Любая помощь студенту и школьнику!


Жми! Коллекция готовых работ

Главная | Мой профиль | Выход | RSS

Поиск

Мини-чат

Статистика


Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0

Форма входа

Логин:
Пароль:

Отчет по практике "Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти"

Отчет по практике "Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти" (500 руб.)

Оглавление

1. Введение

2. Технология бурения скважины

2.1. Породоразрушающий инструмент

2.2. Устройство буровой установки

3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта

3.1.1. Пулевая перфорация

3.1.2. Торпедная перфорация

3.1.3. Кумулятивная перфорация

3.1.4. Гидропескоструйная перфорация

3.1.5. Сверлящая перфорация

3.2. Освоение нефтяных скважин

3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности

3.2.2. Снижение давления на пласт компрессором

3.2.3. Свабирование

3.2.4. Имплозия

4. Подъем нефти на дневную поверхность

4.1. Фонтанный способ добычи нефти.

4.1.1. Баланс пластовой энергии

4.1.2. Осложнения при работе фонтанной скважины.

4.1.3. Оборудование фонтанной скважины.

4.1.4. Насосно-компрессорные трубы.

4.1.5. Пакеры, якоря

4.1.6. Фонтанная арматура

4.2. Добыча нефти установками штанговых насосов

4.2.1.Привод

4.2.2. Конструкция штангового насоса

4.2.3. Эксплуатация скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (УШГН)

4.3.Добыча нефти бесштанговыми скважинными насосами

4.4. Установки электроцентробежных насосов

5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды

5.1.Теоретические основы поддержания пластового давления

5.2.Законтурное заводнение

5.3.Внутриконтурное заводнение

5.4.Характеристика закачиваемых в пласт вод

5.5.Технологическое схемы ППД

5.6.Наземные кустовые насосные станции

5.7. Подземные кустовые насосные станции

5.8. Очистка сточных вод

5.9. Конструкция нагнетательных скважин

5.10. Освоение нагнетательных скважин

5.11. Закачка газа в пласт

5.12.Закачка теплоносителей

5.13. Закачка горячей воды

5.14. Закачка пара

5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения

5.16. Закачка углекислоты

5.17. Оборудование для осуществления технологий

5.18.Применение мицеллярных растворов

5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров

5.20. Применение углеводородных растворителей

5.21.Применение щелочного заводнения

5.22.Применение поверхностно-активных веществ

6. Ремонт нефтяных скважин.

6.1. Общие сведения о текущем ремонте скважины.

6.2.Технология капитального подземного ремонта скважин.

6.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом.

6.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны.

6.2.3. Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков.

6.2.4. Изоляция притока подошвенной воды.

6.2.5. Ловильные работы в скважине.

6.2.6. Извлечение упавших труб.

6.2.7. Извлечение установки ЭЦН.

6.2.8. Испытание колонны на герметичность.

6.2.9. Зарезка второго ствола.

6.2.10. Ликвидация скважин.

6.3. Механизмы и оборудование для ремонтных работ.

6.3.1. Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения.

6.3.2. Ловильный инструмент.

7. Сбор и подготовка нефти.

7.1. Групповая замерная установка.

7.2. Установка комплексной подготовки нефти.

8.Вывод и рекомендации.

9. Заключение

 

1.Введение.

Западно-Сибирская провинция – наиболее крупная из всех нефтегазоносных провинций, выделенных на территории России. Расположенная на обширной равнине между горными сооружениями Урала на западе и Сибирской платформой на востоке, ограниченная на юге Алтае-Саянской горной системой, она охватывает земли Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей.

 Западно-Сибирская провинция занимает ведущее место в России как по величине выявленных в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровню нефти и газа. Будучи самой молодой из провинций, имеющих развитую нефтедобывающую промышленность, она за короткий промежуток времени вышла на первое место по основным показателям. Объем начальных разведанных запасов нефти Западной Сибири составляет более 60% общероссийского, текущих – более 70%. Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной по России.

 Отличительной особенностью сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции является наличие большого числа крупнейших месторождений. К настоящему времени здесь выявлены и разрабатываются такие месторождения-гиганты как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское. Быстрый ввод крупнейших месторождений в промышленную разработку явился определяющим фактором, позволившим в рекордно короткие сроки создать на территории Западной Сибири мощный нефтедобывающий комплекс. 

 Опыт показал, что для увеличения эффективности и надежности работы УЭЦН, извлечения дополнительной нефти при нарастающей обводненности, одной из важных задач является обеспечение работ насосных установок в оптимальном режиме, обеспечивающем минимальные энергетические затраты, возможно больший межремонтный период работы оборудования, а также повышения коэффициента эксплуатации.

Цель работы - провести анализ работы и оптимизацию скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1, которое по объему начальных запасов относится к разряду крупных.

  2. Технология бурения скважины 

Технология - это комплекс последовательно выполняемых операций, направленных на достижение определенной цели. Понятно, что осуществить любую технологическую операцию можно только с применением необходимого оборудования. Рассмотрим последовательность выполнения операций при строительстве скважины. Под строительством скважины понимают весь цикл сооружения скважины от начала всех подготовительных операций до демонтажа оборудования. 

Подготовительные работы включают в себя планировку площади, установку фундаментов под буровую вышку и другое оборудование, прокладку технологических коммуникаций,  электрических и телефонных линий. Объем подготовительных работ определяется рельефом, климатической и географической зоной, экологической обстановкой. Так, в условиях болотистых месторождений Сибири необходимо перед началом бурения сооружать насыпные дамбы (острова), на морских месторождениях - устанавливать платформы. 

Монтаж - размещение на подготовительной площадке оборудования буровой установки и его обвязка. В настоящее время в нефтяной промышленности широко практикуется блочный монтаж - строительство крупными блоками,  собранными на заводах и доставленными к месту монтажа. Это  упрощает и ускоряет монтаж.  Монтаж каждого узла заканчивается опробованием его в  рабочем режиме. 

Бурение скважины - постепенное углубление в толщу земной поверхности до нефтяного пласта с укреплением стенок скважин. 

Строительство скважины выполняется по заранее составленному проекту и геолого-техническому наряду документам, которыми следует руководствоваться при строительстве и бурении скважины. 

Бурение скважины начинается с закладки шурфа глубиной 2..4 м, в который опускают долото, привинченное к квадрату, подвешенному на талевой системе вышки. Бурение начинают, сообщая вращательное движение квадрату,  а, следовательно, и долоту с помощью ротора.По мере углубления в породу, долото вместе с квадратом опускается с помощью лебедки. Выбуренная порода выносится промывочной жидкостью, подаваемой насосом к долоту через вертлюг и полый квадрат. 

После того как произойдет углубление скважины на длину квадрата, его поднимают из скважины и между ним и долотом устанавливают бурильную трубу. 

В процессе углубления возможно разрушение стенок скважин, поэтому их необходимо черезопределенные интервалы укреплять (обсаживать). Это делают с помощью специально спускаемых обсадных труб, а конструкция скважины приобретает ступенчатый вид. Вверху бурение ведется долотом большого диаметра, затем меньше и т.д. 

Количество ступеней определяется глубиной скважины и характеристикой пород. Под конструкцией скважины понимают систему обсадных труб различного диаметра, спускаемых в скважину на различную глубину. Для разных районов конструкции нефтяных скважин различны и определяются следующими     требованиями. 

- противодействие силам горного давления, стремящимся разрушить скважину;

- сохранение заданного диаметра ствола на всей его протяженности;

- изоляция встречающихся в разрезе скважины горизонтов,  содержащих разнородные по химическому составу агенты и исключение их смешивания;

- возможность спуска и эксплуатации различного оборудования;

- возможность длительного контакта с химически агрессивными средами и противодействие высоким давлениям и температурам. 

Часть скважины, примыкающая непосредственно к нефтяному пласту,  оборудуется фильтром, через него происходитпереток нефти  из пласта в скважину. 

Фильтр - это перфорированная по толщине пласта труба, являющаяся продолжением эксплуатационной колонны,  или опускаемая в скважину отдельно. Если пласт сложен прочными породами, фильтр может не устанавливаться. 

На месторождениях сооружаются газовые, нагнетательные, пьезометрические скважины, конструкции которых аналогичны нефтяной. 

Отдельные элементы конструкции скважины имеют следующее назначение:  Направление предотвращает размыв верхних рыхлых пород буровым раствором при забуривании скважины. Кондуктор обеспечивает изоляцию водоносных горизонтов,  используемых для питьевого;  водоснабжения. Промежуточная колонна  спускается для изоляции зон поглощения,  перекрытия продуктивных горизонтов с  аномальными давлениями. Иногда для изоляции участка ствола в глубоких скважинах спускают часть,   колонны - хвостовик. Эксплуатационная колонна обеспечивает изоляцию всех, пластов, встречающихся в разрезе месторождения, спускоборудования и эксплуатацию  скважины.

            В зависимости от числа обсадных колонн конструкция скважины может быть одноколонной, двухколонной и т.д. 

Забой скважины, ее фильтр, является основным элементом колонны, так как непосредственно обеспечивает связь с нефтяным пластом, дренирование пластовой жидкости в заданных  пределах,  воздействие  на  пласт   с   целью интенсификации и регулирования его работы. 

Конструкции забоев определяются характеристикой породы. Так в механически устойчивых породах (песчаниках)  может выполняться открытый забой. Он обеспечивает полную связь с пластом и принимается за эталон, а показатель эффективности связи - коэффициент гидродинамического совершенства, принимается за единицу. Недостатком такой конструкции является невозможность избирательного вскрытия отдельных пропластков, если они есть, поэтому открытые забои получили ограниченное применение. 

Известны конструкции забоев с отдельно спускаемыми,  заранее изготовленными фильтрами в полностью вскрытый не обсаженный пласт. Кольцевое пространство между низом обсадной колонны и верхней частью фильтра герметизируется.  Отверстия в фильтре выполняются круглыми или щелевидными - ширина 0,8...1,5 мм, длина 50...80 мм. Иногда спускаются фильтры в виде двух труб, полость между которыми заполнена отсортированным гравием. Такие фильтры можно менять по мере их загрязнения.

Наибольшее применение получили фильтры, образованные   в перекрывшей нефтяной пласт и зацементированной эксплуатационной колонне. Они упрощают технологию вскрытия, позволяют надежно изолировать отдельные пропластки и воздействовать на них, но эти фильтры имеют и ряд недостатков. 

2.1. Породоразрушающий инструмент 

Толща земной поверхности сложена породами разной твердости. В верхней части - песок, глина, глубже - песчаники известняки, затем - граниты, кварциты. 

Это следует учитывать при выборе конструкции породоразрушающего инструмента - долота, являющегося первичным звеном в большой технологической цепи процесса бурения. 

От долота-зубила, которые применялись при ударном бурении, нефтяники ушли, хотя и эти долота, и метод ударного бурения продолжают применяться для вскрытия неглубоких, преимущественно водяных скважин. Правда, в новом, механизированном варианте. 

РХ ("рыбий хвост"), или двухлопастные долота, применяют для проходки мягких пород - вязких глин, рыхлых песчаников, мягких известняков,  мергелей; трехлопастные долота - для мягких, но не вязких пород; шарошечные долота - для пород с различными механическими свойствами. 

Поскольку шарошечные, долота  получили преимущественное применение, рассмотрим конструкцию шарошечного долота. 

Оно состоит из корпуса, к которому привариваются три лапы, являющиеся опорными конструкциями для шарошек.

Последние по форме напоминают конические шестерни с несколькими рядами зубьев. Шарошки-шестерни укреплены на оси лапы и вращаются в роликовых и шариковых подшипниках. В корпусе выполнены отверстия для подачи промывочной жидкости. 

При вращении долота шарошки перекрываются по породке, откалывая от нее кусочек за кусочком. Интенсивность разрушения будет зависеть от скорости вращения долота, от усилия, с которым долото будет давить на породу, и от скорости очистки от выбуренной породы. 

Долговечность работы долота влияет напрямую на время сооружения скважины. Поэтому ведутся работы по повышению износостойкости режущей части долот - путем наплавки твердых и сверхтвердых материалов - карбида вольфрама,  алмаза. Алмазные долота позволяют  увеличить проходку в твердых породах до 250...300 м и, таким образом,  одним долотом заменить 15...20 обычных шарошечных. 

2.2. Устройство буровой установки 

Ранее мы отметили, что бурение скважины есть процесс разрушения породы в заданном пространственном интервале,  имеющем целью образования в земной поверхности скважины. 

Однако этот результат может быть достигнут посредством вовлечения в процесс специального оборудования,  функционально объединенного одной задачей и технологически составляющего единый комплекс - буровая установка. 

Современную буровую установку составляет следующее оборудование. 

Вышка является грузоподъемным сооружением, для чего снабжается специальной полиспастной (талевой) системой. В нее входят: кронблок, талевый блок, крюк и металлический канат. Кронблок и талевый блок - система не перемещающихся и перемещающихся шкивов, через которые переброшен канат.  Один конец каната закреплен неподвижно (мертвый конец),  второй - укрепляется на барабане лебедки. 

Работа талевой системы основана на известном правиле механики'. при подъеме груза с помощью блока выигрыш в силе равен проигрышу в расстоянии. Нас в данном случае интересует выигрыш в силе, поскольку непосредственный подъем груза значительной массы требует больших затрат мощности. К талевому блоку крепится крюк, на который подвешивается груз, спускаемый в скважину или поднимаемый из нее. В большинстве случаев - это колоннабурильных труб, к самому низу которой крепится долото. 

Лебедка - механизм, предназначенный для намотки свободного (ходового) конца талевого каната, и осуществления за счет этого спускоподъемных операций. Главным узлом лебедки является барабан, вращательное движение которому сообщает специальный привод. Скорость вращения барабана регулируется пневматическим или ручным тормозом.

         Ротор - механизм, осуществляющий вращение труб при бурении скважин, а также их свинчивание и развинчивание.  Состоит из корпуса, в котором на подшипниках установлен вращающийся стол. Стол имеет отверстие квадратной формы, в которое вставляется первая труба бурильной колонны и имеющая квадратное сечение. Такая конструкция трубы и стола обеспечивает их надежный контакт. Вращение стола осуществляется через коническую пару шестерен, одна из которых связана с карданным валом привода, вторая - со столом, 

Насос - гидравлическая машина, осуществляющая подачу жидкости (ее называют промывочной) в скважину в процессе бурения. При этом достигаются следующие цели: напор струи жидкости воздействует на породу в области долота, что способствует ее разрушению; выбуренная порода захватывается струей жидкости и выносится на поверхность. В качестве промывочной жидкости используется  вода с различными присадками и глинистый раствор. 

Насос состоит из двух узлов - гидравлического и механического. Гидравлический узел включает в себя два (или три) цилиндра, в которых совершают возвратно-поступательное движение поршни. Клапаны, установленные в цилиндрах, обеспечивают поочередный впуск и выброс жидкости, а воздушный колпак сглаживает пульсирующий характер подачи жидкости. 

Перемещение поршней обеспечивает механический узел,  представляющий собой редуктор с кривошипно-шатунным механизмом. Последний преобразовывает вращательное движение в возвратно-поступательное движение поршней.  Механический узел включает в себя шкив, кривошип (коленвал), шатун, крейцкопф. Крейцкопф обеспечивает передачу усилий от шатуна к штоку поршня строго по оси поршня. 

Насос в целях безопасности, обязательно должен быть укомплектован ' предохранительным клапаном, который монтируется на нагнетательном трубопроводе и предотвращает создание в насосе и в трубопроводе давления выше критического. 

Вертлюг - узел, обеспечивающий подачу промывочной жидкости к буровому долоту через колонну бурильных труб в процессе ее вращения. Для этой цели вертлюг выполнен из двух частей - неподвижной и подвижной. Неподвижная часть соединена с помощью бурового шланга со стояком, по которому подается промывочная жидкость, а подвижная - через квадрат с вращающейся бурильной колонной. 

Система очистки промывочной жидкости предназначена для очистки выходящей из скважины промывочной жидкости, несущей частицы выбуренной породы и других примесей и подготовки жидкости для повторного использования. Система укомплектовывается специальными ситами для очистки жидкости от выбуренной породы, дегазаторами для отделения газа, емкостью для сбора очищенной жидкости. 

Механический ключ обеспечивает свинчивание и развинчивание труб, составляющих бурильную колонну.

3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта 

Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по следующим причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной.  При давлении, превышающем давление столба жидкости,  заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование;

- попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину. 

Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье специальных устройств, перекрывающих ствол скважины - превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности. 

Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных:  компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости,  например, эмульсий на нефтяной основе. 

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в   скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем  самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость  в повторном вскрытии пласта.  Этого достигают посредством прострела колонныв   интервале пласта специальными перфораторами, имеющими заряды на пороховой основе. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин. 

 

3.1.1. Пулевая перфорация

 

Пулевая перфорация скважин заключается. в спуске в скважину на кабель-канате специальных устройств - перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую  скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение   металла   колонны   и цементного     кольца.     Количество отверстий в колонне и их расположение по    толщине    пласта    заранее рассчитывается, поэтому иногда спускают гирлянду   перфораторов.   Давление горящих газов в стволе-каморе может достигать 0.6...0.8 тыс. МПа, что обеспечивает               получение перфорационных отверстий диаметром до 20мм и длиной 145...350мм.

Пули     изготавливаются     из легированной стали и для уменьшения трения при движении по каморе покрываются  медью  или  свинцом. Применяют перфораторы типов ПБ-2, ПВН-90.

 

3.1.2. Торпедная перфорация

 

Торпедная     перфорация     по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда. с 4...5 г. до 27 г. и в перфораторе  применены горизонтальные стволы. Диаметр отверстий - 22мм, глубина - 100...160мм, на 1 м толщины пласта выполняется до четырех отверстий.

 

3.1.3. Кумулятивная перфорация

 

Кумулятивная перфорация - образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора со скоростью 6...8 км/с с давлением 0,15...0,3 млн.МПа. При этом образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным - до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда - до 50 г.

 

3.1.4. Гидропескоструйная перфорация

 

Гидропескоструйная перфорация - образование отверстий в колонне за счет абразивного воздействия песчано-жидкостной смеси, вырывающейся со скоростью до 300 м/с из калиброванных сопел с давлением 15...30 МПа.

         Разработанный   во   ВНИИ   и освоенный серийно под шифром АП-6М, пескоструйный  аппарат хорошо зарекомендовал себя: глубина получаемыхим каналов грушевидной формы может достигать 1,5 м.

 

3.1.5. Сверлящая перфорация

 

Сверлящий перфоратор - устройство для образования фильтра посредством сверления отверстий. Для этой цели применяют разработанный во ВНИИГИСе (г.Октябрьский) сверлящий керноотборник, электропривод которого связан с алмазным сверлом. Максимальное радиальное составляет 60 мм, что обеспечивает по результатам практики прохождения обсадной колонны, вход в пласт на глубину не более 20 мм.

         Перфорация получила название «щадящей», так как исключает повреждение колонны и цементного кольца, которые неминуемы при взрывных методах. Сверлящая перфорация обладает высокой точностью образования фильтра в требуемом интервале. 

        3.2. Освоение нефтяных скважин 

         Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину.

         Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось  ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды,  что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины нефть.

         Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову   притока,   заключающемуся   в проведении  специальных работ. 

        3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности 

         Такой метод широко применяется и основан на известном факте: столб жидкости, имеющей большую плотность, оказывает на пласт большее противодавление. Стремление снизить противодавление  за счет вытеснения из ствола скважины, например, глинистого раствора плотностью Qг = 2000 кг/куб.м    пресной водой плотностью Qb= 1000 кг/куб.м ведет к уменьшению противодавления на пласт вдвое.

Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта.


Нужен полный текст этой работы? Напиши заявку cendomzn@yandex.ru

Календарь

«  Декабрь 2020  »
ПнВтСрЧтПтСбВс
 123456
78910111213
14151617181920
21222324252627
28293031

Рекомендуем:

  • Центральный Дом Знаний
  • Биржа нового фриланса