Организация производственного процесса нефтедобывающего предприятия ОАО "Сургутнефтегаз"

Размещено на http://www.allbest.ru/

41

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Филиал в г. Сургуте

Кафедра Нефтегазовое дело

ОТЧЕТ

ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ

Организация производственного процесса нефтедобывающего предприятия ОАО «Сургутнефтегаз»

Сургут, 2015 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Знакомство с предприятием. Вводный инструктаж и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте. Противопожарные мероприятия. Меры оказания первой помощи

2. Бурение нефтяных и газовых скважин. Система контроля технологических параметров бурения. Конструкция скважин

3. Освоение скважин. Технология освоения скважин с применением струйных насосов, пенных систем

4. Фонтанная эксплуатация, артезианское и газлифтное фонтанирование. НКТ, типы труб и расчет колонны. Устьевое оборудование. Технологические режимы работы

5. Газлифтная эксплуатация. Схемы работы газлифта. Оборудование газлифта. Плунжерный лифт

6. УЭЦН отечественные и зарубежного производства. Эксплуатация насосов в осложненных условиях

7. Штанговые глубинонасосные установки. Схемы ШСНУ, новые привода плунжерных насосов. Эксплуатация скважин другими методами: ГПН, ЭДН, ЭВН, ШВНУ и др. Состав оборудования. Преимущества и недостатки этих методов добычи

8. Поддержание пластового давления. Типы применяемого оборудования. Схема ППД на базе установок «Реда». Типы центробежных насосов на КНС

9. Подземный и капитальный ремонт скважин. Виды ремонта, техника и инструмент

10. Сбор и подготовка нефти, воды и газа на месторождении. Схемы и оборудование ДНС

11. Список использованной литературы

нефтяная скважина насос газлифтное фонтанирование

1. Знакомство с предприятием. Вводный инструктаж и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте. Противопожарные мероприятия. Меры оказания первой помощи

История нефтедобывающего предприятия «Сургутнефтегаз» берет свое начало в октябре 1977 года, когда ему был присвоен статус многопрофильного производственного объединения, а в 1993 году оно было преобразовано в акционерное общество открытого типа. В качестве вертикально-интегрированной компании ОАО «Сургутнефтегаз» присутствует на рынке немногим более 20 лет.

У предприятий, входящих в состав Сургутнефтегаза, достаточно богатая история: полувековой опыт добычи нефти, свыше 40 лет работы в сфере нефтепереработки, от 50 до 100 лет деятельности по нефтепродуктообеспечению.

Старейшему нефтегазодобывающему управлению «Сургутнефть» в 2014 году исполняется 50 лет. С его именем связано начало освоения Большой нефти Западной Сибири. 

Нефтепромысловое предприятие создавалось практически на пустом месте, единственной артерией, связывавшей Сургут с внешним миром, была река Обь. В регионе не существовало ни одного здания в капитальном исполнении, ни одного километра дорог с твердым покрытием, а самым распространенным средством передвижения до начала 70-х годов здесь являлся вездеход.

Добыча нефти в первые годы разработки месторождений была сезонной - в теплое время года добытую нефть отправляли баржами по реке на Омский нефтеперерабатывающий завод. На зиму скважины останавливались.
С пуском в 1967 году нефтепровода Усть-Балык - Омск промыслы стали работать круглогодично. Климат и ландшафт не позволяли использовать здесь традиционные способы прокладки дорог, бурения скважин, строительства трубопроводов, обустройства месторождений. Фактически нефтепромысловое управление «Сургутнефть» стало полигоном, где создавались и опробовались способы и методы разработки месторождений в сложных горно-геологических и климатических условиях - и своего рода кузницей кадров для всех нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.

В конце 70-х годов Сургут стали называть «нефтяной столицей Сибири», он становится центром развития Севера Тюменской области. К этому времени в городе была создана самая мощная в Европе база электроэнергетики - Сургутская ГРЭС-1, работающая на попутном нефтяном газе, основана крупнейшая в регионе база стройиндустрии, проложена железная дорога, автомагистрали, построен аэропорт. 

Добывающие мощности компании ОАО «Сургутнефтегаз» сконцентрированы в Ханты-Мансийском, Ямало-Ненецком автономных округах и Республике Саха (Якутия). ОАО «Сургутнефтегаз» имеет в своем составе семь нефтегазодобывающих управлений, которые, по состоянию на 01.05.2013 г., разрабатывают 55 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

НГДУ «Нижнесортымскнефть» разрабатывает Нижнесортымское, Алехинское, Камынское, Биттемское, Мурьяунское, Лукъявинское, Тромъеганское, Восточно-Тромъеганское, Айпимское, Хорлорское, Ульяновское, Третьяковское, Западно-Чигоринское, Северо-Лабатъюганское, Юкъяунское, Верхненадымское, Новонадымское, Южно-Соимлорское, Восточно-Мытаяхинское, Ватлорское и Жумажановское месторождения.

Вводный инструктаж.

Все принимаемые на работу лица, а также командированные в структурные подразделения Общества работники и работники сторонних организаций, выполняющие работы на выделенном участке, обучающиеся образовательных учреждений соответствующих уровней, проходящие производственную практику проходят в установленном порядке вводный инструктаж. После прохождения вводного инструктажа и медицинской комиссии работники направляются на работу в производственное подразделение, на участок, бригаду для прохождения инструктажа на рабочем месте.

Инструктажи на рабочем месте.

После прохождения вводного инструктажа все рабочие должны пройти первичный инструктаж на рабочем месте.

Первичный инструктаж

Первичный инструктаж на рабочем месте проводится до начала самостоятельной работы.

При этом в службу охраны труда предоставляются копии документов о прохождении стажировки, первичной и последней проверки знаний требований охраны труда с прежнего места работы.

Цель первичного инструктажа на рабочем месте:

- обучение каждого рабочего или обучающегося образовательных учреждений соответствующих уровней, проходящими производственную практику (практические занятия) правильным и безопасным методам и приемам выполнения работ;

- основные его обязанности и ответственность за соблюдение требований инструкций по охране труда и других, в том числе локальных, нормативных документов (проектов производства работ, технологических регламентов, инструктивных карт и т.п.);

- правила поведения на рабочем месте, на территории структурного подразделения, цеха, общие сведения о производственном процессе и применяемом оборудовании, машинах и механизмах, основные опасные и вредные производственные факторы.

Проведение первичного инструктажа на рабочем месте возлагается на руководителя производственного подразделения в непосредственное подчинение, которого направлен вновь принятый на работу, прошедшего в установленном порядке обучение по охране труда и проверку знаний требований охраны труда. Продолжительность проведения первичного инструктажа на рабочем месте определяется инструктирующим с учетом предъявляемых к персоналу требований безопасности до полного осознанного усвоения им изучаемых материалов.

Инструктирующий по окончании инструктажа должен убедиться в том, что рабочий усвоил безопасные методы и приемы выполнения работы и практически знает и понимает требования инструкций по охране труда, а также требования безопасности, относящиеся к его работе и конкретному рабочему месту.

Рабочий, показавший неудовлетворительные знания, к самостоятельной работе или практическим занятиям не допускается и обязан вновь пройти инструктаж.

Противопожарные мероприятия. Меры оказания первой помощи.

Пожарная профилактика - это совокупность основных противопожарных мероприятий, направленных на исключение возникновения пожара. Мероприятия по пожарной безопасности разделяются на четыре основные группы:

- предупреждение пожаров, т.е. исключение причин их возникновения;

- ограничение сферы распространения огня;

- обеспечение успешной эвакуации людей и материальных ценностей из сферы пожара;

- создание условий эффективности тушения пожара.

Обеспечение мер пожарной безопасности достигается выполнением основных мероприятий по предупреждению пожаров:

- знание технологического процесса производства и выполнение правил пожарной безопасности;

- недопущение применения открытого огня (сварочные работы, разогрев трубопроводов открытым огнем и т.д.) на временных местах без соответствующего оформления наряда-допуска;

- разработка подготовительных мероприятий, направленных на недопущение пожаров при проведении огневых работ в пожароопасных и взрывопожароопасных зонах;

- применение технологического оборудования, имеющего исправные системы предотвращения и ликвидации пожароопасных ситуаций;

- недопущение применения неискробезопасного инструмента и оборудования во взрывопожароопасных зонах;

- выполнение требований инструкций о мерах пожарной безопасности как для всего предприятия, так и для отдельных объектов;

- организация обучения противопожарного инструктажа и пожарно-технического минимума;

- применение исправного электрооборудования и эксплуатация его в соответствии с требованиями технических паспортов, правил устройства электроустановок.

ИОТВ-93. Порядок действий при обнаружении задымления, загорания, пожара на производственном объекте.

Каждый гражданин при обнаружении пожара или признаков горения (задымление, запах гари, повышение температуры и т.п.) обязан:

- немедленно сообщить об этом по телефону в пожарную охрану (службу спасения) - 01, 18-1-01 (при этом необходимо назвать адрес объекта, место возникновения пожара, а также сообщить свою фамилию);

- включить систему оповещения людей о пожаре (нажав кнопку или повернув ручку ручного пожарного извещателя установленного в здании или на территории);

- принять по возможности меры по эвакуации людей, тушению пожара и сохранности материальных ценностей.

Меры оказания первой помощи.

ИОТВ-09. Действия работающего при несчастном случае.

О каждом происшедшем несчастном случае, пострадавший или очевидец должен немедленно сообщить непосредственному руководителю. Состояние рабочего места и оборудования должно оставаться до расследования таким, каким оно было в момент происшествия, если это не угрожает жизни и здоровью окружающих и не ведёт к развитию аварийной ситуации.

ИОТВ-22. Виды кровотечений и их признаки.

Артериальное кровотечение возникает при глубоких рубленных или колотых ранах. Яркая красная (алая) кровь изливается пульсирующей струёй (в такт с сокращениями сердечной мышцы), а иногда бьет фонтанчиком. При ранении крупных артерий (сонной, подключичной, плечевой, бедренной, подколенной) возникает очень сильное кровотечение, а если его вовремя не остановить, пострадавший может погибнуть в течение нескольких минут.

Венозное кровотечение возникает при ранении вен. Кровь вытекает медленно, ровной струёй, имеет темно-вишневый цвет.

Капиллярное кровотечение бывает при повреждении мельчайших кровеносных сосудов (капилляров) при обширных ссадинах и поверхностных ранах. Кровь сочится по всей поверхности раны, вытекает медленно, по каплям. Капиллярное кровотечение легко остановить с помощью стерильной повязки, предварительно смазав кожу вокруг раны йодом, или примочки (повязки) из 3-х % раствора перекиси водорода.

ИОТВ-22 Виды переломов и оказание первой помощи при них.

При открытых переломах вначале останавливают кровотечение и накладывают стерильную повязку. Для иммобилизации (создания покоя) используются стандартные шины или изготовленные из подручных материалов (фанеры, досок, палок и т.п.).

При закрытых переломах не следует снимать с пострадавшего одежду - шину нужно накладывать поверх нее.К месту перелома, для уменьшения боли, необходимо приложить холодный компресс (резиновый пузырь со льдом, снегом, холодной водой или холодные примочки).

ИОТВ-22. Первая помощь пострадавшему при травмах грудной клетки, позвоночника и костей нижнего пояса.

При переломе или вывихе костей конечностей наложением шины следует обеспечить неподвижность двух суставов - одного выше, другого ниже перелома, а при переломе крупных костей - даже трех. Центр шины должен находиться на месте перелома. Шинная повязка не должна сдавливать крупные сосуды, нервы и выступы костей. При отсутствии шины следует прибинтовать поврежденную верхнюю конечность к туловищу, а поврежденную нижнюю конечность - к здоровой.

При переломе или вывихе бедренной кости нужно укрепить больную ногу шиной с наружной стороны так, чтобы один конец шины доходил до подмышки, а другой - достигал пятки. Вторую шину накладывают на внутреннюю сторону ноги от промежности до пятки. Шины следует накладывать по возможности не приподнимая ногу, а придерживая ее на месте и прибинтовывать в нескольких местах, но не рядом и не в месте перелома.

При повреждении позвоночника осторожно, не поднимая пострадавшего, подсунуть под его спину широкую доску, дверь, снятую с петель или повернуть пострадавшего лицом вниз и строго следить, чтобы при переворачивании его туловище не прогибалась (во избежание повреждения спинного мозга).

При переломе ребер необходимо туго забинтовать грудь или стянуть ее полотенцем во время выдоха.

При переломе костей таза под спину пострадавшего необходимо подсунуть широкую доску, уложить его в положение "лягушка", т.е. согнуть ноги в коленях и развести в стороны, а стопы сдвинуть вместе, под колени подложить валик из одежды.

ИОТВ-22. Первая помощь пострадавшему при тепловых ожогах.

При тяжелых ожогах необходимо осторожно снять с пострадавшего одежду и обувь, лучше разрезав их. Нельзя касаться руками обожженного участка кожи или смазать его какими-либо мазями, маслами, вазелином или растворами. Не следует вскрывать пузыри приставшую к обожженному месту мастику или другие смолистые вещества. Нельзя также отрывать обгоревшие и приставшие куски одежды. Обожженную поверхность следует перевязывать также, как и любую рану. Покрыть стерильным материалом или чистой глаженной поверхностью тряпочкой, а сверху положить слой ваты и все закрепить бинтом.

ИОТВ-22. Первая помощь пострадавшему при отравлении метанолом и нефтяными испарениями.

Пары углеводородов (попутный нефтяной газ). При возникновении признаков удушья, немедленно вынести пострадавшего на свежий воздух, освободить от стесняющей дыхание одежды, по возможности произвести ингаляцию кислородом. Пострадавшему дать обильное питье (молоко, вода, сладкий чай). При отравлении метанолом немедленно вынести пострадавшего на свежий воздух, освободить от стесняющей дыхание одежды, произвести ингаляцию кислородом. При попадании в желудок - произвести промывку желудка.

ИОТВ-22. Наружный массаж сердца.

Для проведения наружного массажа сердца необходимо уложить пострадавшего спиной на жесткую поверхность, обнажить грудную клетку. Определив положение нижней трети грудины, оказавший помощь кладет на нее верхний край ладони разогнутой до отказа руки, а затем поверх первой руки кладет вторую руку, и накладывает на грудную клетку пострадавшего, слегка помогая при этом наклоном своего корпуса.

Надавливать на грудину следует примерно один раз в секунду быстрым толчком так, чтобы продвинуть нижнюю часть грудины вниз в сторону позвоночника на 3-4 см, а полных людей 5-6 см. После толчка руки остаются в достигнутом положении примерно одну треть секунды, затем снимают с грудной клетки, давая ей возможность расправиться. Одновременно с массажом сердца должно выполняться искусственное дыхание. Вдувание надо производить в промежутках между надавливаниями или же во время специальной паузы, через каждые 4-6 надавливаний. Если оказавший помощь один, то он обязан чередовать операции: по 2-3 вдувании воздуха должен производить 4-6 надавливаний на грудную клетку. О восстановлении деятельности сердца у пострадавшего судят по появлению у него собственного, не поддерживаемого массажом регулярного пульса. Для проверки пульса на 2-3 секунды прерывают массаж.

2. Бурение нефтяных и газовых скважин. Система контроля технологических параметров бурения. Конструкция скважин

Система контроля технологических параметров бурения. Станция АСПБ. Отличительная особенность АСПБ - параллельное представление информации непрерывно в функции времени и дискретно в функции действующих глубин с постоянным небольшим (0,2-1,0 м) шагом квантования по глубинам, что позволяет прослеживать технологический процесс во времени и по глубине. При этом кажущаяся избыточность информации - необходимое условие детального литологического расчленения разреза, выделения тонкослоистых коллекторов и т.п. В то же время непрерывная регистрация основных технологических параметров в функции времени позволяет решать многие задачи технологии бурения скважин, такие как определения, подклинок и заклинок долота, и другие, даже без специальных датчиков.

На рис. 1 изображена блок-схема одного из вариантов станции АСПБ.

Рис. 1 блок-схема одного из вариантов станции АСПБ.

Информация с датчика проходки 1 поступает на панель глубин 11 туда же, поступает сигнал с выключателя 2 «мертвого конца», установленного на неподвижном конце талевой системы. Датчики давления 3, веса инструмента 4, расхода промывочной жидкости на входе в скважину 5 и на выходе из нее 7, уровня промывочной жидкости в приемных емкостях 8, турботахометра 9 связаны каждый со своей измерительной схемой 12-17, а далее с регистраторами 27, 22, 27, 29, 30 и 31 в функции времени. Информация о давлении и весе инструмента на регистраторах 21 и 22 преобразуется с помощью ретрансляторов 23, 24 и параллельно подается на регистраторы тех же параметров 25, 26 в функции глубин. Датчик разницы расходов промывочной жидкости 6 связан с регистратором 28, имеющим встроенную измерительную схему.

Регистратор ДМК 20 связан с панелью глубин 11 и блоком набора времени 19. Устройство 33 служит для анализа отдельных операций процесса бурения. Для связи оператора с бурильщиком предусмотрено переговорное устройство с усилителем 18 и микрофонами-приемниками 10, 32.

Информационно-измерительная система АСПБ изготавливалась в нескольких модификациях; на ней основана служба контроля параметров бурения в западносибирских производственных геофизических объединениях. Модификация проводилась в направлении совмещения представления информации (на одной ленте два-три параметра с использованием всей шкалы), комплексирования АСПБ с АГКС, унификации блоков и измерительных схем, решения схем на новой элементной базе и т.д.

Комплекс средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин СКУБ-М1.

Комплекс предназначен для контроля основных параметров процесса вращательного бурения нефтяных и газовых скважин и применяется на буровых установках эксплуатационного и глубокого разведочного бурения стволов нефтяных и газовых скважин на суше. Его выпускали в шести вариантах в зависимости от количества и диапазонов измерения контролируемых параметров. Он используется в макроклиматических районах с умеренным климатом, но для эксплуатации при температурах окружающего воздуха от -50 до 50⁰С. По устойчивости к механическим воздействиям комплекс соответствует виброустойчивому и вибропрочному исполнениям, а по защищенности от воздействия окружающей среды - исполнению, защищенному от попадания внутрь твердых частиц (пыли) и воды. Регистрирующие приборы имеют обыкновенное исполнение.

Составные части комплекса размещаются на буровой: датчики устанавливаются на технологическом оборудовании буровой; блок питания и коммутации, пульт контроля и управления, блок наблюдения - на площадке буровой; устройство регистрации - в помещении бурового мастера.

Комплекс обеспечивает контроль технологических параметров, выдачу выходных управляющих сигналов и сигналов тревоги.

Комплекс СКУБ-М1 представляет собой совокупность технических средств, предназначенных для централизованного контроля процесса бурения скважин, и состоит из следующих основных устройств: ПП - первичных преобразователей; БПК - блока питания и коммутации; БН - блока наблюдения; ПКУ - пульта контроля и управления; УР - устройства регистрации.

Составные части комплекса СКУБ-М1 обеспечивают реализацию функций: контроля - измерение, сбор, обработку сигналов о технологических параметрах бурения; отображения сигналов на показывающих приборах; регистрации сигналов на диаграммной бумаге; обеспечения выхода сигналов на информационно-измерительные системы; сигнализации отклонения от заданных режимов и сигналов тревоги; управления - формирование и выдача управляющих сигналов при достижении контролируемыми параметрами ранее заданных значений.

Первичные преобразователи, устанавливаемые на технологическом оборудовании буровой, подключают к ВПК с помощью соединительных кабелей. БПК обеспечивает питание всего комплекса, обработку сигналов и передачу их к устройствам БН, ПКУ, УР и на контакты разъема «Выходные сигналы», расположенные на УР. БН и ПКУ обеспечивают представление контролируемых параметров бурильщику. Работой комплекса управляют с помощью ПКУ. Контролируемые параметры фиксируются на диаграммной бумаге приборами УР. Назначение управляющих сигналов приведены в таблице 1.

Таблица 1.

Сигнал на пульте	Назначение
Вес	Отключение привода лебедки при перегрузке талевой системы
Тальблок	Отключение привода лебедки при подъеме талевого блока выше заданной высоты
Давление	Отключение привода насосов при превышении допустимого давления
Циркуляция	Наличие давления в манифольде нагнетательной линии
Момент	Отключение привода ротора при превышении допустимого крутящего момента
Момент	Отключение привода машинного ключа при превышении допустимого крутящего момента
Уровень	Отклонение уровня бурового раствора в приемных емкостях от заданного
Плотность	Отклонение плотности бурового раствора от заданной
Перелив	Перелив скважины при доливе в процессе подъема инструмента

Реализация функций осуществляется с помощью совокупности устройств, размещенных в составных частях, представляющих измерительный канал. Каналы формируют по каждому технологическому параметру, контролируемому комплексом. При этом если контролируемый технологический параметр и фактически измеряемая физическая величина совпадают, то канал называется измерительным. Если контролируемый технологический параметр и фактически измеряемая физическая величина не совпадают, то канал называется каналом контроля.

Датчики по функциональному назначению могут быть разделены на:

1. Датчики, характеризующие технологический процесс бурения (перемещения талевого блока, он же - проходки, он же - глубиномер; веса инструмента; частоты вращения ротора; момента на роторе; момента на машинном ключе; давления промывочной жидкости; расхода; уровня в емкостях).

2. Датчики свойств промывочной жидкости (плотности, вязкости, объемного газосодержания, температуры, минерализации).

3. Газоаналитическая аппаратура, к которой относятся дегазаторы промывочной жидкости, суммарные газоанализаторы (индикаторы горючих газов) и хроматографы.

4. Аппаратура и оборудование для анализа образцов горных пород, флюидов и промывочной жидкости (геологическая кабина).

Телеметрические забойные системы

В последние годы за рубежом интенсивно развивается новое направление промысловой геофизики - получение информации с забоя непосредственно в процессе бурения с помощью телеметрических забойных систем (ТЗС), в переводной литературе получивших название MWD- и- LWD-систем.

Создаваемые на первом этапе для измерения параметров траектории стволов наклонно-направленных скважин, бурящихся с плавучих буровых установок, в настоящее время ТЗС включают в себя практически весь комплекс ГИС для открытого ствола, а также целый ряд технологических параметров, время их бесперебойной работы доведено до 200 и более часов, дальность передачи информации по каналу связи превышает 6000 м.

ТЗС, объединенные с поверхностными системами ГТИ, образуют сложные компьютеризированные многопроцессорные приборные комплексы, предназначенные для получения комплексной геолого-технологической и геофизической информации в процессе бурения скважин. Созданием как ТЗС, так и комплексных скважинных систем занимаются десятки зарубежных фирм, в том числе и традиционно геофизических, таких как «Шлюмберже», «Халибертон» и др. Добавление ТЗС к комплексу ГТИ принципиально меняет роль промыслово-геофизических исследований и место ГИС в общем комплексе исследования скважин, позволяя уверенно выделять маломощные продуктивные пласты, зачастую при обычной технологии проведения ГИС необнаруживаемые, проводить глубокие наклонно-направленные и горизонтальные скважины всего одним долблением без каких-либо перерывов в бурении с минимальной стоимостью.

В нашей стране ТЗС под шифром «Забой» разрабатываются во ВНИИГИС, однако их освоение началось в 1996 г.

Освоение системы «Забой» в полной конфигурации позволит существенно изменить возможности ГТИ и поэтому является первоочередной задачей.

Понятие о конструкции скважины. Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты подъема закачанного цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, а иногда и других данных называется конструкцией скважины (рис. 2).

Конструкция скважины должна обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение. Кроме того, конструкция скважины должна обеспечивать:

- доведение скважины до проектной глубины; осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) и методов их эксплуатации.

Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя (под конструкцией забоя понимается сочетание элементов конструкции скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение напорных горизонтов, проведение техникотехнологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также длительную эксплуатацию скважины с оптимальным дебитом);

- предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов;

- минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.

Число обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных требований, определяется исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно.

Рис. 2. Конструкция скважин: а - профиль; б - концентрическое расположение колонн в стволе; в - графическое изображение конструкции скважины; г - рабочая схема конструкции скважины.

В конструкции скважины используются следующие типы обсадных колонн:

Направление - для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины;

Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;

Промежуточная обсадная колонна - для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Служит для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего интервала. В благоприятных условиях промежуточная колонна может быть использована в качестве эксплуатационной;

Эксплуатационная колонна - для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами.

Промежуточные обсадные колонны могут быть: сплошные, т.е. перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья, независимо от крепления предыдущего интервала; хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны, не менее чем на 100 м; летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для ликвидации осложнений и не имеющие связи с предыдущей или последующими обсадными колоннами. Летучки до устья скважины не наращиваются.

Промежуточная колонна-хвостовик может наращиваться до устья скважин или при благоприятных условиях служить в качестве эксплутационной колонны. Когда износ последней промежуточной колонны незначительный, эксплуатационная колонна может быть спущена в виде хвостовика.

При подсчете числа колонн, входящих в конструкцию скважин, направление и кондуктор не учитывают. Конструкцию скважины, состоящую из эксплуатационной и одной промежуточной колонны, называют двухколонной, а из эксплуатационной и двух промежуточных - трехколонной и т.д.

3. Освоение скважин. Технология освоения скважин с применением струйных насосов, пенных систем

Освоение скважины - комплекс работ после окончания бурения, включающих в себя вторичное вскрытие пласта, очистку ствола скважины и призабойной зоны пласта от продуктов бурения и технологических жидкостей, вызов притока жидкости из пласта или опробование нагнетания в пласт рабочего агента в соответствии с ожидаемой продуктивностью (приемистостью) пласта, проведение геофизических или гидродинамических исследований, спуск подземного оборудования.

Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры согласно п. 2.9.5 ПБ 08-624-03.

Цель освоения - максимальное восстановление естественной проницаемости коллектора и получение дебита скважины (нефти и газа) или осуществление закачки рабочего агента, соответствующей ее потенциальным возможностям.

Порядок, состав и объем работ при освоении, ожидаемые параметры работы скважины - дебит жидкости, обводненность продукции, дебит нефти и динамический уровень (приемистость, давление нагнетания), определяются в соответствии с проектом геологической службой нефтегазодобывающих управлений ОАО «Сургутнефтегаз» и указываются в плане работ на освоение скважины. В плане работ указывается комплекс исследований, вид и объем которых определяются геологической и технологической службами нефтегазодобывающих управлений ОАО «Сургутнефтегаз».

Нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности перед запуском под нагнетание рабочего агента, могут отрабатываться на нефть. Решение о целесообразности отработки принимают геологическая и технологическая службы Заказчика с учетом возможности работы погружного оборудования.

Началом освоения скважины является дата монтажа на устье подъемного агрегата бригады освоения Исполнителя.

Окончанием освоения скважины является выполнение всех работ в соответствии с согласованным и утвержденным в установленном порядке планом работ на освоение по испытанию скважины на приток нефти, газа, опробованию нагнетания рабочего агента в пласт.

При недостижении указанного в плане освоения дебита скважины по составу, объему или приемистости комиссией в составе представителей Заказчика, Исполнителя и, при необходимости, Субподрядчика выявляются причины, и определяется комплекс дополнительных работ по скважине.

Работы проводятся по согласованному и утвержденному дополнительному плану.

Мероприятия по вызову притока, определение максимально допустимой депрессии (репрессии) на пласт определяет геологическая служба Заказчика исходя из геологических условий, физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих его флюидов в соответствии с проектом на строительство скважины.

Движение жидкости из пласта к забою скважины происходит при условии, если пластовое давление больше суммы давления в скважине, созданного столбом жидкости и давления, необходимого для преодоления сопротивлений движению жидкостей в призабойной зоне пласта и по подъемным трубам.

Если величина текущего пластового давления выше гидростатического, то скважину отрабатывают фонтанным способом. Режим фонтанирования считается устойчивым, если скважина в течение 96 часов работает характерной продукцией пласта без снижения начальных параметров (давление, дебит).

При невыходе скважины на режим устойчивого фонтанирования вызов притока осуществляют заменой скважинной жидкости жидкостью с меньшей плотностью (воду, товарную нефть).

Замену производят закачкой жидкости в затрубное пространство, т.к. в случае получения притока до окончания полной замены раствора создаются нормальные условия для работы скважины и более полного выноса твердых частиц из интервала перфорации за счет высокой скорости потока жидкости.

В газовых скважинах и в скважинах с высоким газовым фактором нефти при замене жидкости на выкидной линии устанавливают штуцер для регулирования скорости потока и забойного давления. Разница плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 300-400 кг/м3. С целью уменьшения вредного воздействия на призабойную зону в жидкость добавляют поверхностно-активные вещества (далее - ПАВ). Закачиваемая жидкость должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. Также закачиваемая жидкость должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование (скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год), быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой - в зимних условиях.

Технология освоения скважин с применением струйных насосов, пенных систем.

Вызов притока из пласта пенными системами производится в скважинах, промытых до забоя технической водой, и после полного удаления из скважины механических примесей, глинистого раствора и нефтепродуктов. НКТ без пусковых муфт приподнимают на глубину 20 м выше интервала перфорации. На устье скважины устанавливают и опрессовывают фонтанную арматуру.

Закачка пены производится двумя методами: с помощью бустерной

установки УНБ1-160Ч40БК или с помощью компрессора и цементировочного агрегата, при котором сначала компрессором создается давление в 2,0 МПа и запускается насосный агрегат ЦА-320. Одновременно в скважину закачиваются воздух и жидкость (аэрированный раствор).

После достижения заданной депрессии закачка аэрированной жидкости прекращается. Скважину оставляют на самоизлив пены при открытых затрубных и трубных задвижках с продолжительностью до 36 часов.

При появлении фонтанного притока продукция скважин направляется в нефтесборный коллектор.

Вызов притока из пласта пенными системами с применением инертного газа (азота) с помощью установки «Непрерывная труба»

(далее - НТ) производится как при спущенных, так и при поднятых НКТ. Непрерывная труба спускается в НКТ (при поднятых НКТ - в ствол скважины) на глубину, указанную в плане работ.

ПАВ готовится непосредственно перед закачкой в скважину из расчета на 1 м3 воды от 3 до 7 кг (в перерасчете на активное вещество) ПАВ (сульфанол, неонол или других ПАВ) перемешиванием с помощью насосно-компрессорного агрегата в блоке очистки и нагрева технологической жидкости.

Подача аэрированной жидкости в НТ начинается при открытой задвижке фонтанной арматуры на затрубном пространстве скважины, при этом кран высокого давления на тройнике устьевого оборудования закрыт. Преобразованный жидкий азот в газообразный закачивается газификационной установкой в непрерывную трубу через тройник нагнетательной линии.

Закачка газообразного азота производится до создания давления в непрерывной трубе не менее 0,2 МПа, затем включается насосный агрегат, и осуществляется закачка пенообразующей жидкости путем одновременной закачки газообразного азота и пенообразующей жидкости.

При достижении на выходе затрубного пространства пены заданных параметров в соответствии с планом работ открывается кран высокого давления на тройнике устьевого оборудования установки НТ и закрывается задвижка фонтанной арматуры на затрубном пространстве скважины.

Производится закачка аэрированного раствора до выхода пены заданных параметров в соответствии с планом работ через кран высокого давления на тройнике устьевого оборудования установки НТ. Ведется контроль давления в затрубном пространстве скважины.

При наличии притока нефти и газа освоение ведется до получения пластового флюида заданных параметров в соответствии с планом работ.

Продолжительность процесса освоения 10-12 ч. После освоения скважины производится допуск непрерывной трубы до забоя скважины с одновременной закачкой пенообразующей жидкости и газообразного азота для очистки призабойной зоны пласта.

При отсутствии притока пластового флюида после перевода скважины на пену заданных параметров скважина оставляется на ожидание притока.

В процессе ожидания притока контролируются уровни подъема жидкости приборами «Судос», «Миконом». Непрерывная труба поднимается на безопасную высоту, указанную в плане работ, но не менее 300 м от интервала перфорации. При отрицательной температуре окружающей среды производится подъем непрерывной трубы полностью из скважины, установка продувается компрессором. При отсутствии притока по истечении 24 ч принимается решение о дальнейших работах на скважине.

Контроль за процессом освоения ведется по параметрам пены и скважинной жидкости на выходе из скважины. Процесс закачивания двухфазной аэрированной пены контролируется по показателям насосного агрегата и газификационной установки.

Вызов притока методом закачки. После освоения скважины производится допуск непрерывной трубы до забоя скважины с одновременной закачкой пенообразующей жидкости и газообразного азота для очистки призабойной зоны пласта. При отсутствии притока пластового флюида после перевода скважины на пену заданных параметров скважина оставляется на ожидание притока.

В процессе ожидания притока контролируются уровни подъема жидкости приборами «Судос», «Миконом». Непрерывная труба поднимается на безопасную высоту, указанную в плане работ, но не менее 300 м от интервала перфорации. При отрицательной температуре окружающей среды производится подъем непрерывной трубы полностью из скважины, установка продувается компрессором. При отсутствии притока по истечении 24 ч принимается решение о дальнейших работах на скважине.

Контроль за процессом освоения ведется по параметрам пены и скважинной жидкости на выходе из скважины. Процесс закачивания двухфазной аэрированной пены контролируется по показателям насосного агрегата и газификационной установки.

Вызов притока методом закачки в скважину инертного газа (азота) с установкой НТ производят в скважинах, промытых до искусственного забоя и переведенных на технологическую жидкость или нефть. Данная технология используется на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» при освоении горизонтальных скважин, в том числе скважин с боковыми стволами малого диаметра эксплуатационных колонн и необсаженными участками ствола скважин.

Газификационной установкой жидкий азот преобразуется в газообразный и закачивается в НТ при открытой задвижке фонтанной арматуры на затрубном пространстве скважины, при этом кран высокого давления на тройнике устьевого оборудования установки НТ закрыт.

Не допускается превышение давления в затрубном пространстве выше допустимого давления опрессовки эксплуатационной колонны, указанного в плане работ. При завершении замещения объема жидкости газообразной смесью в затрубном пространстве открывается кран высокого давления на тройнике устьевого оборудования установки НТ.

Продолжается закачка газообразного азота в скважину до прорыва газообразной смеси через кран высокого давления на тройнике устьевого оборудования установки НТ.

При завершении замещения объема жидкости газообразной смесью в трубном пространстве прекращается подача газообразного азота в непрерывную трубу, стравливается давление в скважине в соответствии с планом работ.

По окончании стравливания скважина оставляется на ожидание притока в течение 4-12 ч. В процессе ожидания притока контролируются уровни приборами «Судос» или «Миконом». Результаты притока пластового флюида заносятся в вахтовый журнал. Непрерывная труба поднимается на безопасную высоту, указанную в плане работ, но не менее 300 метров от интервала создания депрессии. При отрицательной температуре окружающей среды непрерывная труба поднимается полностью из скважины и продувается компрессором.

После освоения скважины восстанавливается циркуляция подачей промывочной жидкости через непрерывную трубу, устьевой тройник в желобную емкость. Производится допуск (спуск) непрерывной трубы до забоя скважины с одновременной закачкой промывочной жидкости и газообразного азота для очистки призабойной зоны пласта.

Если после снижения уровня приток жидкости из пласта не получен, то производят очистку призабойной зоны.

Одним из способов снижения давления на забой является свабирование (поршневание).

Сваб - поршень, снабженный клапаном, который спускают на канате в колонну НКТ. Клапан при ходе поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне. Уровень жидкости в скважине при свабировании снижается постепенно, что способствует плавному запуску скважины. В связи с разбуриванием пластов с низкими коллекторскими свойствами на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» свабирование практически не применяется.

Вызов притока с помощью струйных насосов применяется для пластов с давлением ниже гидростатического и ограниченной депрессией, в том числе и на горизонтальных скважинах, где применение других способов приводит к поглощениям. В данном случае струйный насос спускается в скважину на глубину 100-300 м, т.к. максимальная депрессия ограничивается на 1,0-3,0 МПа.

Глубинный манометр устанавливается в хвостовике в районе пакера

Воздействие на ПЗП с помощью струйных насосов.

Способ воздействия на ПЗП с помощью струйных насосов применим для создания полного диапазона управляемых депрессий на пласт и более качественной очистки забоя и трещин от твердых частиц и продуктов распада технологических жидкостей ГРП до спуска в скважину подземного оборудования.

Применяется для вызова притока в скважинах с низким пластовым давлением и в осложненных скважинных условиях - пескопроявлением, высоким газовым фактором, обводненностью, с ухудшенными фильтрационными свойствами коллектора. Позволяет производить гидродинамические исследования пласта в подпакерной зоне. Дает возможность подбора оптимального типоразмера скважинного оборудования.

Также применяется для создания высоких депрессий (вплоть до создания на забое давления в 5,0 МПа) в скважинах с целым и герметичным цементным кольцом. Водонасыщенные и газонасыщенные интервалы пласта должны быть разобщены с нефтенасыщенным перемычкой, обеспечивающей удержание перепада давления в 2,0 МПа. Применяются насосы, извлекаемые из НКТ канатной техникой или обратной промывкой.

4. Фонтанная эксплуатация, артезианское и газлифтное фонтанирование. НКТ, типы труб и расчет колонны. Устьевое оборудование. Технологические режимы работы

Фонтанный способ применяется, если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рис. 3.

Рис. 3 Устройство скважины для фонтанной добычи нефти: 1 - эксплуатационная колонна, 2 - насосно-компрессорные трубы, 3 - башмак, 4 - фланец, 5 - фонтанная арматура, 6 - штуцер.

Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее. Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы. Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

Виды фонтанирования.

Первый тип - артезианское фонтанирование: р_З>р_Н,, р₂?р_Н, т. е. фонтанирование происходит за счет гидростатического напора (рис. 4 а). В скважине наблюдается обычный перелив жидкости, движется негазированная (без свободного газа) жидкость (аналогично артезианским водяным скважинам). В затрубном пространстве между насосно-компрессорными трубами 1 и обсадной эксплуатационной колонной 2 находится жидкость, в чем можно убедиться, открыв, например, трехходовый кран под манометром, показывающим затрубное давление р_ЗАТР. Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкидной трубе.

Рис. 4 Типы фонтанных скважин и виды фонтанирования: а - артезианское; б - газлнфтное с началом выделения газа в скважине; в - газлифтное с началом выделения газа в пласте.

Второй тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: р_З?р_Н, р₂<р_Н (рис. 4, б). В пласте движется негазированная жидкость, а в скважине - газожидкостная смесь (на рисунке показано установившееся состояние). При давлении у башмака НКТ p₁?p_H. в затрубном пространстве на устье находится газ и р_ЗАТР обычно небольшое (0,1-0,5 МПа). Так как р₁?р_Н>р₂, то по мере подъема нефти давление снижается, увеличивается количество свободного газа, происходит расширение газа, растет газосодержание потока, т. е. фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъема.

Третий тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: р_З<р_Н,, р₂<р_Н (рис. 4 в). В пласте движется газированная жидкость, на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется (сепарируется) и поступает в затрубное пространство, где газ барботирует в относительно неподвижной жидкости. В затрубном пространстве накапливается газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и при p₃<p_H уровень всегда устанавливается у башмака НКТ. Затрудное давление газа, как правило, высокое, почти достигает значений р₁ и р₃. При утечках газа из затрубного пространства (через негерметичности в резьбовых соединениях НКТ, обсадной колонне, устьевом оборудовании) уровень будет находиться выше башмака НКТ. Чем меньше расход и вязкость жидкости, больше расход газа у башмака, зазор между НКТ и эксплуатационной колонной, тем больше газа сепарируется в затрубное пространство.

НКТ, типы труб и расчет колонны.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения на поверхность поступающих в скважину при эксплуатации пластовых жидкостей нефти и газа, для нагнетания в пласты воды в нагнетательных скважинах, для проведения различных работ при освоении и испытании скважин.

Отечественной промышленностью изготавливаются насосно-компрессорные трубы следующих конструкций:

- муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля (ГОСТ 633-80);

- муфтовые гладкие высокогерметичные с конической резьбой трапецеидального профиля (тип НКМ по ГОСТ 633-80);

- муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью (ТУ 14-3-1282-84).

Импортные насосно-компрессорные трубы изготавливаются, как правило, в соответствии со стандартами американского нефтяного института (АНИ) и по технической документации фирм.

Трубы и муфты к ним изготавливаются из стандартизированных сталей марок Н-40, J-55, N-80, L-80, С-90, С-95, Р-110 (стандарт 5СТ АНИ).

Трубы по стандартам АНИ изготавливаются с муфтовыми резьбовыми соединениями как гладкими, так и с высаженными наружу концами. Эти трубы имеют резьбу треугольного профиля и могут быть свинчены с трубами по ГОСТ 633-80 без применения переводников.

Перед спуском трубы должны быть сложены на мостках муфтами к

скважине (резьбу трубы и муфты защищают соответствующие защитные детали).

Комплект труб, спускаемый в одну скважину, как правило, должен состоять из труб одной марки. Для обеспечения герметичности резьбовые соединения НКТ должны быть очищены от грязи, смазаны графитовой смазкой и надежно закреплены, с крутящим моментом.

Расчет колонны.

Колонна НКТ может быть одноступенчатой, состоящей из труб одного диаметра, и многоступенчатой, состоящей из труб нескольких диаметров. Каждая ступень может включать несколько секций.

Диаметр муфты и длину колонны НКТ определяют из условий эксплуатации.

Оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется из выражения по формуле (1):

где - плотность ГЖС, кг/м³; L - глубина спуска колонны НКТ (подъемных труб), м; р₁ - для фонтанных скважин принимается как давление на забое р_заб, Па, для газлифтных скважин как пусковое давление р_п, Па; р_у - давление на устье, Па; Q_ж - дебит жидкости, добываемой из скважины, м³/сут.

После вычисления по формуле (1) выбираются по стандарту трубы ближайшего большего диаметра. В случае ступенчатой конструкции НКТ первая секция должна составляться из труб ближайшего к расчетному диаметра, а последующие секции - из труб большего диаметра.