Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа


Д. А. Мартюшев, А. В. Лекомцев






            ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА


Учебное пособие
















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2020

УДК 622.323/.324
ББК 33.36
      М29

















      Мартюшев, Д. А.

М29       Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа :
      учебное пособие / Д. А. Мартюшев, А. В. Лекомцев. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2020. - 340 с. : ил., табл.
           ISBN 978-5-9729-0478-5

    Рассмотрены вопросы геологии месторождений нефти и газа. Раскрыта технология добычи, приведены сведения о применяемом оборудовании. Изложена последовательность работ, выполняемых оператором по добыче нефти и газа. Уделено внимание сбору и подготовке нефти, контролю за обслуживанием нефтепромыслового оборудования, охране окружающей среды, промышленной безопасности.
    Для студентов бакалавриата, которые первично получают знания о нефтегазопромысле. Может быть использовано при подготовке к сдаче экзаменов на получение рабочей профессии «Оператор по добыче нефти и газа».

УДК 622.323/.324
                                                     ББК 33.36




ISBN 978-5-9729-0478-5

© Мартюшев Д. А., Лекомцев А. В., 2020
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2020
                        © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2020

СОДЕРЖАНИЕ
1. Состав и физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды.........................................7
    1.1. Нефть................................................7
       1.1.1. Состав нефти....................................7
       1.1.2. Свойства нефти..................................9
    1.2. Попутный нефтяной газ и природный газ...............13
    1.3. Свойства пластовой воды.............................16
2. Основные сведения о месторождениях нефти и газа...........19
    2.1. Горные породы.......................................19
    2.2. Пористость горных пород.............................20
    2.3. Проницаемость горных пород..........................21
    2.4. Трещиноватость горных пород.........................22
    2.5. Понятие о месторождении, ловушке, пласте............23
3. Нефтяная скважина. Конструкция скважин. Классификация.....27
    3.1. Понятие о скважине..................................27
    3.2. Классификация скважин...............................29
    3.3. Виды забоев скважин.................................31
    3.4. Технологический режим работы скважин................33
    3.5. Освоение нефтяных и газовых скважин.................35
4. Разработка месторождений нефти и газа.....................37
    4.1. Технологические показатели разработки залежей нефти.37
    4.2. Режимы залежей......................................41
    4.3. Системы разработки..................................47
5. Нефтепромысловое оборудование при различных способах эксплуатации скважин.........................................51
    5.1. Запорная и регулирующая арматура....................51
       5.1.1. Задвижки.......................................52
       5.1.2. Краны..........................................60
       5.1.3. Предохранительный клапан.......................62
       5.1.4. Обратный клапан................................64
       5.1.5 Вентили.........................................68
       5.1.6. Предохранительные мембраны.....................71
       5.1.7. Регулирующий клапан............................72
       5.1.8. Регулятор давления.............................73
    5.2. Устьевое оборудование скважин.......................76
    5.3. Оборудование фонтанных нефтяных скважин.............82
       5.3.1. Регулирование работы фонтанной скважины........84
       5.3.2. Осложнения при эксплуатации фонтанных скважин..85
       5.3.3. Обслуживание фонтанных скважин.................88
    5.4. Оборудование скважин, оборудованных УСШН............89
       5.4.1. Осложнения при эксплуатации скважин с УСШН.....105
       5.4.2. Обслуживание скважин, оборудованных УСШН.......106

3

    5.5. Оборудование скважин с УЭЦН.........................108
       5.5.1. Осложнения при эксплуатации скважин с УЭЦН......116
       5.5.2. Обслуживание скважин с УЭЦН....................119
    5.6. Оборудование скважин с УШВН, УЭВН...................120
    5.7. Оборудование скважин с УЭДН.........................122
    5.8. Эксплуатация скважин с гидропоршневыми насосами......123
    5.9. Оборудование газовых скважин........................125
    5.10. Оборудование нагнетательных скважин................131
6. Средства измерения характеристик работы скважин...........135
    6.1. Контрольно-измерительные приборы и аппаратура.......135
       6.1.1. Приборы для измерения давления.................139
       6.1.2. Приборы для измерения температуры вещества.....152
       6.1.3. Уровнемеры.....................................155
       6.1.4. Расходомеры....................................157
    6.2. Устройства и установки по измерению дебитов скважин..160
       6.2.1. Автоматизированная групповая замерная установка «Спутник-А»...........................................160
       6.2.2. Турбинный объемный расходомер ТОР..............168
       6.2.3. Счетчик СКЖ-30.................................170
       6.2.4. Счетчик газа «АГАТ»............................171
       6.2.5. Счетчик СВГ.М..................................172
       6.2.6. Установка АСМА.................................173
       6.2.7. БИУС-40-50.....................................175
       6.2.8. Влагомеры......................................177
7. Оборудование для отбора проб жидкости и газа..............178
    7.1. Пробоотборник АПЭ-М.................................178
    7.2. Пробоотборник всасывающий поршневой ВПП-300........ 179
    7.3. Пробоотборник автоматический МАВИК-ГЖ...............180
    7.4. Пробоотборник ПН-1..................................182
    7.5. Пробоотборник ПН-2..................................182
    7.6. Пробоотборник малолитражный алюминиевый БДП12-2-9,8..183
    7.7. Пробоотборник ПГО-400...............................184
    7.8. Пробоотборник ПУ-50.................................185
    7.9. Трёхкамерный пробоотборник СИМСП20ВМ3...............186
8. Очистка НКТ от парафина и смол............................188
    8.1. Методы теплового воздействия........................188
       8.1.1. Установка для электропрогрева скважин типа УЭС-1500 .. 189
       8.1.2. АСНЛ...........................................191
       8.1.3. Установка прогрева скважин «Энергия-1».........192
       8.1.4. ППУА-1600/100................................. 193
       8.1.5. ППУ-3М.........................................194
       8.1.6. Агрегат АДПМ...................................195
    8.2. Физические методы воздействия.......................196
       8.2.1. Депарафинизатор МДС-73.........................196

4

       8.2.2. Гидродинамический вибратор.....................197
       8.2.3. Применение покрытий............................198
       8.2.4. Применение скребков-центраторов................198
       8.2.5. Установки ПАДУ.................................202
       8.2.6. Установка МДС-010 «Лебедка Сулейманова»........204
       8.2.7. Устройство очистки колонны НКТ.................205
       8.2.8. Установка УДС-1М...............................206
       8.2.9. Скважинная установка магнитной обработки жидкости типа УМЖ..............................................208
    8.3. Химические методы...................................208
9. Текущий и капитальный ремонт скважин......................212
    9.1. Глушение скважин....................................215
    9.2. Гидравлический разрыв пласта........................217
    9.3. Кислотные обработки призабойной зоны скважин........218
    9.4. Радиальное бурение..................................220
    9.5. Оборудование и спецтехника..........................224
    9.6. Подготовка к проведению ремонтных работ.............236
10. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.........239
    10.1. Сепарационные установки............................242
    10.2. Дожимные насосные станции..........................245
    10.3. Подготовка и перекачка нефти.......................247
    10.4. Установка предварительного сброса воды (УПСВ)......256
    10.5. Установки комплексной подготовки нефти.............257
    10.6. Системы сбора продукции на газовых месторождениях..259
11. Охрана труда и безопасность жизнедеятельности............262
    11.1. Охрана труда при ведении работ на открытом воздухе в холодное время года при низких температурах............262
    11.2. Охрана труда при работе с газовыми баллонами.......265
    11.3. Охрана труда при работе на высоте..................269
    11.4. Охрана труда при работе с сильнодействующими ядовитыми веществами (СДЯВ) и другими химическими веществами.......272
    11.5. Применение индивидуальных средств защиты...........276
    11.6. Охрана труда при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород...281
    11.7. Свойства и действие сероводорода на человека.......283
    11.8. Безопасная эксплуатация манометров.................286
    11.9. Охрана труда при эксплуатации сосудов, работающих под давлением............................................288
    11.10. Охрана труда при отборе проб на технологических установках...............................................292
    11.11. Охрана труда при эксплуатации скважин оборудованных ШНУ........................................295
    11.12 Охрана труда при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.......................................301

5

    11.13. Охрана труда при обслуживании АГЗУ «Спутник», БИУС 307
    11.14. Охрана труда при обслуживании объектов ППД.......308
    11.15. Охрана труда при эксплуатации факельных систем....311
    11.16. Охрана труда при эксплуатации газовых скважин....314
    11.17 Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки.320
    11.18. Оператор по добыче нефти и газа..................328
    11.19. Оператор по поддержанию пластового давления.......331
Список литературы............................................337

6

1. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗА И ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

1.1. Нефть

    1.1.1. Состав нефти

     Нефть - маслянистая, вязкая жидкость темно-коричневого цвета, которая представляет собой смесь углеводородов. В состав нефти входят углеводороды следующих групп:
     1) предельные углеводороды;
     2) непредельные углеводороды;
     3) ароматические углеводороды.
     Предельные углеводороды наиболее простые по строению и название получили от самого простейшего из углеводородов - метана. В химии такие углеводороды называют алканами. Структурная формула метанового или парафинового ряда СпН₂п₊₂ (n - число атомов углерода). Представителями парафинового ряда являются:

 Наименование    Формула               Примечание                     
   Метан            СН4                                                
    Этан           С2Н6        При атмосферном давлении и нормальной   
   Пропан          С3Н8        температуре в газообразном состоянии    
   Бутан           С4Н10                                               
   Пентан          С5Н12          Неустойчивы, легко переходят из      
   Гексан          СбН14         газообразного состояния в жидкое      
   Гептан          С7Н16                     и обратно                 
   Октан           С8Н18                                               
    ...                                   Жидкие вещества              
 Гептадекан       С17Н36                                               
 Октадекан     С18Н38 и т.д.   Твердые вещества (парафины, церезины)   

     Непредельные углеводороды имеют структурную формулу CₙH₂ₙ и относятся к нафтеновому или этиленовому ряду. В химии их называют алкенами или циклоалканами. Циклоалканы состоят из нескольких метиленовых групп СН₂, они могут присоединять к себе объединенные кольца и цепочки метанового строения (циклопропан, циклобутан, циклопентан и т.д.).
     Ароматические углеводороды получили свое название из-за четко выраженных запахов. Структурная формула ароматических углеводородов бензольного ряда CₙH₂ₙ₋ₘ (m - четные цифры от 6 и выше). В химии ароматические углеводороды называют аренами, из-за циклического строения они химически малоактивны.
     Основными элементами нефти является углерод (83-87 %) и водород (11-14 %), примесь серы до 7 %, до 5 % кислорода и до 3 % азота.

7

В небольших количествах в нефти присутствуют металлы (железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, никель, ртуть и др.). Содержание металлов настолько мало, что они обнаруживаются лишь в золе после сжигания нефти.
     Сырая нефть - жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенную газ, воду, минеральные соли, механические примеси, служит сырьем для производства жидких энергоносителей, смазочных масел, кокса.
     Товарная нефть - нефть, подготовленная к поставке к потребителю в соответствие с требованиями действующих нормативных и технических документов (ГОСТ 51858-2002).
     По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов, нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды


Таблица 1.1.1

Распределение нефти на классы

Класс нефти     Наименование      Массовая доля серы, %
     1          Малосернистая            До 0,6        
     2            Сернистая             0,61-1,8       
     3         Высокосернистая          1,81-3,5       
     4      Особо высокосернистая      Свыше 3,51      

     По плотности, а при поставке на экспорт дополнительно по выходу фракций и массовой доли парафина, нефть подразделяют: 0 - особо легкая, 1 - легкая, 2 - средняя, 3 - тяжелая, 5 - битуминозная.


Таблица 1.1.2

Распределение нефти по типам

                                            Норма для нефти типа                                   
  Наименование           0               1               2               3               4         
    параметра      внутр.  экспорт внутр.  экспорт внутр.  экспорт внутр.  экспорт внутр.  экспорт
                   потреб.         потреб.         потреб.         потреб.         потреб.        
Плотность,  20 °С     Не более         830,1-          850,1-          870,1-         Св. 895      
кг/м , при              830             850             870             895                        
температуре 15 °С     Не более         834,5-           845-           874,5-        Св. 899,5     
                       834,5           854,5           874,4           899,5                       
   Выход    200 °С -       30      -         27    -       21      -       -       -       -      
фракций, %, 300 °С -       52      -         47    -       42      -       -       -       -      
при темпер. 350 °С -       62      -         57    -       53      -       -       -       -      
  Массовая доля    -       6,0     -         6,0   -       6,0     -       -       -       -      
    парафина                                                                                      

8

Таблица 1.1.3

Распределение нефти по степени подготовки

            Наименование показателя              Норма для нефти группы           
                                                     1          2          3     
Массовая доля воды, %, не более                     0,5        0,5        1,0    
Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более   100           300     900       
Массовая доля механических примесей, %, не более    0,05       0,05       0,05   
Давления насыщенных паров, кПа (мм. рт. ст.),                                    
не более                                         66,7 (500) 66,7 (500) 66,7 (500)
Содержание хлорорганических соединений, млн-1     Не нормируется, определяется    
                                                         самостоятельно           

Таблица 1.1.4

Распределение нефти по массовой доле сероводорода и легких меркаптанов

          Наименование показателя           Норма для нефти виды   
                                            1      2         3    
Массовая доля сероводорода, млн-1, не более 20    50        100   
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов      40    60        100   
в сумме, млн-1                                                    

    1.1.2. Свойства нефти

     1.     Плотность - физическая величина, определяемая массой вещества в единице объема (г/см³, кг/м³).
     Значения плотности для нефти изменяются в пределах 0,78-0,98 г/см3. Если плотность определяется не при стандартной температуре, необходимо привести ее к стандартной по формуле
                          Р²⁰ = Р + У • (t — 20), где у - поправка плотности при изменении температуры на 1 °C, t -температура опыта.
     Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворенного газа, температуры и давления.

Рисунок 1.1 - Изменение плотности нефти от давления и температуры

9

    В пластовых условиях плотность нефти меньше, чем на поверхности. При снижении давления до давления насыщения при постоянной температуре плотность нефти незначительно понижается, при дальнейшем снижении давления плотность нефти существенно возрастает за счет выделения из нее растворенного газа. Из приведенного рисунка следует, что при снижении давления до давления насыщения, плотность нефти понижается за счет ее сжимаемости. При дальнейшем понижении давления плотность нефти возрастает за счет выделения из нее растворенного газа.
    Отношение плотности двух веществ при определенных стандартных физических условиях называется относительной плотностью. Плотность нефти определяется ареометрами (нефтеденсиметрами), гидростатическими весами Вестфаля и с помощью пикнометров.

    Весы Вестфаля - Мора состоят из вращающегося на призме коромысла 1 с висящим на конце его поплавком (который иногда снабжен термометром) и неподвижного штатива 2, имеющего внизу регулировочный винт 3, а наверху неподвижное острие 4. Коромысло состоит из двух частей или плеч: одно из них более короткое и широкое, другое более длинное и тонкое, разделенное на 10 делений, к последнему делению которого на тонкой платиновой нити подвешен стеклянный поплавок. Вес поплавка подобран таким, чтобы он точно уравновешивал коромысло в воздухе. Прибор снабжен пятью разновесами 10-14.
    2.     Вязкость - характеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между 2 смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении.
    Различают динамическую (абсолютную), кинематическую и относительную вязкость нефти. В международной системе СИ динамическая вязкость измеряется в Па-с (1 Н-с/м²). В промысловой практике часто пользуются меньшими единицами вязкости - пуаз, сантипуаз (1 П = = 0,1 Н-с/м2 = 0,1 Па-с). Динамическая вязкость пресной воды при температуре 20 °С равна 0,01 П или 1 сП.

10

    При трубопроводном транспорте нефти пользуются кинематическая

вязкость, это отношение динамической вязкости к плотности

Г = Н / р.
    Единица измерения кинематической вязкости в системе СИ м²/с. На

практике пользуются единицей

кинематической вязкости называемой

стоксом (1 Ст = 10 м2/с).

Рисунок 1.3 - Изменение вязкости нефти от давления и температуры

    Вязкость сепарированной нефти с возрастаем температуры уменьшается, а с возрастанием давления увеличивается. Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углеводородного газа растворенного в ней, и тем больше, чем выше молекулярная масса газа. Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов, тем выше вязкость.
    Вязкость нефти определяется вискозиметрами и различными установками.

а) вискозиметр Убеллоде             б) вискозимер Оствальда

Рисунок 1.4 - Вискозиметры

11

    Капиллярные вискозиметры представляют собой U-образные трубки, в одно из колен которых помещен капилляр. В приборе Убеллоде для истечения жидкости необходимо в одном из колен принудительно создавать давление или вакуум, в то время как в приборе Оствальда перетекание жидкости из одного колена в другое происходит за счет гидростатического давления. Вискозиметр Оствальда используют как относительный прибор. Расчет производят по формуле:
Л = Kₜ ■ р ■ т
где Kₜ - водная константа прибора при t измерения, м²/с²; р - плотность жидкости при температуре заливки, кг/м³; т - время истечения, с.
    3.     Газовый фактор - отношение количества газа, растворенного в нефти в кубических метрах приведенного к стандартным условиям, к количеству этой же нефти выраженной в кубическим метрах приведенной к стандартным условия (м³/т).
    4.     Газосодержание. Характеризует количество природного газа, растворенного в пластовой нефти. Измеряется отношением объема газа, выделенного из нефти при ее дегазации, к объему или массе дегазированной нефти. Величина газосодержания может изменяться в зависимости от способа снижения давления. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Одновременно с увеличением плотности нефти уменьшается ее газосодержание и давление насыщения растворенного газа (м³/м³, м³/т).
    5.     Давление насыщения нефти газом. Давление, при котором газ начинает выделяться из жидкости. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих равным условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться.


Рисунок 1.5 - Изменение давления насыщения от температуры

12

    6.     Объемный коэффициент - отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему этой же жидкости в поверхностных условиях (b).
b = V / Vпов    Уменьшение объема извлеченной нефти по сравнению с объемом нефти в пласте в промысловой практике называется «усадкой» (U).
U = (b - 1) / b.
    7.     Пластовая температура - параметр пласта, характеризующий его тепловое состояние. Наряду с нормальными (фоновыми) для данного пласта температурами существуют участки с аномальными пластовыми температурами. Изменение пластовой температуры в залежах ведет к изменению объемов жидкости и вмещающих пород. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и воды и увеличением вязкости газа. При увеличение температуры в замкнутом резервуаре повышается пластовое давление. С пластовой температурой связано изменение фазовых соотношений в залежах и растворимости газов в нефти и воде, солей в воде.
     8.      Содержание смол, парафинов, асфальтенов, серы, механических примесей. Смолы - вязкие малоподвижные жидкости или аморфные твердые тела от темно-коричневого до темно-бурого цвета с плотностью около единицы или несколько больше. Молекулярная масса смол в среднем от 700 до 1000 а. е. м (атомная единица массы -1,66 • 10 ²⁷ кг). Смолы нестабильны, выделенные из нефти или ее тяжелых остатков могут превращаться в асфальтены. При нагревании не плавятся, а переходят в пластическое состояние при температуре около 300 °С, при более высокой температуре разлагаются с образованием газообразных и жидких веществ и твердого остатка - кокса.

1.2. Попутный нефтяной газ и природный газ
    Природные горючие газы нефтяных и газовых месторождений по своей химической природе сходны с нефтью. Они, так же как и нефть, являются смесью различных углеводородов (метана, этана, пропана, бутана, пентана).
    На практике обычно пользуются понятием относительного удельного веса газа. Относительным удельным весом газа называется отношение веса определенного объема газа к весу такого же объема воздуха при одинаковой температуре и давлении. Относительный удельный вес углеводородных газов колеблется в широких пределах; от 0,554 у метана до 2,00 у бутана и выше.
    Самый легкий из них - метан; в газах, добываемых из нефтяных и газовых месторождений, его содержится от 40 до 95 % и более. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана и этана, тем легче этот газ и меньше его теплотворная способность. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, мало этана и метана.

13

    Газы классифицируются по содержанию в них паров бензина: жирные               более 200 г/м³;
        полужирные       101-200 г/м³;
        тощие            11-100 г/м³;
        сухие            до 10 г/м³.
    В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы: сухие и жирные. Из жирных газов можно получить сжиженные газы или газовые бензины. Из физических свойств газов необходимо выделить сжимаемость, вязкость и растворимость. При определенном давлении и температуре объем газа можно уменьшить в 630 раз, а при снижении давления с 5,15 МПа до атмосферного, его температура вследствие эффекта Джоуля-Томсона понизится на 20 градусов. Коэффициент растворимости углеводородных газов в нефти колеблется от 0,25 до 2. При постоянной температуре количество растворенного газа пропорционально давлению (закон Генри). Углеводородные газы растворяются лучше в более легкой нефти, чем в тяжелой нефти.
    На практике сухим газом природный горючий газ из группы углеводородных, характеризующийся резким преобладанием в его составе метана, сравнительно невысоким содержанием этана и низким - тяжелых углеводородов. Нефтяные газы содержат углекислый газ, азот, сероводород, гелий в незначительном количестве.
    Основные свойства газов приведены ниже.
    1.     Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см³, кг/м³) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0 °C плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м³ (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов). Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0 °C) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6-1,1.
    2.     Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле
S = аРь, где S - объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; Р - давление газа над жидкостью, а - коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 МПа; b - показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение а и b зависят от состава газа и жидкости. Коэффициент растворимости а для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах

14