Архангельский государственный технический университет
Опубликован: 20.03.2013 | Доступ: свободный | Студентов: 1658 / 583 | Длительность: 07:05:00
Специальности: Энергетик
Лекция 6:

Оборудование скважин при различных видах эксплуатации

< Лекция 5 || Лекция 6: 12345

Оптимальный подбор насосного оборудования

В нефтяном промышленности РФ сложилась неблагоприятная геолого-технологическая структура нефтяных запасов: доля трудноизвлекаемых (низкомпроницаемые пласты, глубокопогруженные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) составляет 65%; обводненность долго эксплуатируемых объектов - 80-90%.

Освоение таких месторождений идет медленно, т.к. тонна нефти из залежей с запасами менее 1.0 млн. тонн обходится в 10-50 раз дороже, чем из месторождении с запасами в 10 млн. тонн.

Новые месторождения, подготовленные к разработке, располагаются в сложных природных условиях Севера, Продуктивные пласты многих новым месторождений располагаются на больших глубинах.

В связи с этим все более значительными становятся вопросы подбора и создания -эксплуатационного оборудования, а первую очередь - насосного, которое определяет эффективность эксплуатации месторождения.

Экстремальные условия эксплуатации нефтяных месторождений -дебиты скважин от долей единицы до тысяч кубометров в сутки: глубины скважины от 300 до 4500 м и более: различное содержание газа, пластовой воды: изменяющаяся в сотни раз вязкость пластового флюиду и другие условия требуют значительного количества скважинных насосных установок.

В настоящее время на нефтепромыслах РФ только скважинных штанговых насосов насчитывается более 90 типоразмеров с условным диаметром плунжера от 29 до 95 мм, длиной хода от 0,6 до 4,5 м. Еще больше типоразмеров электроприводных центробежных насосов (ЭЦН). Для различных диаметров обсадных колонн отмечаются различные подачи жидкости (от 10 до 2000 куб. м. в сутки), напорами от 300 до 3000 м водяного столба.

Разнообразие насосных установок не является фактом оптимального их подбора для конкретной скважины.

В РГУ нефти и газа им. Губкина разработан принцип, гласящий, что для каждой скважины нужно свое, сугубо индивидуальное оборудование. Этот принцип находит подтверждение в практике.

В настоящее время для подбора оборудования применяют программно-аппаратные комплексы, - справочники по выпускаемому оборудованию, по конструкции скважин и т.д.

Для научного подхода и подбору оптимального комплекта оборудования требуется решить следующие технические и инженерные вопросы:

  • создать теоретические основы проектирования насосного оборудования для нефтепромыслов;
  • создать математическую модель работы элементов УЭЦН;
  • предложить критерии, характеризующие процессы при работе в скважинах насосов (центробежных, винтовых и др.), а также методике диагностирования работоспособности скважинньгх насосных установок.

Справка: Понятие дебитности скважин.

  1. Гидромеханическое понятие:
    • для малодебитных скважин - 7-20 м3/сут;
    • для среднедебитных скважин - 50-80 м3/сут.
  2. Технико-экономическая градация постоянно меняется. В настоящее время "экономически целесообразной нижней границей для нефтяных промыслов Западной Сибири являются дебиты скважины в пределах 3-4 т/сут. Для Урало-Поволжья и Республики Коми - 2-Зт/сут. При обводненности пластовой жидкости на уровне 80-90%, а дебиты по жидкости при этом составляют 21-47 м3/сут, то к категории мало- и среднедебитных можно отнести:
    • 70% - всех месторождений Урало-Поволжья и Коми
    • 55% - всех месторождений Западной Сибири.

Автоматизация нефтепромыслов

Проект любого нефтегазового месторождения в обязательном порядке включает затраты на средства контроля и наблюдения. Это -автоматизированные замерные устройства (ЗУ) типа "Спутник", устанавливаемые на местах компактного размещения скважин (на кустах скважин). ЗУ служат для замеров дебита скважины, обводненности, давления на устье скважины.

Блоки водораспределительных гребенок (ВРГ) устанавливают для распределения закачиваемой воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины.

Количество ЗУ и ВРГ является одним из важнейших показателей любого НГДУ.

В настоящее время практически все телеметрические системы -телемеханики построены на основе ЗУ и ВРГ, а также средств электронного сбора информации на контрольном пункте (КП). КП передает информацию на промысел на ЭВМ, которую используют геологи, технологи, диспетчер.

Затраты на такую информацию очень большие, но она необходима, например, для того, чтобы принять решение о подземном ремонте скважины. Такие затраты быстро окупаются.

Крупнейшее в России совместное с иностранными компаниями СП "Полярное Сияние" ведет разработку Ардалинского нефтяного месторождения в НАО. Процесс добычи нефти и газа полностью автоматизирован, технологическая система закрытая. Добываемая жидкость поступает с нефтепромысловых участков в блок фракционного разделения нефти, воды, газа. В пункте сбора подготовленная товарная нефть измеряется, переводится в систему магистрального трубопровода.

Отделенный попутный газ используется в качестве топлива для турбогенераторных установок и огневых нагревателей. Пластовая вода, очищенная от примесей, отфильтрованная, вновь закачивается в пласт для поддержания пластового давления. Технологическая система, КИП и оборудование - импортные.

Оборудование для разработки и добычи нефти (газа) на шельфе

Бурение морских месторождений всегда осуществлялось на основе последних достижений научно-технического прогресса.

В 1940 - 50 годы на морских месторождениях Алшеронского п-ва (Нефтяные Камни) бурение осуществлялось на глубине моря до нескольких десятков метров - с индивидуальных сварных оснований, а разработку вели с эстакад, тянувшихся от берега. Так же начинали освоение морских месторождений в США.

Толщина воды на разрабатываемых морских месторождениях в мире:

  • до 1960 г.- 61 м.
  • в 1990 г.-св. 610 м.
  • ожид. в 2004 г.-2135 м.

В мире разведочное бурение в море производится с передвижных установок трех типов: самоподъемные, полупогружные, буровые корабли и баржи.

  1. Самоподъемные установки это платформы, поднимаемые на мачтах-домкратах, опирающихся на дно. Работают от нескольких до ста метров н буксируются на произвольное расстояние в океане (например, из Мексиканского залива в Южно-Китайское морс);
  2. Полупогружные установки - это платформы опирающиеся на систему погруженных ъ воду понтонов и буксируемые к месту работы. На платформе монтируются буровое оборудование, жилье (до 100 чел.) вспомогательные службы. Установки работают на глубине моря до 2-3,0 тыс. м.
  3. Буровые корабли и баржи разных типов предназначены для бурения на глубине моря до 2-3,0 тьтс.м.

Общемировой парк морских буровых установок - более 600 штук, в том числе: самоподъемных -364, полупогруженных - 165, буровые суда а баржи - более 80.

Самоподъемная морская буровая вышка

Рис. 6.4. Самоподъемная морская буровая вышка
Схема глубоководного бурения с динамической стабилизацией судна: 1 - буровое судно; 2 - бурильная колонна; 3 - устье скважины; 4 - направляющие гидрофоны; 5 - репер динамической стабилизации судна; 6 - гидрофоны для динамической стабилизации судна; 7 - направляющая колонна скважины.

увеличить изображение
Рис. 6.5. Схема глубоководного бурения с динамической стабилизацией судна: 1 - буровое судно; 2 - бурильная колонна; 3 - устье скважины; 4 - направляющие гидрофоны; 5 - репер динамической стабилизации судна; 6 - гидрофоны для динамической стабилизации судна; 7 - направляющая колонна скважины.

В 1999 г. буровые работы проводились на глубине моря 2350 м. Наибольшие глубины бурения освоены в Мексиканском заливе, где пробурено 70 скважин на глубине моря более 1500 м. К настоящему времени именно для буровых работ в этом районе создан ряд уникальных плавучих буровых установок. Недавно в эту акваторию вышел корабль (Dis KoVerer) в задачи которого входит бурение и освоение скважин глубиной до 10700 м. (море - более 3,0 тысяч метров). Все технологические процессы максимально автоматизированы и компьютеризированы.

На Российском шельфе освоение проектируемых месторождений связано со строительством морских инженерных сооружений. Все эти сооружения и технологии являются чрезвычайно сложными, связанными с работой в условиях Крайнего Севера на мало изученных структурах. Такие условия не имеют аналогов в мире.

Для Приразломного месторождения изготавливается ледостойкая стационарная платформа. Несмотря на небольшую глубину моря (~ 20 м), эта платформа по массогабаритным размерам аналогов не имеет. Она рассчитана на бурение 55 скважин, в том числе: 31 - эксплуатационная и 24 -нагнетательные. Проектная производительность платформы: суточная добыча жидкости - 32000 м3, в том числе нефти - 16900 т (120000 баррелей/сут.); суточная добыча газа - 1,0 млн. м3; суточная закачка воды - 32000 м3; производительность системы отгрузки нефти -126 тыс. м3/сут (7000 м3/час). Проектный срок эксплуатации - 25 лет. В опорном основании (126 х 126м} располагается 14 танков нефтехранилищ, для 120 тыс. т нефти. Верхнее строение состоит из бурового (технологического) и жилого (на ) 60 чел.) модулей.

На платформе предусматривается технология подготовки нефти до экспортных параметров, a газ будет использоваться как топливо для газотурбинных электрогенераторов.

Платформа будет отбуксирована на точку как единая конструкция, испытанная в заводских условиях. Платформа "Приразломная" изготавливается на ПО "Севмашредприятие" (г. Северодвинск). Капитальные вложения — 1112 млн. долл.

К настоящему времени по заказу ЗАО "Росшельф" на российских (совместно с украинскими) предприятиями построены три полноценные плавсредства - буровое судно "Газпром-1", танкер-заправщик и крановое судно "Газшельф". На ПО "Севмашпредприятие" и МП "Звездочка" (Северодвинск), кроме ледостойкой платформы "Приразломная", ведется строительство СПБУ "Арктическая" для шельфовых месторождений.

По заказу "Газпрома" на семи судостроительных заводах России строятся 20 судов и плавсредств.

НК "Роснефть" создало в 1998 г. ЗАО "Дальневосточная морская компания" которая имеет опыт бурения на Сахалине, на Каспии, на шельфах Персидского залива и Вьетнама. Этой компании принадлежит СПБУ "Сахалинская", "Эхаби", "Оха", "Курильская". Кроме этого "Роснефть" планирует строительство собственного танкерного флота (по проектам это займет 5 лет).

НК "Лукойл" в проектах освоения шельфовых месторождений делает ставку на модернизацию буровых установок. Первая из них - СПБУ "Астра", основой для которой послужила японская установка Marava, модернизированная на заводе "Красные баррикады". Вторая буровая установка "Шельф -7" (модернизация на Астраханском морском судостроительном заводе" - к 2002 году должна превратиться в уникальную систему для работ в глубоководных районах Мирового океана (50-800 м). На Выборгском судостроительном заводе НК "Лукойл" планирует производство собственных буровых платформ (заказ общей стоимостью 6,0 млн. долларов), В 2000 году была достигнута договоренность НК "Лукойл" и ПО "Севмашпредириятие" по строительству танкеров ледового класса. "Лукойл" уже располагает восемью судами дедвейтом от 16 до 20 тыс. т. для транспортировки нефти с Тимано-Печорской провинции.

Согласно сложившийся практике затраты на освоение морского месторождения должны окупаться через 7-8 лет, в противном случае проекты на создание дорогостоящей техники не принимаются из-за его нерентабельности.

Мировой опыт показывает, что практика освоения шельфа должна осуществляться объединенными усилиями мощных компаний, т.к. необходимо привлечение больших финансовых средств. Получение кредитов для финансирования нефтяных проектов основано на принципах доверия к авторитетности.

< Лекция 5 || Лекция 6: 12345
Ксения Попова
Ксения Попова

Какова должна быть концентрация газа в жидкости,чтобы эта жидкость считалась парожидксотной смесью?

Есть ли какое-то правило или пункт в ГОСТе ?