Характеристика нефтедобывающего предприятия "Сургут-нефтегаз"

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

О ПЕРВОЙ УЧЕБНОЙ ПРАКТИКЕ

Сургут, 2014 г.

1. Знакомство с предприятием

История нефтедобывающего предприятия «Сургут-нефтегаз» 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» в котором я проходил учебную практику 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.

2. Вводный инструктаж и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте

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.

нефть газ скважина призабойный

3. 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.

4. Знакомство со скважиной, способы бурения, обустройства. Буровая установка. Освоение скважин

Рис. 1. Элементы конструкции скважины

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины.

Основные элементы буровой скважины (Рис. 1):

Устье скважины (1) - пересечение трассы скважины с дневной поверхностью. Забой скважины (2) - дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу. Стенки скважины (3) - боковые поверхности буровой скважины. Ось скважины (6) -- воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины. Ствол скважины (5) - пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной. Обсадные колонны (4) - колонны соединенных между собой обсадных труб. Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают.

В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

Эксплуатационные - для добычи нефти, газа и газового конденсата. Нагнетательные - для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками. Разведочные - для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения. Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные - для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты. Структурно - поисковые - для уточнения положения перспективных нефтегазоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

В результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Способы бурения скважин.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются. Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

Ударное бурение скважин.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис. 2). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6. По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы. Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью.



Рис. 2. Схема ударного бурения: 1 - долото; 2 - ударная штанга; 3 - канатный замок; 4 - канат; 5 - блок; 6 - буровой станок

При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх. По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается. Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости.

Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности.

Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

В обустройство скважины входят:

1) подготовительные работы;

2) монтаж вышки и оборудования;

3) подготовка к бурению;

4) процесс бурения;

5) крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;

6) вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.

Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой (рис. 3).



Рис. 3. Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой: 1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы; 5 - стеллажи; 6 - инструментальная площадка; 7 - площадка отработанных долот; 8 - хозяйственная будка; 9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка ловильного инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов; 12 - приемные мостки; 13 - верстак слесаря; 14 - стеллаж легкого инструмента; 15 - очистная система; 16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка; 18 - силовой привод; 19 - насосы

Подготовка к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки. В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.

Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схемы, приведенной на рис. 3. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов. Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т. е. вызывают приток в нее нефти и газа.

Освоение скважины, в зависимости от конкретных условий, может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.

После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.

Буровые установки.

Буровая установка - это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины. В состав буровой установки входят (рис. 4):

- буровая вышка;

- оборудование для механизации спуско-подъемных операций;

- наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении;

- силовой привод;

- циркуляционная система бурового раствора;

- привышечные сооружения.

Буровая вышка - это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух-трех бурильных труб между собой длиной 25-36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.



Рис. 4. Буровая установка: 1 - долото; 2 - наддолотная утяжеленная бурильная труба; 3 - переводник; 4 - центратор; 5 - муфтовый переводник; 6, 7 - утяжеленные бурильные трубы; 8 - переводник; 9 - предохранительное кольцо; 10 - бурильные трубы; 11 - предохранительный переводник; 12, 14 - переводники штанговые нижний и верхний; 13 - ведущая труба; 15 - переводник вертлюга; 16 - вертлюг; 17 - стояк; 18 - шланг; 19 - крюк; 20 - талевый блок; 21 - вышка; 22 - кронблок; 23 - редуктор; 24 - лебедка; 25 - ротор; 26 - шламоотделитель; 27 - буровой насос

Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Их изготавливают из труб или прокатной стали.

Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду решетчатой конструкции. Ее основными элементами являются ноги, ворота, балкон верхнего рабочего, подкронблочная площадка, козлы, поперечные пояса, стяжки, маршевая лестница.

Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (Л-образные). Последние наиболее распространены. А-образные вышки более трудоемки в изготовлении и поэтому более дороги. Они менее устойчивы, но их проще перевозить с места на место и затем монтировать.

Оборудование для механизации спуско-подъемных операций включает талевую систему и лебедку. Талевая система состоит из неподвижного кронблока (рис. 5), установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока (рис. 6), соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Иногда применяют крюкоблоки - совмещенную конструкцию талевого блока и бурового крюка.

Рис. 5. Кронблок: 1 - шкивы; 2 - ось; 3 - рама; 4 - предохранительный кожух; 5 - вспомогательные шкивы



Рис. 6. Талевый блок: 1 - траверса; 2 - шкивы; 3 - ось; 4 - предохранительные кожухи; 5 - щеки; 6 - серьга

На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении - с помощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях - с помощью штропов и элеватора (рис. 7).

Рис. 7. Схема подвешивания бурильной трубы при СПО: а - схема (1 - бурильная труба; 2 - элеватор; 3 - штроп); б - элеватор

Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операций:

1) спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

2) удержания на весу бурильного инструмента;

3) подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок и т. п.

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобождения бурильных труб.

Наземное оборудование включает в себя: вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор.

Вертлюг - это механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением.

Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршневые двухцилиндровые насосы двойного действия. Напорный рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем. Во время работы вращательное движение от лебедки с помощью цепной передачи сообщается валу и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.

Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой установки - он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор.

Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину.

К привышечным сооружениям относятся:

1) помещение для размещения двигателей и передаточных механизмов лебедки;

2) насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей;

3) приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей;

4) запасные резервуары для хранения бурового раствора;

5) трансформаторная площадка для установки трансформатора;

6) площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового раствора и хранения сухих материалов для него;

7) стеллажи для размещения труб.

Освоение скважин.

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта.

Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.

Способы освоения добывающих скважин.

Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната.

Поршневание - спуск поршня (сваба) на канате в НКТ. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

Замена скважинной жидкости. Перевод скважины на облегченную жидкость путем промывки водой или дегазированной нефтью. Заменой скважинной жидкости осваиваются скважины с высоким пластовым давлением и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости - закачка в межтрубное пространство смеси газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости, что позволяет регулировать параметры процесса освоения.

Освоение скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидается фонтанных проявлений, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины РС < РПЛ, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Компрессорный способ освоения нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового муфты в НКТ, установленной на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. При снижении забойного давления ниже пластового начинается приток и скважина переходит на фонтанный, или газлифтный режим работы. Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Этот способ позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенную глубину спускают пусковые муфты. Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает пусковую муфту, нагнетаемый газ поступает через нее в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия.

При освоении скважины компрессором должно быть проведено несколько циклов освоения (до получения ожидаемой продуктивности скважины), во время проведения которых проводятся исследовательские работы по определению притока из пласта - КВУ (кривая восстановления уровня) и КВД (кривая восстановления давления).

После остановки компрессирования необходимо:

- не стравливая давления, произвести отбивку уровня жидкости в скважине;

- стравить давление до 5,0 атм и приступить к отбивке уровней.

Замеры уровней при исследованиях методом КВУ производятся через 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30 минут, в дальнейшем - через каждые 60 минут.

5. Методы добычи нефти и газа. Фонтанный, насосный (ЭЦН, ШСНУ, ШВНУ, УЭДН, ГПНУ и др.)

Фонтанный способ эксплуатации скважины.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости на поверхность. Кроме того при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания.

Оборудование фонтанных скважин состоит из колонной головки, фонтанной арматуры и выкидной линии (рис. 8). Это оборудование относится к наземному. Подземное оборудование состоит из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), которые, как правило, спускают до глубины верхних дыр перфорации.

Рис. 8. Устьевая арматура фонтанной скважины

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях.

Газлифтный способ эксплуатации скважины.

Газлифтная эксплуатация является продолжением фонтанной эксплуатации, когда пластовая энергия уменьшается настолько, что подъем жидкости на поверхность ею не обеспечивается и возникает необходимость в дополнительной энергии. В качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления.

В результате смешивания дополнительно поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь пониженной плотностью, что снижает давление на забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток продукции из пласта и подъем газожидкостной смеси на поверхность.

Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный газлифт. Если для сжатия газа до необходимого давления и закачки его в скважину применяются компрессоры, то такой способ эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессор-ным газлифтом.

Преимущества газлифтной эксплуатации:

- все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание;

- простота конструкций оборудования;

- возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;

- простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину);

- возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин;

- простота исследования скважин.

Недостатки газлифтной эксплуатации:

- необходимость частой замены НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах;

- низкий КПД подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%);

- большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений;

- большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями.

Насосные способы эксплуатации скважин.

Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин:

- установкой штангового глубинного насоса (УШГН);

- установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН);

- установкой электропогружного винтового насоса (УЭВН);

- установкой гидропоршневого насоса (ГПНУ) и др.

Установка штангового глубинного насоса (УШГН).

Добыча нефти при помощи штанговых насосов - самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

- обладают высоким коэффициентом полезного действия;

- проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;

- для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;

- установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся:

- ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг);

- малая подача насоса;

- ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных).

Глубинный штанговый насос (рис. 9) состоит из плунжера, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, - это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз.

Штанговый насос относится к объемному типу насоса, работа которого обеспечивается возвратно-поступательным перемещением плунжера с помощью наземного привода через связующий орган (колонну штанг). Самая верхняя штанга называется полированным штоком, она проходит через сальник на устье скважины и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью траверсы и гибкой канатной подвески.



Рис. 9. Глубинный штанговый насос

Основные узлы привода УШГН (станка-качалки): рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенные к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами, комплектуются набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней, электродвигатель устанавливают на поворотной салазке.

Штанговые насосы бывают вставные (НСВ) и невставные (НСН).

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину на НКТ спускается специальное замковое приспособление, а насос на штангах спускают в уже спущенные НКТ. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб.

Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН).

УЭЦН - установка электроцентробежного насоса. По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России.

В общем и целом УЭЦН - обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой и насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления) (рис. 10).

Основные узлы УЭЦН:

ЭЦН (электроцентробежный насос) - ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН - это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м3/сут жидкости с напором 1200 метров.

Рис. 10. Установка погружного электроцентробежного насоса: 1 - ПЭД; 2 - гидрозащита; 3 - вх. модуль; 4 - насос; 5 - кабель; 6 - станция управления; 7 - трансформатор

ПЭД (погружной электродвигатель) - второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом.

Протектор (или гидрозащита) - элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу.

Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК).

Дополнительное оборудование:

Газосепаратор - используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость.

ТМС - термоманометрическая система. Градусник и манометр в одном лице. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН.

Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается последовательно снизу вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами. На поверхности кабель запитывается на устанавливаемые вблизи куста повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления.

Помимо уже перечисленных узлов в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.

Обратный клапан (КОШ - клапан обратный шариковый) используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Он же не позволяет жидкости сливаться вниз при остановках насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.

Над обратным клапаном монтируется сливной клапан (КС), который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины.

Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:

- Простота наземного оборудования;

- Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м3/сут;

- Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;

- Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;

- Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;

- Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб.

Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

Установка электропогружного винтового насоса УЭВН.

Установка винтового погружного электронасоса состоит из электродвигателя, гидрозащиты, насоса, кабеля, оборудования устья скважины, автотрансформатора и станции управления. Установка винтового погружного насоса состоит из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса. Вместо центробежного насоса здесь используется винтовой насос. В установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) применяются четырехполюсные погружные электродвигатели с частотой вращения 1500 об/мин.

Погружной винтовой насос (рис. 11) состоит из следующих основных узлов и деталей: пусковой муфты 1, с помощью которой вал насоса через вал протектора соединяется с валом погружного электродвигателя; эксцентриковых муфт 2 и 5; правых и левых обойм 3 и 6 с винтами 4 и 7; предохранительного клапана 8 и трубы 9. Рабочими органами винтового насоса являются однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом, в 2 раза большим шага винта. Жидкость на прием насоса поступает через фильтровые сетки. Винты соединены между собой эксцентриковой муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости, или камеры. При вращении винта они заполняются перекачиваемой жидкостью, которая при последующем вращении винта герметически замыкается и поступает вдоль оси винта в насосно-компрессорные трубы.

При вращении винта непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой.

Во время работы насоса винт совершает сложное движение. Винтовой насос объемного действия, и его теоретическая подача прямо пропорциональна частоте вращения винта. При условии, что винт, вращаясь в осевом направлении, не перемещается, жидкость, заполняющая впадины винтовой полости обоймы, будет поступать из одной впадины в другую в соответствии с шагом винта. За один оборот винт два раза перекроет камеры в обойме, т.е. вытеснит из нее две определенные порции жидкости. На промыслах погружные винтовые насосы применяются для скважин со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами производительностью 40, 80 и 100 м3/сут.



Рис. 11. Схема установки гидропоршневого насоса

Один и тот же погружной винтовой насос позволяет эффективно эксплуатировать скважину при различных динамических уровнях.

Погружной винтовой электронасос, сочетая в себе положительные качества центробежного и поршневого насосов, обеспечивает плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким к.п.д. при большом диапазоне изменения давления. Особенностью винтовых насосов является значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Эти насосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти.

Большим преимуществом винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву подачи насоса.

При работе погружного винтового насоса не происходит интенсивного эмульгирования жидкости.

Установка гидропоршневого насоса (ГПНУ).

Установка гидропоршневого насоса (рис. 12) состоит из погружного оборудования и силового насоса 2, емкости для отстоя жидкости 1 и трапа 3 для очистки. Погружное оборудование состоит из насосной установки, представляющей собой гидравлический двигатель и насос 6, поршни которого жестко соединены штоком.

Для эксплуатации скважины гидропоршневым насосом в нее спускают два ряда концентрически расположенных насосно-компрессорных труб 4 и 5 диаметрами 63 и 102 мм, на концах которых находится седло, плотно посаженное в посадочный конус 7.

Насос спускают в трубу диаметром 63 мм, прижимают к посадочному седлу струей жидкости, нагнетаемой сверху силовым насосом, и приводят в действие при помощи золотникового устройства, расположенного между двигателем и самим насосом. Вместе с поршнем двигателя возвратно-поступательное движение совершает поршень насоса и откачивает жидкость из скважины, которая вместе с рабочей жидкостью по кольцевому пространству поднимается на поверхность.

Смена погружного агрегата производится без подъема насосно-компрессорных труб. Поднимают агрегат из скважины под действием рабочей жидкости, которая подается в кольцевое пространство под агрегат и выдавливает его, поднимая до устьевой головки, где его захватывает ловитель. С помощью гидропоршневого насоса можно поднимать жидкость с больших глубин (до 4000 м) с дебитом до 20 м3/сут. К.п.д. гидропоршневой установки достигает 0,6.

К недостаткам гидропоршневых установок относится необходимость около каждой скважины устанавливать емкости для рабочей жидкости и специального силового насоса.

Рис. 12. Схема установки гидропоршневого насоса

6. Замерные установки АГЗУ «Спутник А»

Автоматизированные групповые замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин, газового фактора и содержания воды в добываемой продукции при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважин и насосного оборудования по наличию подачи жидкости, а также для контроля за герметичностью нефтесборного трубопровода от куста до ДНС по величине давления в АГЗУ.

Наиболее распространены автоматизированные групповые замерные установки «Спутник АМ-40-400» и массоизмерительные установки типа «ОЗНА-Массомер Е (К)», которые, главным образом, отличаются количеством подключаемых скважин.

Блочная установка типа «Спутник АМ-40-400» предназначена для автоматического измерения количества нефти и газа и контроля за работой скважин по подаче жидкости, выдаче через контроллер системы телемеханики на диспетчерский пункт сигнала максимального и минимального давления в нефтесборном трубопроводе от куста до ДНС.

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8-14 скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины (рис. 13).

Рис. 13. Схема измерения дебита скважины на групповой установке

Продукция скважин по сборным коллекторам (11) через обратные клапаны (8) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку на нефтесборном коллекторе (на схеме условно не показана).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Режим работы замерной установки может быть с циклическим или непрерывным сливом жидкости из замерного сепаратора. Жидкость поступает в сепаратор через задвижку (28). Ее уровень контролируется поплавком (2), который через рычажную систему связан с заслонкой (17). При низком уровне жидкости в сепараторе заслонка открыта и выделившийся газ через газовую линию через расходомер газа (при его наличии) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При достижении уровня жидкости в сепараторе настроенного значения заслонка (17) закрывается и в сепараторе начинает возрастать давление.