до заданной глубины и прогревают пласт несколько суток. Затем нагреватель извлекают из скважины и пускают скважину в эксплуатацию.
Радиус прогрева 0,3-1,5 м, прогрев длится 3-7 суток. Прогрев распространяется в основном вверх (до 20 м) и вниз (10 м) вследствие конвективного обмена.
Расчет экономической эффективности геолого-технических мероприятий для интенсификации добычи нефти.
Для проведения расчета составляется таблица исходных данных:
Таблица1
№ Показатели Ед.изм. База сравнения Новая технология
1. Добыча нефти в т.ч. дополнит. добыча за счет мероприятия т.т    
3. Себестоимость добычи 1т нефти. В том числе условия переменных затрат. руб/т   руб/т    
4. Затраты на мероприятие Т.руб.    
5. Оптовая цена на нефть руб.    
Стоимостная оценка добычи нефти определяется формуле:
Рт=Q*Цt,
где, Q-объем добычи нефти, т.
Цt-оптовая цена на 1 тонну нефти (данные НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть- Добыча»)
Стоимостная оценка затрат включает эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти и затраты на проведение мероприятия:
ΔЗт=ΔЗ+З1
ΔЗ- эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти, руб.З1- затраты на проведение мероприятия (определяется по смете затрат)
Размер дополнительных эксплуатационных затрат определяется произведением суммы условно-переменных статей калькуляции себестоимости одной тонны нефти ина допонительную добычу и коэффициент 0,6.
К условно-переменным статьям относятся:
1. Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти.
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт.
3. Расходы по сбору и транспорту нефти.
4. Расходы по технологической подготовке нефти.
5. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.
Каждая из перечисленных выше статей является комплексной, т.е состоит из нескольких элементов, часть которых с ростом добычи нефти не изменяется. Поэтому при подсчете дополнительных затрат применяют коэффициент-0,6 и сумму дополнительных эксплуатационных затрат вычисляются по формуле:
ΔЗ=(№1+№2+№7+№8+№10)*0,6*ΔQ руб.
где, (№1+№2+№7+№8+№10)- сумма условно-переменных статей калькуляции себестоимости 1т нефти до внедрения мероприятий, руб.
ΔQ- дополнительная добыча нефти, т.0,6- коэффициент, учитывающий, что каждая из перечисленных статей возрастает не прямо пропорционально возросшей годовой добычи нефти.
Стоимостная оценка затрат на добычу нефти без использования мероприятия (Зт1)
Зт1=Qо*Со,
Где, Qо- объем добытой нефти до мероприятия, т.т.
Со- себестоимость 1т нефти добытой до мероприятия, руб.
Стоимостная оценка затрат на добычу нефти с использованием мероприятия рассчитывается:
Зт2=Зт1+ΔЗт,
Где, Зт1-стоимостная оценка затрат на добычу нефти без использования мероприятия, руб.
Отсюда себестоимость добычи 1 тонны нефти с использованием мероприятия составит:
Сt=Зт2/Qt, где
Qt- объем добычи нефти после мероприятия, т.т.При оценке экономической эффективности применения технологических процессов, обеспечивающих прирост добычи нефти экономический эффект представляет собой прибыль, остающуюся в расположении предприятия.
Прирост балансовой прибыли рассчитывается по формуле:
ΔП=(Цt-Ct)*Qt-(Цt-Co)*Qo,
Сумма налогов и выплат определяется:
НП= ΔП*20/100, где
20%-ставка налога на прибыль
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия определяется:
П= ΔП- НП
Окончательные результаты сводятся в таблицу:
Таблица 2
Сравнительная таблица ТЭП по расчету экономической эффективности от проведения ГТМ 
№ Показатели Ед.изм. База сравнения Новая технология Откл. +,-
1. Годовая добыча нефти т.т      
5. Затраты на мероприятие Т.руб.      
6. Себестоимость 1 т нефти руб.      
7. Прирост балансовой прибыли Т.руб.      
8. Сумма налогов и выплат Т.руб.      
9. Прибыль Т.руб.      

Билет 26
Оборудование для одновременно раздельной добычи и закачки. Внедрение, освоение и эксплуатация скважин по технологиям: УЭЦН+ШГН; УЭЦН+электропакер.
Перейти непосредственно к вопросуПри добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти и др.) одной скважиной.
Одновременная разработка нескольких пластов одним объектом возможна только при одинаковых физико-химических свойствах нефтей в объединяемых пластах, если приток нефти и газа достаточен из каждого пласта при допустимом забойном давлении в скважине, при близких значениях пластового давления в объединяемых пластах, исключающих перетоки нефти между пластами, и близких значениях обводненности пластов. Если вышеизложенные условия не соблюдаются, то многопластовые месторождения разрабатывают методом одновременно-раздельной эксплуатации одной скважи¬ной (ОРЭ).
При принятии решения об использовании метода ОРЭ учитывается степень выработанности запасов, близость контура нефтеносности к скважинам, наличие смол и парафина в добываемых нефтях, толщины продуктивных пластов и разделяющих их непроницаемых пропластков, состояние эксплуатационной колонны скважин и т.д.
Основными требованиями для ОРЭ являются:
- разобщение пластов в эксплуатации
- разобщение добываемой продукции
- возможность постоянного контроля за процессов добычи
- регулирование раздельного учета продукции
- насосное оборудование должно характеризоваться высокой наработкой на отказ
Недостатки ОРЭ: На сегодняшний день универсального оборудования, которое бы полностью отвечало всем этим требованиям пока нет. Проблема – отсутствие крупных конструкторских предприятий и постановка перед ними задачи по созданию этого оборудования.
Преимущества ОРЭ:
• Повысить нефтеотдачу и дебит скважин за счет дополнительного вовлечения в разработку низкопроницаемых прослоев
• Увеличить степень охвата и интенсивное освоение многопластовых месторождений путем раздельного вовлечения в разработку отдельных низкопроницаемых пластов
• Сократить капитальные вложения на бурение скважины
• Сократить сроки разработки месторождения
• Снизить эксплуатационные затраты.
Оборудование для одновременно-раздельной добычи и закачки.
В нагнетательных скважинах зачастую часть пластов не вовлечены в разработку, поэтому не вырабатываются запасы нефти в многопластовых залежах вокруг скважин ППД. Потенциал: применение оборудования, обеспечивающего добычу нефти из не вовлеченных пластов при сохранении ППД.
В добывающих скважинах также часть пластов не вовлечена, поэтому в этих пропластках можно организовать ППД.
Конструктивные особенности оборудования:

1 – сальник ШГН; 2 – превентор малогабаритный; 3-5 – манометры; 6 – обратный клапан, 7 – отсечной клапан.
Варианты оборудования:
1) ОРЗиД ШГН (2-пакерная схема, 1-пакерная схема):

1 – колонна ШН 16 (19); 2 – колонна нкт 89 (102); 3 – колонна НКТ 48 (60), 4 – насос 32мм (44 мм); 5 – термобарокомпенсатор, 6 – пакер верхний, 7 – разделитель потоков, 8 – пакер нижний.
Критерии применимости:
1. Глубина спуска не более 1200 м
2. Вязкость не более 50 мПа*с3. Дебит по жидкости не более 33 м3/сут
4. Зенитный угол не более 30 град
5. Темп набора кривизны не более 2 град / 10 м
6. ЭК 146, 168
2) ОРЗиД ЭЦН (2-пакерная схема):
1 – Колонна НКТ 48 (60)
2 - Кабель
3 – Колонна НКТ 89 (102)
4 – Термобарокомпенсатор
5 – Пакер верхний
6 – Разделитель потоков
7 – Пакер нижний
8 – ЭЦН 4 (5,5А)
Критерии применимости:
1. Вязкость жидкости – не более 50 мПа*с2. Дебит по жидкости – более 30 м3/сут
3. ЭК 146,168

Есть еще 2- и 1-пакерные схемы ОРЗиД ШВН, суть примерно та же, что и в ШГН.
УЭЦН+ШГН
Применяется на месторождениях, где нижний пласт по продуктивности и выработанности значительно превосходит приобщаемые верхние горизонты.
Продукция из нижнего пласта поступает через хвостовик в кожух, а из него через входной модуль в центробежный насос. Далее в смеситель скважинной жидкости (ССЖ), где смешивается с продукцией из верхнего пласта, нагнетаемой штанговым насосом. Далее продукция из обоих пластов поднимается по колонне НКТ. Замер жидкости и обводненности производится при отключении одного из насосов. Контроль давлений осуществляется по телеметрии для каждого пласта в отдельности в режиме реального времени. Контроль за работой штангового насоса осуществляется при помощи снятия динамограмм, отбивки динамического уровня. Параметры работы ЭЦНа контролируются с помощью частотного преобразователя на станции управления. При выводе на режим УЭЦН частотным преобразователем подбирается постоянный режим работы. При выводе на режим УШГН параметрами СК подбирается периодический режим работы. При остановке УШГН производится замер параметров УЭЦН: Qж, %обв, Рзаб. При остановке УЭЦН производится замер параметров УШГН: Qж, %обв, Рзаб.
Разница между рисунками: на одном ЭЦН над пакером, на другом – под.
УЭЦН + электропакер
Позволяет замерять дебит при эксплуатации двух пластов в составе одного объекта разработки. Принцип работы установки заключается в регулировании дебита жидкости с помощью частотного преобразователя. Замер дебита жидкости и обводненности по двум пластам производится совместно. Для замера дебита по верхнему пласту необходимо привести пакер в рабочее положение — запакеровать его. Для поддержания динамического уровня при помощи частотного преобразователя снижается частота — как при работе одного пласта. После отсечения нижнего пласта производится прямой замер параметров верхнего пласта: дебита жидкости, обводненности и забойного давления. Для нижнего пласта замеряется пластовое давление и простым математическим путем рассчитываются дебит жидкости и обводненности путём вычета из суммарного замера. В состав системы входят ЭЦН (или ЭВН), электропакер с датчиками, который при помощи геофизического кабеля соединяется с блоком погружной телеметрии ПЭДа, СУ с пультом управления пакера. Установка позволяет производить замер параметров по двум пластам, относящимся к одному объекту разработки.


Комбинированные методы воздействия на ПЗП (термогазохимические обработки ТГХВ, внутрипластовые термохимические обработки, комплексные обработки ПЗП, системные обработки скважин) область применения тепловых методов, механизм воздействия.
Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются сразу несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.
Термохимические обработки. В частности к ним относится термокислотная обработка. На забой скважины опускают металл (часто магний, иногда каустическая сода), в результате реакции которого с закачиваемой кислотой выделяется большое количество тепла.
Особенности:
1) Высокая температура, происходит растворение отложений смол, парафинов и асфальтенов, ухудшающих контакт кислоты с поверхностью поровых каналов
2) Остатки кислоты взаимодействуют с карбонатным материалом, растворяя его и тем самым увеличивая пористость и проницаемость ПЗП. Причем скорость реакции значительно выше обычных СКО.
Недостатки:
1) Значительные теплопотери на прогрев реактора, НКТ и ствола скважины
2) Высокая коррозионная активность горячего раствора соляной кислоты.
3) Низкая реакционная способность раствора после прохождения магния
4) Малое выделение тепла
5) Не диспергирует парафин
Термогазохимические обработки ТГХВ заключаются в сжигании на забое скважин порохового заряда, спускаемого на электрокабеле. Время сгорания регулируется.
1) Быстрое сгорание (менее 1 с): создается высокое давление (100-250 Мпа), под действием пороховых газов образуются новые трещины и расширяются существующие. Применяется пороховой генератор ПГДБК.
2) Медленное горение: давление уменьшается, но увеличивается время теплового воздействия (до 350 С) и воздействуют продукты горения (N2, NO2, CO2, Cl2, HCl, H2O). При медленном горении нагретые пороховые газы проникают вглубь пласта и расплавляют АСПО; углекислый газ растворяется в нефти, уменьшает ее вязкость и поверхностное натяжение на границе с водой и породой; хлористый водород, соединяясь с пластовой водой, образует раствор соляной кислоты (до 5%), которая растворяет карбонатные частицы породы. Применяется аккумулятор давления типа АДС.
Внутрипластовые термохимические обработки. Технология сочетает в себе элементы ГРП и термокислотной обработки. Основные этапы:
1) Создание трещин путем ГРП
2) Заполнение трещин гранулами магния или смесью магния с песком
3) Закачка соляной кислоты и продавка ее в пласт.
Эффективность обработки складывается из:
- ГРП и увеличение проницаемости трещин за счет растворения гранул магния
- Тепловая обработка посредством экзотермического растворения магния и удаления АСПО
- Активное воздействие солянокислотного раствора, нагретого внутри пласта, на породы, освобожденные от АСПО.
Системные обработки скважин. Применение системной технологии путем обработок ПЗП нагнетательных и добывающих скважин основывается на следующих принципах:
1) Единовременность обработки ПЗП в нагнетательных и добывающих скважинах в пределах выбранного участка (минимально возможное время между обработками)
2) массовость обработки ПЗП (оптимальная последовательность и число обрабатываемых скважин с учетом интерференции)
3) периодичность ОПЗ в скважинах
4) двухэтапность (многоэтапность) ОПЗ в скважинах, вскрывающих неоднородные коллекторы
5) изменение направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин для обработки по заранее заданной программе
6) выбор технологии ОПЗ для конкретных геолого-физических условий ПЗС
Область применения тепловых методов и принцип воздейстия.
Тепловую обработку ПЗП применяют в том случае, если в добываемой нефти содержатся парафин или смолы, которые осаждаются в ПЗП, на стенках скважин и в трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта. При нагреве ПЗП отложения парафина и смол расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Для прогрева применяют электронагреватели, газонагреватели, горячую нефть, нефтепродукты, воду, пар и т.д.
Расчет экономической эффективности геолого-технических мероприятий для интенсификации добычи нефти.
Для проведения расчета составляется таблица исходных данных:
Таблица1
№ Показатели Ед.изм. База сравнения Новая технология
1. Добыча нефти в т.ч. дополнит. добыча за счет мероприятия т.т    
3. Себестоимость добычи 1т нефти. В том числе условия переменных затрат. руб/т   руб/т    
4. Затраты на мероприятие Т.руб.    
5. Оптовая цена на нефть руб.    
Стоимостная оценка добычи нефти определяется формуле:
Рт=Q*Цt,
где, Q-объем добычи нефти, т.
Цt-оптовая цена на 1 тонну нефти (данные НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть- Добыча»)
Стоимостная оценка затрат включает эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти и затраты на проведение мероприятия:
ΔЗт=ΔЗ+З1
ΔЗ- эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти, руб.З1- затраты на проведение мероприятия (определяется по смете затрат)
Размер дополнительных эксплуатационных затрат определяется произведением суммы условно-переменных статей калькуляции себестоимости одной тонны нефти ина допонительную добычу и коэффициент 0,6.
К условно-переменным статьям относятся:
1. Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти.
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт.
3. Расходы по сбору и транспорту нефти.
4. Расходы по технологической подготовке нефти.
5. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.
Каждая из перечисленных выше статей является комплексной, т.е состоит из нескольких элементов, часть которых с ростом добычи нефти не изменяется. Поэтому при подсчете дополнительных затрат применяют коэффициент-0,6 и сумму дополнительных эксплуатационных затрат вычисляются по формуле:
ΔЗ=(№1+№2+№7+№8+№10)*0,6*ΔQ руб.
где, (№1+№2+№7+№8+№10)- сумма условно-переменных статей калькуляции себестоимости 1т нефти до внедрения мероприятий, руб.
ΔQ- дополнительная добыча нефти, т.0,6- коэффициент, учитывающий, что каждая из перечисленных статей возрастает не прямо пропорционально возросшей годовой добычи нефти.
Стоимостная оценка затрат на добычу нефти без использования мероприятия (Зт1)
Зт1=Qо*Со,
Где, Qо- объем добытой нефти до мероприятия, т.т.
Со- себестоимость 1т нефти добытой до мероприятия, руб.
Стоимостная оценка затрат на добычу нефти с использованием мероприятия рассчитывается:
Зт2=Зт1+ΔЗт,
Где, Зт1-стоимостная оценка затрат на добычу нефти без использования мероприятия, руб.
Отсюда себестоимость добычи 1 тонны нефти с использованием мероприятия составит:
Сt=Зт2/Qt, где
Qt- объем добычи нефти после мероприятия, т.т.При оценке экономической эффективности применения технологических процессов, обеспечивающих прирост добычи нефти экономический эффект представляет собой прибыль, остающуюся в расположении предприятия.
Прирост балансовой прибыли рассчитывается по формуле:
ΔП=(Цt-Ct)*Qt-(Цt-Co)*Qo,
Сумма налогов и выплат определяется:
НП= ΔП*20/100, где
20%-ставка налога на прибыль
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия определяется:
П= ΔП- НП
Окончательные результаты сводятся в таблицу:
Таблица 2
Сравнительная таблица ТЭП по расчету экономической эффективности от проведения ГТМ 
№ Показатели Ед.изм. База сравнения Новая технология Откл. +,-
1. Годовая добыча нефти т.т      
5. Затраты на мероприятие Т.руб.      
6. Себестоимость 1 т нефти руб.      
7. Прирост балансовой прибыли Т.руб.      
8. Сумма налогов и выплат Т.руб.      
9. Прибыль Т.руб.      

Билет 27
Преждевременное обводнение скважин. Причины. Методы борьбы с обводнением.
Отбор нефти может сопровождаться прорывами воды в добывающие скважины. Причинами прорывов можно назвать:
1) особенности размещения добывающих и нагнетательных скважин;
2) залегание подошвенной воды; наклон пласта, растекание фронта вытеснения;
3) наличие высокопроницаемых каналов и трещин, особенно в трещиновато-пористом коллекторе;
4) негерметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца.
В основном преждевременное обводнение может происходить в результате:
а) образования «языков» закачиваемой воды по площади зонально неоднородной залежи (охват заводнением по площади);
б) конусообразования подошвенной воды;
в) опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам в неоднородном слоистом пласте (охват по толщине пласта);
г) опережающего прорыва воды по высокопроницаемым трещинам;
д) поступления воды из верхних, средних и нижних водоносных пластов вследствие негерметичности колонны и цементного кольца.
Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды, с необходимостью ускоренного ввода в разработку новых месторождений для компенсации недоборов нефти. Проблема борьбы с обводнением пластов и скважин становится все более актуальной.
Для борьбы с преждевременным обводнением пластов и скважин применяют группу методов регулирования процесса разработки. Уменьшения языко- и конусообразования вод можно достичь оптимизацией технологических режимов работы скважин, а предотвращения опережающего движения воды по высокопроницаемому пласту многопластового месторождения — применением методов одновременно-раздельной эксплуатации.
Разработка нефтяных залежей в условиях вытеснения нефти водой сопровождается отбором значительных объемов пластовой воды при обводненности до 98 % и более. Поэтому подчеркнем, что осуществление изоляционных (ремонтно-изоляционных) работ (РИР) целесообразно только в случаях преждевременного обводнения скважин. Основным назначением РИР следует считать обеспечение оптимальных условий выработки пласта для достижения проектного коэффициента нефтеотдачи.
Четкое формулирование целей изоляционных работ, обоснованный выбор метода и технологии его осуществления могут быть выполнены только при наличии ясных представлений о путях обводнения скважин. Для изучения путей поступления воды применяют промыслово-геофизические методы исследования: в необсаженных скважинах—электрокаротажи; в обсаженных—методы закачки радиоактивных индикаторов (изотопов), термометрию,импульсный нейтронно-нейтронный каротаж (ИННК), закачку азота и др. Однако эти методы еще не всегда надежны. Поэтому вопрос о возможности изоляции притока воды зачастую приходится решать опытным путем, на основании результатов самих изоляционных работ.
В зависимости от цели все РИР можно подразделить на три вида:
- ликвидация негерметичности обсадных колонн и цементного кольца;
- отключение отдельных пластов;
- отключение отдельных обводненных (выработанных) интервалов пласта, независимо от их местоположения по толщине и характера обводнения (подошвенная вода, контурная, закачиваемая), а также регулирование профиля закачки воды в нагнетательных скважинах.
Путями притока воды и ее поглощения могут быть поры, трещины, каверны и другие каналы различного размера. По механизму закупоривания пористой среды эти методы делятся еще на селективные и неселективные.
Каждый метод изоляции имеет свои области эффективного применения при проведении одного или нескольких РИР. Его выбирают в зависимости от геолого-физических особенностей продуктивного пласта или пласта-обводнителя, конструкции скважины, гидродинамических условий, существующего опыта проведения РИР на данном месторождении, оснащенности материалами, техникой и т. д.
Дожимные насосные станции ДНС. Назначение. Оборудование ДНС. Технологическая единица. Блоки сбора и откачки утечек. Параметры. Насосы. Эксплуатация.Дожимные насосные станции предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов скважин и ГЗУ (групповые замерные установки) велико и устьевого давления не достаточно для транспортирования газожидкостной смеси. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0,3—0,8 МПа, обусловленном гидравлическими потерями при транспорте, а также давлением, которое должно поддерживаться в конце газопровода, в частности перед ГПЗ (газоперерабатывающий завод), для его нормальной работы. После сепарации жидкость поступает на прием насосов, а отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ.
Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:
· буферной емкости;
· сбора и откачки утечек нефти;
· насосного блока;
· свечи аварийного сброса газа.

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:
· приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;
· сепарации нефти от газа;
· поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.
Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.
Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:
1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.
2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.
3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.
4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.
Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.
Принцип работы ДНС
Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.
Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.
К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса по жидкости в м3/сут, второе - давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.
Ко второму типу относятся ДНС-7000, ДНС-1.4000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м3/сут. Давление нагнетания насосов 1,9-2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.
Параметры работы ДНС:
Объем откачанной на УПН(установка подготовки нефти) жидкости.
Объем поступившей на ДНС жидкости
Объем сборшенной в поглощение воды.
Давления на приме насосов, на выкиде.
Обводненность поступающей, откачанной на УПН жидкости.
Температуры рабочих агрегатов (насосов)
Загрузки насосов
Насосы:
ДНС оснащаются насосами ЦНС (центробежные насосы) различной производительности от ЦНС-60 до ЦНС-3000
Налог на добычу полезных ископаемых в нефтяной и газовой промышленности, его экономическое значение.
НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых) – это платеж, взимаемый с пользователей недр при добыче полезных ископаемых из недр, поступает в федеральный бюджет. Является одним из основных источников формирования федерального бюджета!
Исчисляется по формуле:
НДПИ = Q*857 x Кц x Кв,
где Q – объем добытой нефти
857 – ставка НДПИ за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной
Кц - коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть:
Кц = (Ц - 15) *P/261, где Ц – средний за налоговый период уровень цен сорта нефти «Юралс» в долларах США за баррель; Р – среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю РФ.
Кв - коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
- В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр 0,8≤Св≤1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле:
Кв = 3,8 - 3,5*N/V,
где N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче; V - начальные извлекаемые запасы нефти и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2.
-В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр превышает 1, коэффициент Кв принимается равным 0,3.
- Когда степень выработанности меньше 0,8, Кв=1.

Билет 28
Рациональная система разработки нефтяных месторождений и её экономическое значение.
В экономическую оценку включаются технологические вари- анты разработки, отличающиеся плотностью сетки скважин, поряд- ком и темпами разбуривания, методами воздействия на залежь, 172 уровнями добываемой нефти и жидкости, вводом из бурения добы- вающих и нагнетательных скважин, объемом закачиваемой воды, реагентов, способами эксплуатации и др. Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемым технологическим вариантам. Результатом экономической оценки является выявление наиболее рационального варианта разработки месторождения, отве- чающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды. Для оценки проекта используются следующие основные пока- затели эффективности: – дисконтированный поток денежной наличности – сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, умень- шенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтя- ного месторождения. Определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году; – индекс доходности характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений (прибыль от реализации и амортизационных отчислений) к суммарному объему капиталь- ных вложений; – период окупаемости капитальных вложений – это продол- жительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенси- руются ее положительными значениями; – внутренняя норма возврата капитальных вложений пред- ставляет собой ту норму дисконта, при которой сумма чистого до- хода от инвестиций равна сумме инвестиций, т.е. капиталовложения окупаются. В систему оценочных показателей включаются также: – капитальные вложения на освоение месторождения; 173 – эксплуатационные затраты на добычу нефти; – доход государства (налоги и платежи в бюджетные и вне- бюджетные фонды РФ). Ни один из перечисленных критериев сам по себе не является достаточным для принятия проекта. Решение об инвестировании средств в проект должно приниматься с учетом значений всех пере- численных показателей, а также значений всех участников инвести- ционного проекта.
Нагрузки на штанги. Упругие деформации штанг и труб под действием статических нагрузок. Динамограф. Теоретические и практические динамограммы.
При работе глубиннонасосной установки на штанги и на трубы действуют различные виды нагрузок – статические от веса штанг и жидкости, силы инерции движущихся масс и др.
После закрытия нагнетательного клапана статическая нагрузка от столба жидкости над плунжером перед началом его хода вверх передается на штанги, вызывая их растяжение. При этом трубы разгружаются и сокращаются. Плунжер остается неподвижным относительно труб, и полезный ход его начинается лишь после растяжения штанг и сокращения труб. Всасывающий клапан закрывается, вес жидкости со штанг передается на трубы, нагнетательный клапан открывается, и плунжер движется вниз. При этом статическая (постоянно действующая) нагрузка на головку балансира будет равна весу штанг в жидкости. Так как головка балансира с подвешенной к ней колонной штанг движется неравномерно, возникают ускорения и соответствующие инерционные и другие динамические нагрузки. Кроме того, в начале хода плунжера вверх, когда скорость его движения равна нулю, головка балансира уже движется с некоторой скоростью, которую она набрала в процессе растяжения штанг и сокращения труб. Вследствие этого следует удар плунжера о жидкость, в результате на штанги и головку балансира действуют динамические нагрузки. Очевидно, что максимальная нагрузка на штанги будет при движении плунжера вверх, а минимальная – при ходе вниз.
К постоянным или статическим нагрузкам принято относить вес колонны насосных штанг в жидкости, гидростатическую нагрузку, обусловленную разницей давлений жидкости над и под плунжером при ходе его вверх, а также нагрузки от трения штанг о стенки подъемных труб.
К переменным нагрузкам относятся:
- инерционная нагрузка, обусловленная переменной по величине и направлению скоростью движения системы “штанги-плунжер”;
- вибрационная нагрузка, обусловленная колебательными процессами, возникающими в колонне штанг под действием ударного приложения и снятия гидростатической нагрузки на плунжер;
- нагрузка от трения штанг в жидкости;
- сила гидростатического сопротивления, вызванная перепадом давления в нагнетательном клапане при движении жидкости.
Для измерения нагрузок на штанги и определения качественных показателей работы глубинного насоса применяют приборы, называемые динамографами. Эти приборы записывают на бумаге значения нагрузок на сальниковый шток за одно двойное качание (вверх и вниз) в виде диаграммы. Записанная диаграмма называется динамограммой.
Простейшая теоретическая динамограмма работы глубинного насоса за один ход вверх и вниз имеет форму параллелограмма. По вертикальной оси отложены (в масштабе) нагрузки, действующие на сальниковый шток, а по горизонтальной (в масштабе) — перемещение сальникового штока. Нагрузка на шток по мере его перемещения вверх и вниз изменяется в следующем порядке.

Теоретическая динамограмма работы глубинного насоса, имеющая форму параллелограмма, получается при работе глубинного насоса в скважине в дега-зированной жидкости при коэффициенте наполнения, равном единице, и при отсутствии динамических нагрузок, т. е. при весьма медленном и плавном движении системы «сальниковый шток — штанги — плунжер» вверх и вниз. Если бы при работе глубинного насоса не было упругой деформации (растяжения и обратного сокращения) штанг и труб, теоретическая динамограмма имела бы вид прямоугольника, т. е. линии АБ и ВГ были бы перпендикулярны линиям БВ и ГА.
При работе насосной установки бывают различные неполадки, приводящие к снижению коэффициента подачи глубинного насоса. Причинами этого снижения могут быть утечки жидкости через неплотности в насосе и в трубах, вредное влияние газа на работу насоса, изменения в состоянии притока жидкости в скважину; вследствие этого нарушается нормальный процесс изменения нагрузки на сальниковый шток. Каждому нарушению нормальной работы насоса соответствует своя характерная форма динамограммы. Зная, как изменяется форма динамограммы при тех или иных нарушениях, по динамограмме можно определить эти нарушения, не поднимая насоса на поверхность.
Аналогичным сравнением фактических динамограмм с теоретическими можно прийти к определенным выводам о причинах ненормальной работы установки.
Оборудование для хранения нефти. Резервуары. Классификация по различным признакам. Резервуары вертикальные стальные. Конструкции. Арматура защитная и предохранительная.
Резервуары являются одним из основных сооружений нефтебаз и предназначены для хранения нефтепродуктов и производства некоторых технологических операций. По материалу, из которого сооружены резервуары, различают:
металлические,
железобетонные,
каменные,
земляные.
Большое развитие получили резервуары, сооружаемые в горных выработках. Основным строительным материалом для выработок является сама горная порода.
По отношению к уровню земли резервуары могут быть:
подземными, когда наивысший уровень нефтепродукта в резервуаре находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (к подземным относятся также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допускаемого наивысшего уровня нефтепродукта в резервуаре);
наземными, когда днище резервуара находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара).
Для полной сохранности качества и количества нефтепродуктов, разработано большое количество различных конструкций резервуаров. Выбор типа резервуара в каждом конкретном случае должен быть обоснован специальным технико-экономическим расчётом.
Ёмкости для хранения нефтепродуктов могут быть подразделены по следующим признакам:
по материалу, из которого они изготовлены:
металлические,
железобетонные,
каменные,
земляные,
синтетические,
ледогрунтовые
горные в различных горных породах;
по величине избыточного давления:
резервуары низкого давления, в которых избыточное давление мало отличается от атмосферного (Рн < 0,002 МПа)
резервуары высокого давления (Рн > 0,002 МПа);
по технологическим операциям:
резервуары для хранения маловязких нефтей и нефтепродуктов;
резервуары для хранения высоковязких нефтей и нефтепродуктов;
резервуары-отстойники;
резервуары специальных конструкций для хранения нефтей и нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров;
по конструкции:
стальные резервуары вертикальные цилиндрические с коническими и сферическими крышами, горизонтальные цилиндрические с плоскими и пространственными днищами, каплевидные, шаровые;
железобетонные резервуары (вертикальные и горизонтальные цилиндрические, прямоугольные и траншейные) (рис. 7-1…7-8).
Нефтехранилища, сооружаемые в пластах каменной соли путем размыва, в пластичных породах методом уплотнения взрывом, а так же шахтные и ледогрунтовые хранилища относятся к подземному хранению нефтепродуктов в горных выработках.
В зависимости от назначения резервуары разделяются на две группы:
К первой группе относятся резервуары, предназначенные для хранения жидкостей при избыточном давлении до 0,07 МПа включительно и температуре до 120°С. Такие резервуары проектируются и изготовляются согласно «Нормам и технологическим условиям проектирования и изготовления стальных конструкций и промыигленных сооружений».
Ко второй группе относятся резервуары, работающие под давлением более 0,07 МПа. Они проектируются и изготовляются по специальным технологическим условиям. Эксплуатация этих конструкций находится под особым наблюдением специальной Государственной инспекции.
Цилиндрические резервуары являются наиболее распространенными для хранения нефтепродуктов, относительно просты в изготовлении и наиболее экономичны по стоимости. Различают резервуары вертикальные стальные (РВС) низкого и высокого давления, с плавающими крышами (РВСПК) и понтонами (РВСП); горизонтальные цилиндрические резервуары высокого и низкого давления, наземные и подземные.Оборудование резервуаров вертикальных стальных
Резервуар вертикальный стальной (РВС) — вертикальная ёмкость для накопления, хранения, подготовки и учета жидких продуктов (нефтепродуктов).
Резервуары изготавливаются из стали поясами в рулонном или полистовом исполнении. Обычно РВС изготавливается с внутренним объёмом от 400 м³ до 5000 м³, меньше этого объёма производятрезервуары горизонтальные стальные (РГС), больше этого предела используют группу резервуаров. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называют резервуарным парком.
Конструкция РВС

Конструкция и состав РВС
1 — клапан дыхательный совмещенный КДС, 2 — клапан дыхательный механический КДМ,3 — клапан аварийный АК,4 — совмещенный механический дыхательный клапан СМДК,5 — клапан дыхательный механический КДМ-50,6 — патрубок вентилляционный ПВ,7 — люк замерный ЛЗ,8 — люк монтажный ЛМ,9 — люк световой ЛС,10 — генератор пены средней кратности ГПСС,11 — пробоотборник плавающий резервуарный ПП,12 — пробоотборник стационарный резервуарный органного типа ПСР ОТ,13 — пробоотборник стационарный секционный резервуарный ПСР,14 — механизм управления хлопушкой боковой МУ-1,15 — механизм управления хлопушкой верхний МУВ,16 — хлопушка ХП,17 — приемораздаточное устройство ПРУ,18 — кран сифонный КС,19 — люк-лаз ЛЛ,20 — приемораздаточный патрубок ПРП
Нормальная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальной арматурой и гарнитурой, смонтированной на них (рис. 7.10). Наземные стальные резервуары должны иметь:
оборудование, обеспечивающее их надежную работу и снижение потерь нефтепродуктов (дыхательная арматура, приемно-раздаточные патрубки с хлопушками, средства защиты от коррозии);
оборудование для обслуживания и ремонта (люки-лазы, люки замерные, люки световые, лестницы);
противопожарное оборудование (огневые предохранители, средства пожаротушения и охлаждения);
приборы контроля и сигнализации.
1. Верхний световой люк - предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъёма крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.
2. Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке резервуара. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, чтобы предупредить попадание искр внутри резервуара.
3. Механический дыхательный клапан - устанавливают на крыше у замерной площадки, для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуаре и для предотвращения испарения. Работает при повышенном давлении в резервуаре или вакууме выше расчётного.
4. Огневой предохранитель - препятствует проникновению внутрь резервуара огня и искр, через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательным клапаном. Принцип действия основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.5. Замерный люк - нужен для замера уровня нефти и отборе пробы из резервуара.
6. Прибор для замера уровня. В настоящее время резервуары оснащены дистанционным уровнемером - УДУ-5 - различных модификаций Н, А, Е, Д и сниженным пробоотборником ПСР. ПСР состоит из верхнего люка, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы.
7. Нижний люк-лаз - находится в первом поясе резервуара на высоте 700 мм, предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку на дне грязи. Также используется для вентиляции резервуаров при производстве огневых работ, поэтому расположен диаметрально противоположно световому люку.
8. Сифонный кран - предназначен для спуска из резервуара подтоварной воды, представляющий собой трубу пропущенную через сальник внутрь резервуара.
9. Хлопушка - предотвращает утечку нефтепродуктов из резервуара в случае повреждения приёмо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки.
10. Грузовой патрубок, через который подсоединяются приёмо-раздаточные трубы.
11. Перепускное устройство.
12. Подъёмник хлопушки - после выравнивания давления с помощью штурвала и троса открывает хлопушку.
13. Крайнее положение приёмо-раздаточных патрубков по отношению
к оси лестницы.
14. Гидравлический предохранительный дыхательный клапан - на случай выхода из строя механического. Клапан заливают незамерзающей слабо испаряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор. Чтобы он не срабатывал вместе с механическим его устанавливают на повышенное давление и вакуум на 5÷10%.
Всё выше перечисленное оборудование ставится на резервуарах для хранения маловязких нефтепродуктов и нефтей (рис. 7.10. а).
Резервуары для хранения высоковязких нефтей оснащены следующим оборудованием (рис. 7.10. б):
1. Верхний световой люк.
2. Вентиляционный патрубок.
3. Замерный люк.
4. Уровнемер.
5. Нижний люк-лаз.
6. Водоспускной кран.
7. Шарнирная подъёмная труба - устанавливается на приёмной трубе. Подняв трубу выше уровня нефтепродукта, можно предотвратить утечки. Подъём трубы осуществляется лебедкой, а опускается под собственным весом. Конец подъёмной трубы срезается под углом 30°, чтобы уменьшить входную скорость подтекания нефти.
8. Перепускное устройство.
9. Грузовой патрубок.
10. Противопожарное оборудование.
11. Оборудование для подогрева.
Конструкции подогревателей различают следующих типов:
стационарные и переносные,
общие и местные,
трубчатые,
циркуляционного подогрева,
паровые, электрические и др.

Билет 29
обслуживание автоматизированного резервуарного парка в технологическом процессе подготовки нефти.
Рассматривая резервуарный парк как объект управления, следует уделить внимание нескольким важным особенностям, влияющим на создание автоматических систем:- повторяемость объектов и технологических схем и в связи с этим необходимость использования типовой аппаратуры;- зависимость параметров объекта от состояния всех объектов резервуарного парка;- пожаро- и взрывоопасность объекта вынуждает использовать специальное оборудование, осуществлять автоматический контроль температурного режима и загазованности, автоматизировать систему пожаротушения, а также проводить дополнительные мероприятия по предупреждению взрывов и пожаров;- объект удален от населенных пунктов, и поэтому при построении системы необходимо учесть возможные колебания напряжения, предусмотреть резервирование вспомогательных систем, централизованный ремонт автоматики, использование средств телемеханики;- поскольку объект имеет большой вес в народном хозяйстве и в экономике в целом, необходимо по возможности максимально снизить потери путем создания автоматизированной системы управления, применения систем регулирования, резервирования технологического оборудования, построения системы технологической защиты. В задачу автоматизации резервуарных парков входит:- дистанционный контроль за наполнением и опорожнением резервуаров;- дистанционное управление задвижками на приемных и нагнетательных трубопроводах резервуаров;- контроль параметров, обеспечивающих учет нефти и нефтепродуктов, накапливаемых и хранимых в резервуарах;- дистанционное управление насосами.При больших скоростях наполнения и опорожнения резервуаров требуется также автоматическое подключение резервуаров к нагнетательным или откачивающим трубопроводам. Последнее требование особенно важно для резервуарных парков головных насосных станций магистральных нефтепроводов, где скорость наполнения и опорожнения резервуаров определяется производительностью магистральных насосов.В резервуарных парках преимущественно используются электрические схемы контроля и управления.Автоматизация резервуарных парков обеспечивает:- управление резервуарным парком из местного диспетчерского пункта, т. е. автоматический централизованный контроль;- высокую точность измерения уровня: уровень жидкости в резервуаре может измеряться с точностью до ±1 мм;- цифровую передачу данных, что позволяет практически безошибочно передавать информацию;- электронную обработку полученных данных, обеспечивающую обработку результатов измерения и выдачу информации о количестве продукта, хранимого в резервуаре непосредственно в кубометрах или в тоннах;- высокую надежность;- экономичность, получаемую за счет повышения точности при товароучетных операциях и увеличения эффективности использования емкости резервуарного парка;- повышение организации труда, т. к. не требуется постоянного обслуживающего персонала, работающего под открытым небом;- гибкость: системы автоматизации могут расширяться, а данные накапливаться и использоваться по необходимости.Для представления рассматриваемого технологического процесса как объекта управления переменные процесса разбиваются на группы.К входным переменным относятся:X1 — количество поступившей из нефтепровода нефти;Х2 — температура поступившей нефти;Х3 — качественный состав поступившей нефти;Х4— давление, под которым нефть подается из нефтепровода в резервуар;Управляющие переменные:U1 — давление приходящей нефти;U2 — давление расходуемой нефти;Переменные, характеризующие условие протекания технологического процесса:Z1 — температура нефти в резервуаре;Z2 — температура стенок резервуара;Z3 — уровень подтоварной воды в резервуаре;Z4 — вязкость нефти;Z5 — давление воздуха или паров нефти в газовом пространстве резервуара;Выходные переменные:Y1 — верхний уровень нефти в резервуаре;Y2 — нижний уровень нефти в резервуаре;Y3 — потеря нефти с «дыханиями».Возмущающими воздействиями в данном процессе являются:- состав нефти;- состояние насосов;- колебания температуры окружающей среды;- состояние резервуаров;- и т. д.Отметим, что некоторые переменные процесса не могут быть определены с достаточной степенью точности, ввиду отсутствия соответствующих контрольно-измерительных приборов. К примеру, очень сложно поддерживать непрерывный контроль за состоянием резервуаров или измерять потери нефти с «дыханиями». Эти переменные затрудняют оценку состояния процесса и ухудшают оперативное управление им. Таким образом, данный объект можно отнести к классу объектов с неполной информацией.В процессе анализа процесса необходимо учесть, что вследствие налипания парафина на стенки резервуара и приемно-раздаточных патрубков, старения резервуаров, непостоянства содержания воды в нефти и других причин характеристики процесса перекачки нефти через резервуарный парк дрейфуют во времени, т. е. процесс нестационарен.Существующая практика управления резервуарным парком нефтеперекачивающей станцииВ советские времена, в начале 70-х, вопрос автоматизации резервуарных парков решился радикально: братская республика Венгрия поставила в рамках СЭВ большое количество соответствующих систем KOR-VOL, которые комплексно решали поставленную задачу. Комплексы KOR-VOL прослужили 20 лет и продолжают служить до сих пор в самых разных уголках бывшего СССР. Однако время берет свое. Не говоря уже о естественном за такой срок физическом износе (особенно в условиях отсутствия запчастей), KOR-VOL давно устарели морально.Идея модернизации отслужившего свой срок оборудования зрела давно. Однако было ясно, что вот так взять и отключить плохо ли, хорошо ли, но работающее оборудование и поставить новое, которое еще неизвестно как будет работать, на таком объекте, как нефтехранилище, нельзя. Да и средства на комплексную замену оборудования изыскать труднее. В таких условиях и родилась идея поэтапной модернизации без демонтажа существующей системы. Фирма "Шатал" совместно с АО ICL КПОВС разработала проект модернизации и осуществила внедрение первого этапа в нефтегазодобывающем управлении (НГДУ) "Заинскнефть" (Республика Татарстан).В качестве первого этапа модернизации было решено заменить только электронную часть существующего комплекса, на который поступают аварийные сигналы и сигналы с датчиков уровней, расположенных непосредственно на резервуарах. Соответствующая схема приведена на рис.2.3.2 (здесь ЦИТС - центральная инженерно техническая служба НГДУ).Рисунок 2.2 – Общая схема автоматизации резервуарного паркаПроблему сопряжения сигналов, поступающих с селекторов, выполненных на достаточно архаичной элементной базе, с современным оборудованием удалось решить, оставаясь в рамках применения стандартных модулей нормализации и гальванической развязки производства фирмы Grayhill.В целом система построена на базе промышленной компьютерной техники производства фирмы Advantech, что обеспечило легкость компоновки и сопряжения всех составляющих системы. Таким образом, на первом этапе модернизации сохранились следующие элементы KOR-VOL:- датчики общих и межфазных уровней во всех резервуарах;- селекторы выбора датчиков, сигнальные и силовые кабели;- шкафы электропитания уровнемеров и аварийных сигнализаций;- распределительные коробки.Функциональная схема модернизированной системы показана на рис.2.3 Новый информационно-измерительный комплекс реализован как автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора с использованием графической SCADA-системы Трейс Моду российской фирмы AdAstra. АРМ оператора обеспечивает выполнение следующих функций:- сбор и отображение на экране монитора в табличном и графическом виде информации об общих и межфазных уровнях во всех резервуарах;- прием аварийных сигналов уровнемеров (min, maxl, max2) и сигналов неисправности кодовых датчиков, их отображение в графическом виде на мнемосхемах;- звуковую сигнализацию аварии и запись времени возникновения аварийного сигнала в архив;- расчет массы нефти в каждом резервуаре;- передачу информации с АРМ операторов товарного и очистного парка на АРМ главного диспетчера;
ввод с клавиатуры в память компьютера значений параметров, датчики которых на данный момент отсутствуют (плотность нефти, процент содержания воды и т.п.) и которые определяются лабораторно; *- хранение и просмотр архивных данных в течение суток, месяца, квартала;- автоматическое возобновление работы системы без вмешательстваоператора в случае временного отключения электропитания. В ходе дальнейшей модернизации намечается выполнение следующих работ:- на втором этапе планируется замена старых уровнемеров, прокладка новых или привязка к старым силовым/сигнальным линиям, установка новых коммутационных блоков, шкафов электропитания и распределительных коробок, контроль и управление состоянием задвижек и насосов;- на третьем этапе предполагается модернизировать систему пожарной сигнализации с заменой устаревших датчиков, установкой новых и со сведением всех линий сигнализации на единый пульт пожарной сигнализации.Система функционирует на объекте с октября 1996 г. Она построена таким образом, что переключением всего одного разъема легко можно вернуться к старой системе KOR-VOL, что обеспечивает большую надежность работы резервуарного парка.
конструкции крыш: плавающие, понтоны. Назначение. Эксплуатация.Резервуары с металлическими и синтетическими понтонамиПонтон состоит из металлических поплавков, выполненных в виде коробов - сегментов.
Синтетические понтоны практически непотопляемы вследствие отсутствия полых поплавков, могут легко быть смонтированы как во вновь строящихся, так и в действующих резервуарах, имеют значительно меньший вес и меньшую стоимость по сравнению с металлическими понтонами, незначительно уменьшают полезную емкость резервуара.
Впервые в 1968 г. Ново - Горьковском НПЗ был смонтирован понтон из синтетических материалов в резервуаре с крекинг - бензином. Уменьшение потерь от испарения составило 70 % [3].
Герметичность понтона, плотность затвора и, следовательно, эффективность его эксплуатации характеризуется степенью насыщения бензиновыми парами газового пространства, заключённого между кровлей и понтоном в резервуаре.
Рисунок – 2.3 Функциональная схема осуществленного этапа модернизации резервуарного паркаСтепень насыщения газового пространства в момент замера определяется величиной, измеренной концентрации бензиновых паров, делённой на величину концентрации насыщения при минимальной суточной температуре, имея в виду, что концентрация насыщения по своей величине будет соответствовать давлению насыщенных паров.
При удовлетворительном монтаже понтона и отсутствии дефектов это отношение не должно превышать 0.3, что соответствует сокращению потерь топлива в размере около 80 % по сравнению с резервуаром без понтона. Если отношение меньше 0.3, то понтон работает удовлетворительно, а если больше 0.3, то понтон не имеет достаточной герметичности [3].
Резервуары с плавающей крышейВ отличие от резервуара с понтоном в резервуаре с плавающей крышей отсутствует кровля (рис.5). Существуют резервуары емкостью 3000, 10000, 50000 м3 с плавающими крышами.
Плавающая крыша имеет расположенные по периметру 32 короба - понтона трапециевидной формы. В нижнем положении она покоится на трубчатых опорных стойках на отметке 1800 мм от днища, а при заполнении — поднимается вместе со стойками. Положение плавающей крыши фиксируется двумя направляющими из труб диаметром 500 мм, предназначенных для отбора проб и замера уровня. Вода с плавающей крыши отводится по дренажной системе, состоящей из стальных труб с шарнирами. Спуск с площадки на плавающую крышу происходит по лестнице. Зазор между плавающей крышей и корпусом резервуара по проекту составляет 200 мм (максимальный — 300 мм и минимальный—120 мм). Для герметизации кольцевого зазора между плавающей крышей и корпусом применен мягкий уплотняющий затвор РУМ-1[3].

Рис.5 . Схема устройства резервуаров с плавающей крышей (а) и понтоном (б):
1 - корпус резервуара; 2 - стационарная крыша; 3 - нижние опоры понтона, 4 - направляющие плавающей крыши; 5 - плавающая крыша; б -уплотняющий скользящий затвор; 7- скользящая лестница; 8 -пластиковые покрытия понтона; 9 - пенополиуретановый слой; 10 -уплотнители; 11 - кольца жесткости; 12 - сборник осадков; 13 -дренажная система.
По данным [3], в США в среднем для 18000 резервуаров, из которых около 7000 со стационарной крышей, а остальные - с плавающей крышей или понтоном, потери следующие:
Таблица 1
Давление насыщенных паров нефтепродукта в резервуаре, кПа Потери, т/мес, из резервуаров
со стационарной крышей с плавающей крышей или понтоном
10-35 70 9
36-65 95 18
67-75 325 41
 Назначение:
Резервуары для хранения легковоспламеняющихся жидкостей(ЛВЖ)
При хранении ЛВЖ стравливание паров происходит практически постоянно и только в атмосферу. Периодичность стравливания и количество продуктов, стравливаемых в атмосферу, зависит от типа и конструкции резервуара.
Экономический анализ эксплуатации нефтяных месторождений методом определения точки безубыточности.
Анализ безубыточности инвестиционного проекта основан на определении так называемой точки безубыточности, т.е. равенства между выручкой предприятия и издержек производства. В свою очередь издержки производства делятся на две категории:
ü  переменные издержки, которые считаются пропорциональными объему произведенной продукции;
ü  постоянные издержки, которые не зависят от объема производимой продукции.
первой категории обычно относятся: материальные и энергетические затраты на производство продукции; заработная плата производственных рабочих и ИТР, непосредственно занятых производством и сбытом продукции, и т.д. Ко второй категории принадлежат: стоимость содержания производственных, административных помещений и инфраструктуры; заработная плата административно-управленческого персонала; амортизация основных фондов; выплаты налогов, не зависящих от объема производства, и т.д.
Кроме того, вводятся следующие дополнительные условия:
ü  объем производства равен объему продаж;
ü  постоянные издержки производства одинаковы для любого объема производства и не изменяются с течением времени;
ü  переменные удельные издержки (издержки на единицу выпускаемой продукции) одинаковы для любого объема производства и любого момента времени, так что общие переменные издержки пропорциональны объему производства;
ü  цена единицы продаваемого товара (минерального сырья) одинакова для всех уровней производства и не изменяется во времени.
На практике данные условия, как правило, полностью не выполняются. Так, не все затраты можно классифицировать только как переменные или постоянные. Часто со снижением масштабов производства снижаются административно-управленческие расходы и другие затраты, относимые к постоянным. Удельные переменные затраты также могут изменяться в зависимости от масштабов производства продукции и т.д.
Вследствие этого анализ безубыточности следует рассматривать как приближенный метод оценки границ изменения параметров производства (инвестиционного проекта), за пределами которых оно становится убыточным. Убыточность означает, что получаемых доходов не хватает для продолжения операционной деятельности и воспроизводства основных фондов. Производство может быть абсолютно убыточным, если из производственных расходов исключены амортизационные отчисления и получаемых доходов не хватает для продолжения производственного процесса.
Несмотря на отмеченные недостатки, анализ безубыточности получил широкое распространение как метод исследования риска банкротства.
Анализ безубыточности можно выполнить графическим (рис. 14.2) и аналитическим способом.
На графике по горизонтали показывается объем реализации продукции в процентах производственной мощности или натуральных единицах, а по вертикали – себестоимость продукции и прибыль, которые вместе составляют выручку от реализации. По графику можно установить, при каком объеме реализации продукции предприятие получает прибыль, а при каком ее не будет. С его помощью можно определить точку, в которой затраты будут равны выручке от реализации – точку безубыточности (break-even point).
Аналитическим путем безубыточный объем реализации в процентах мощности предприятия или в натуральных единицах (Тб) определяется по формуле:
(14.1)
где   Q         – объем производства продукции, соответственно в % мощности или в натуральном выражении;
         Зпост    – постоянные издержки (затраты) производства.
Разность между фактическим и безубыточным объемом продаж – это зона безопасности (запас финансовой прочности) производства. Очевидно, что высокий уровень безубыточного масштаба производства нежелателен, поскольку делает предприятие уязвимым по отношению к колебаниям спроса на производимую им продукцию и изменениям цен на сырье, энергию и т.д.
Билет 30.
Естественные режимы работы пластов. Их эффективность по конечному коэффициенту нефтеизвлечения.
Максимальный КИН на различных режимах:
Режим Значение КИН
Водонапорный 0,6…0,7
Упруговодонапорный 0,5…0,55
Газонапорный 0,4
Режим растворенного газа 0,2…0,3 (при низком газосодержании 0,10…0,15)
Гравитационный 0,1…0,2
Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.
В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: напор контурной воды под действием ее массы; напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды; давление газа газовой шапки; упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; сила тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенного газа, гравитационный.
При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти, объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК.
При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфоририруют.
Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.
Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки:
- тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта - относительно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления обычно ограничивается площадью залежи;
- практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;
- достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, - до 8-10% в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85-90 % извлекаемых запасов нефти;
- извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор - ВНФ) может достигать 0,5-1,0.
При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти - до 0,6-0,7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим.
Упруговодонапорный режим - режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.
Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области
Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой.Так же как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения
Перфорация нефтенасыщенной части пласта выполняется, как и при водонапорном режиме.
На протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения. На протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется, в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает.

Рис. 54. Зависимость динамического пластового давления рпл от накопленной добычи жидкости Qж при упруговодонапорном режиме нефтяной залежи с начала ее разработки.
Размеры законтурной области: 1 — большие; 2 — небольшие; 3 — законтурная область практически отсутствует
Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи (рис.54)
При высокой продуктивности залежей режим может обеспечивать значительные коэффициенты извлечения нефти и темпы разработки. Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме на II стадии разработки обычно не превышает 5 -7% в год от НИЗ. К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80% извлекаемых запасов, добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2-3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5-0,55.
Газонапорный режим - это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти, поскольку в давление насыщения часто близко к начальному пластовому; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.
Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима: наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значительная высота нефтяной части залежи; высокая проницаемость пласта по вертикали; малая вязкость пластовой нефти (не более 2-3 МПа·с).Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефтеносности остается постоянным.
С целью предотвращения преждевременных прорывов газа в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК.
При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается. Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ на II стадии могут быть довольно высокими - примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает примерно 0,4. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды.
Режим растворенного газа - режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.
Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. С увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора до нескольких кубометров на 1 м3. В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4-5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды.
Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 0,2-0,3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения - 0,10-0,15.
Гравитационный режим - это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате «осушения» пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Нефть отбирается очень низкими темпами - менее 2-1 % в год от начальных извлекаемых запасов. Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0,5.
При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется. КИН обычно 0,1 – 0,2.
Пробоотборники, замерные устройства, хлопуши, подъемные трубы. Назначение. Конструкция. Применение.
Пробоотборник плавающий сниженный ПП - 1
Сниженный пробоотборник плавающий ПСРпт-1 и ПСРт-1 используется для отбора пробы нефтепродуктов на трех уровнях жидкости в резервуаре.
Пробоотборник ПСРт-1 устанавливается на резервуар без понтона, состоит из коленных секций, соединенных шарнирными узлами и гибкими трубками.  
Пробоотборник сниженный ПСРпт-1 устанавливается на резервуар с любым типом понтонов – блочным, алюминиевым, стальным, состоит из коленных секций, соединенных шарнирными узлами и гибкими трубками. Верхний шарнирный узел крепится к понтонам, а нижний – к стационарным опорам понтонов.
Устройство и технические характеристики сниженного пробоотборника ПСРт-1 и ПСРпт-1

Обозначения на рисунке:
кран,
пробозаборные трубы,
шарнирный узел,
гибкая трубка,
верхний заборный узел,
поплавок.
Для взятия пробы нефтепродукта из резервуара необходимо открыть кран 1, соответствующий тому уровню жидкости, с которого берется проба, после чего продукт набирается в специальную тару.
Пробоотборники стационарные резервуарные 
Пробоотборник стационарный резервуарный ПСР ОТ предназначен для использования в процессе отбора проб нефтепродуктов по всему диапазону высоты наземных резервуаров различной конфигурации, как с нормальным, так и с повышенным давлением. Размер условного диаметра проводящих труб составляет 15 мм. Диапазон температур продукта, который отбирается для проб: от +95°С до -70°С.
Пробоотборники органного типа ПСР ОТПробоотборник стационарный резервуарный органного типа ПСР ОТ предназначен для отбора как смешенной, так и дискретной (с каждой определенной высоты) пробы по всей высоте резервуара с нормальным и избыточным давлением.Отбор пробы осуществляется через каждые 1000 мм либо с высот, указанных заказчиком.Для отбора вязких продуктов используются пробоотборные трубы с большим диаметром условного прохода.По желанию заказчика пробоотборник выполняется с обогревом внешних частей для бесперебойной работы в максимально холодных условиях окружающей среды.Для более надежной и долговечной работы элементы пробоотборника выполняются из нержавеющей стали.По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды пробоотборники ПСР ОТ изготавливаются в исполнениях У и УХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69.Пример условного обозначения пробоотборника ПСР ОТ:ПСР ОТ-12-11 УХЛ, где:ПСР ОТ – пробоотборник стационарный резервуарный органного типа.12 – высота стенки резервуара, метр.11 – количество уровней отбора проб.УХЛ – климатическое исполнение.


Устройство: 1 - секции; 2 - кронштейны резервуарные; 3 - система аварийного перекрытия труб; 4 - приемный узел; 5 - защитный кожух. 
Замерные устройства
Люк замерный ЛЗ
Люки замерные ЛЗ (ЛЗ-80, ЛЗ-150) необходимы для обеспечения доступа во внутреннюю полость резервуара для проведения замеров уровня нефтепродуктов в резервуарах и забора проб нефтепродуктов в емкостном оборудовании на автозаправочных станциях или нефтебазах. 
Диапазон температур при которых можно производить замеры от –50°С до +50°С, при относительной влажности до 95%.
Устройство люка замерного ЛЗ:Люк замерный резервуара состоит из корпуса, крышки, педали, прокладки резиновой стойкой к воздействию нефтепродуктов, специальный откидной болт с гайкой, латунной вставки для обеспечения искробезопасности. Основой конструкции является корпус на котором размещается все части конструкции люка замерного ЛЗ. Люк ЛЗ имеет в основании фланцевое соединение, которым он монтируется опорному фланцу резервуара ч/з маслобензостойкую прокладку из резины.
В специально изготовленную проушину корпуса люка замерного крепится рычаг. К рычагу на корпусе присоединяется крышка с резиной МБС (маслобензостойкая) для герметизации газового пространства резервуара в закрытом состоянии, что позволяет не нести потери на испарение нефтепродуктов. Плотное положение крышки люка лаза ЛЗ в закрытом состоянии обеспечивается специальной прижимной гайкой.
Отбор проб через люк замерный ЛЗ
Отбор проб и проведение замеров нефтепродуктов в горизонтальных и вертикальных стальных резервуарах производится при отрытом замерном люке ЛЗ расположенном на верхней части резервуара. Для открытия люка замерного необходимо открутить прижимную гайку и развести откидной болт и рычаг с крышкой в разные стороны.
В зависимости от объема резервуара люки замерные бывают различных диаметров. Люк замерный ЛЗ-80 Ду80 имеет условный проход(диаметр) 80мм, люк замерный ЛЗ-150 имеет условный диаметр 150мм.
Применение люка замерного ЛЗ на резервуаре:Для проведения замеров уровня и забора образцов проб замерный люк необходимо открыть. Для этого нужно открутить прижимную гайку, откидной болт отводятся в одну сторону, а рычаг с крышкой - в другую. Люк замерный ЛЗ 150 имеет условный диаметр 150 мм, а люк замерный ЛЗ 80 соответственно 80мм.
Люки замерные ЛЗ изготавливаются различными производителями из стали и алюминия. Алюминиевые люки ощутимо легче стальных, а по эксплуатационным характеристикам ни чем не уступают люкам замерным из стали. Люки замерные обычно служат столько же времени как и резервуар на который они устанавливаются.
Хлопуши

Общий вид хлопуши ХП
Хлопуша ХП предназначается для устранения убытков нефтепродуктов из резервуаров при разрыве трубопроводов или сбоя работы устройств запоров. По устойчивости к воздействию климата хлопуша изготовливлена в исполнении “Умеренный” и “Умеренный Холодный Климат”, категории размещения 3 по ГОСТ 15150-69. Крышка изделия изготовленна из огнеупорных материалов. Корпус продукта (ХП-80), (ХП-150) состоит из сплавов алюминия. Корпус хлопуши, условный проходо которой составляет больше двухсот миллиметров – изготавливается из стали. Хлопуша, условный проход которой составляет 80 миллиметров изготовленаа без перепуска. Если условный проход, составляющий болбше восьмидесяти миллиметров — с перепуском. Этопозволяет снижать усилия открытия—закрытия хлопуши.
Устройство и принцип работы
Хлопуша устанавливается внутри резервуара на приемо-раздаточном патрубке. К петле рычага малого 5 крепится тросик, второй конец которого зафиксирован на механизме управления хлопушей.При перекачке нефтепродукта крышка хлопуши поднимается механизмом управления, обеспечивая свободный проход. При остановке перекачки крышка хлопуши под действием собственного веса опускается на свое место, закрывая трубу. При выдаче нефтепродукта из вертикального резервуара крышка хлопуши открывается принудительно при помощи вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом.
Подъемные трубы
Назначение
Труба подъемная ТП предназначена для наполнения или опорожнения резервуаров.
В резервуарах в узле приемо-отпускных устройств нет хлопуши и механизма подъема ее крышки. Вместо хлопушки устанавливается труба подъемная ТП, которая является продолжением приемо-раздаточного патрубка. Труба соединена с патрубком при помощи шарнира, позволяющего ей находиться на любом уровне залитых темных нефтепродуктов (масел, мазутов). Труба подъемная ТП позволяет забирать нефтепродукты из верхних слоев резервуара. На верхних слоях они имеют наибольшую температуру и наиболее чисты, так как грязь и вода, оседая под влиянием силы тяжести, находятся в нижних слоях.
Во время хранения нефтепродукта в резервуаре труба подъемная ТП всегда должна находиться выше уровня залитого нефтепродукта. Это предохраняет резервуар от утечек при повреждении отпускного трубопровода или резервуарной задвижки,. В этом случае труба подъемная ТП выполняет функции хлопушки.
Труба подъемная ТП является комплектующим изделием вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения мазутов с большим содержанием механических примесей и воды или высококачественных масел.
По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды труба подъемная изготавливается в исполнениях У и УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69.
Устройство и принцип работы
Труба подъемная ТП вращается вокруг шарниров.
Трубы подъемные поднимаются тросами с помощью лебедок. Для облегчения подъема их изготавливают из тонкого железа. Трубу подъемную ТП можно поднимать только до определенного предела. Когда труба составляет с горизонтальной плоскостью угол больше чем 70—75°, она входит в угол трения и собственным весом опуститься в нижнее положение не может; поэтому длина подъемной трубы должна быть больше высоты резервуара, а именно:
l=h2—h1/sin 700, где h2 — высота резервуара;
h1 — высота ввода трубопровода над дном резервуара.Конец трубы подъемной ТП срезается под углом 30° в целях увеличения входного сечения в трубу. А следовательно, для уменьшения входной скорости подтекания нефтепродуктов. Это особенно необходимо, когда нефтепродукта в резервуаре мало и его приходится отбирать из слоев, непосредственно прилегающих к водяной подушке. В этих случаях при больших скоростях подхода нефтепродукта к входному сечению подъемной трубы вода может быть засосана вместе с нефтепродуктом. Иногда подъемные трубы снабжают в верхней части поплавками, которые поддерживают их все время на небольшой глубине под уровнем нефтепродукта.

Обеспечение безопасной эксплуатации автоматизированных установок подогрева нефти при ее технологическом обезвоживании и обессоливании.При сборе высокопарафинистых, вязких нефтей, а также нефтей, имеющих высокую температуру застывания с целью обеспечения текучести нефти, необходимо подогревать продукцию скважин от устья скважины до центрального пункта сбора и подготовки нефти и газа. Для подогрева продукции скважин в выкидных линиях применяют устьевые, путевые и трубопроводные нагреватели.
Печь блочная с водяным теплоносителем ПП-1,6 предназначена для подогрева высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий с целью снижения давления в нефтесборных трубопроводах, а также при деэмульсации нефти. Кроме того, допускается применение печей для подогрева нефтяных эмульсий, содержащих сероводород и высокоминерализованную пластовую воду.
Печь представляет собой цилиндрический горизонтальный сосуд с плоскими днищами, смонтированный на рамном основании сварной конструкции.

1-патрубок подвода нефти; 2-патрубок отвода нефти; 3-её транспортное положении; 4-расширительный бачок; 5-лестница; 6-рама; 7-змеевик; 8-дымовая труба; 9-горизонтальный сосуд; 10-продувочная свеча; 11-указатель уровня; 12-газовая инжекционная горелка; 13-П-образная жаровая труба; 14, 15- патрубок подвода и отвода воды; 16-газовый коллектор; 17-ртутный термометр
Рисунок 128 -Блочная автоматизированная печь ПП-1,6
Змеевик и топочное устройство погружены в теплоноситель, в качестве которого используется вода или водный раствор диэтиленгликоля. Газовоздушная смесь, сгорая в жаровой трубе, выделяет теплоту, которая через стенку передается теплоносителю.
Печь оснащается приборами контроля и автоматического регулирования: технические термометры, электроконтактными термометрами и манометрами, указателем уровня, регуляторами температуры и давления, системой автоматики (сигнализатор погасания пламени и блок автоматики безопасности), электроимпульсный запальник, отключающий клапан.
Комплекс приборов обеспечивает:
-автоматическое регулирование температуры теплоносителя в сосуде, давления топливного газа перед горелкой и запальником;
-технологический контроль за температурой, давлением, уровнем;
-сигнализацию в операторный пункт о недопустимом повышении температуры в сосуде подогревателя.
Кроме того, позволяет автоматически прекращать подвод газа к горелкам при погасании пламени запальника и горелки, повышении и понижении давлении газа, повышении давления в змеевике, увеличении температуры теплоносителя.
Все приборы размещаются непосредственно на печи, исполнение – взрывозащищенное, а блока автоматики безопасности – нормальное (монтируется в операторном помещении). Приборы на газовом коллекторе защищены кожухом.
Комплекс технических средств АСУ ТП
Для поддержания работы технологического процессов в УПВН необходимо постоянно отслеживать технологические параметры, такие как уровень, расход, давление, температура. Для этого в УПВН используется комплекс технических средств – датчиков, измерительных преобразователей, устройств связи, контроллеров, и технических средств высших уровней. Все показания с приборов нижнего уровня с помощью дистанционной передачи по каналам связи передаются в операторную УПВН. Рассмотрим перечень приборов, установленных на технологических объектах УПВН. Таблица 1.1

Измеряемый параметр Назначение
прибора Тип
прибора
1 Температура Первичный измерительный преобразователь. Измерение температуры в П-301 ТСМ-100М
термометр шкального типа
Прибор для измерения температуры, бесшкальный с дистанционной передачей показаний Измеритель температуры восьмиканальный УКТ-38
2 Уровень Контроль за межфазным уровнем в
С-301 Fisher 30-96SG
Измерение уровня в Е-34 Fisher 35-55
Измерение уровня в БР-301 Fisher 35-55
Измерение уровня на Е-5 Fisher 35-55
3 Давление Давление на приёме насосных агрегатов Манометр показывающий Fisher 151-100
Давление на выкиде насосных агрегатов. Манометр сигнализирующий электроконтактный ЭКМ
4 Расход Количество нефти на Е-5, С-301, ЭДГ Fisher 30-95SD
Количество жидкости, на Е-4 Расходомер
НОРД-200
Датчики и преобразователи
Основные приборы, применяемые на УПВН, и в частности на рассматриваемом участке площадке обезвоживании и стабилизации:
Термопреобразователи сопротивления
Измерение температуры термопреобразователями сопротивления основано на свойстве металлов и полупроводников изменять свое электрическое с изменением температуры. Термопреобразователи позволяют надежно измерять температуру в пределах от -260 до 1100°С. Для изготовления стандартизированных термопреобразователей сопротивления в настоящее время применяют платину (ТСП) и медь (ТСМ).
Измерение влажной сырой нефти (ВСН-1)
Влагомер ВСН-1 предназначен для непрерывного определения воды в добываемой нефти, вычисления средней по объему влажной нефти, вычисление объема чистой нефти при работе в комплекте со счетчиком жидкости. Первичный измерительный преобразователь и блок обработки влагомера ВСН-1 должны устанавливаться в обогреваемом блок-боксе.
Влагомер сырой нефти ВСН-1 функционально состоит из первичного измерительного преобразователя, микропроцессорного блока обработки и трехжильного кабеля, обеспечивающего связь первичного преобразователя с блоком обработки.
Измерение влажности нефти производится путем определения комплексного сопротивления нефтяной эмульсии протекающей по датчику. Установленный на измерительную линию первичный преобразователь преобразует параметры датчика с протекающей по нему нефтью в токовый сигнал, который в блоке обработки преобразуется с помощью встроенного микропроцессора в числовое значение влажности и выдается в зависимости от выбранного пользователем режима на индикатор блока и внешние устройства регистрации данных. Вывод мгновенного значения влажности нефти возможен только при наличии импульсов, поступающих с расходомера или от встроенного в блок обработки генератора секундных импульсов.
Применяемые регулирующие клапаны
В рассматриваемом участке УПВН применяют клапаны с пневматическим мембранно-пружинным исполнительным механизмом (МИМ): И62235-025, И65235-040, УФ65085-025, УФ65085-050. Пневматические мембранно-пружинные исполнительные механизмы применяются в системах автоматического регулирования и дистанционного управления производственными процессами в различных отраслях промышленности для перемещения и установки затвора регулирующего или запорного органа в соответствии с пневматическим командным сигналом. Регулирующие клапаны предназначены для установки на трубопроводах для жидких и газообразных сред с целью непрерывного регулирования различных параметров рабочей среды (расхода, давления) в технологических процессах.
2.3. Прикладное программное обеспечение верхнего уровня АСУ ТП
Консоли фирмы Rosemount представляют пользователю интерфейс с системой управления Fisher- Rosemount RS3. Эти станции позволяют отображать измеряемые параметры и текущее состояние контролируемого объекта в графической форме, удобной для восприятия оператором. Все операции контроля и управления выполняются по мнемосхемам. Оператор управляет процессом с помощью специальной функциональной клавиатуры.
Мнемосхемы процесса представляют собой графическое представление работы установки. На экране приводятся изображения основного технологического оборудования (аппаратов, емкостей, регулирующих клапанов, насосов и др.), данные о протекании процесса. Мнемосхемы позволяют оператору следить за процессом, управлять различными ИМ. Вызов и переход между отдельными мнемосхемами осуществляется с помощью клавиш в экранной области функциональной клавиатуры, или перелистыванием между отдельными мнемосхемами. Аварийные технологические события, возникающие в системе, сортируются в соответствии со своими номерами отделений производства. Мигающий световой сигнал рядом с кнопкой вызова мнемосхемы свидетельствует о возникновении нового, еще не подтвержденного аларма. После подтверждения оператором возникшего аларма световой сигнал горит ровным светом. Индикация пропадает только после пропадания аларма.
Примеры мнемосхем процесса представлены на рисунках ниже.
Всю графическую информацию мнемосхемы можно разделить на две части:
статическую
динамическую.
Статические элементы состоят из графического изображения упрощенной технологической схемы и надписей. Динамические элементы состоят из изображения аналоговых и дискретных переменных, а также упрощенного изображения электрозадвижек, насосов, вентиляторов и др.

Рис.3 Мнемосхема площадки стабилизации
Трендовая информация организована в виде файлов трендов, которые находятся на жестком диске консоли. Для файлов трендов определены характеристики по частоте и длительности записи данных, типам данных и др. На экране трендов самая новая информация выводится с правой стороны графика, а предшествующая – с левой. Перемещая визир по экрану графика можно наблюдать значения переменных в этот момент времени

Рис. 4 Вид экрана группы трендов
Кроме накопления параметров процесса в виде трендов в системе RS3 происходит сохранение данных в файлах отчетов. Отчеты могут формироваться по:
времени
алармам
событиям
командам оператора.
В ходе технологического процесса и в процессе работы системы возникают различные аварийные и предаварийные ситуации. Для информирования оператора используются АЛАРМЫ. Различают алармы:
критические
предупредительные
алармы оборудования
системные алармы.
Регистрация алармов на жесткий диск системной консоли происходит в соответствии с заданной конфигурацией.

Приложенные файлы

  • docx 17488817
    Размер файла: 3 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий