Повышения нефтеотдачи пластов в ОАО "Сургутнефтегаз"

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

Студента группы НДБзс-13-1 Гензе А.В.

Сургут, 2014г.

1. ЗНАКОМСТВО С ПРЕДПРИЯТИЕМ

Моя ознакомительная практика проходила в «УКРС и ПНП» в цехе капитального ремонта скважин комплексами «Непрерывная труба».

Отсчет истории нового направления в капитальном ремонте скважин для повышения нефтеотдачи пластов в ОАО «Сургутнефтегаз», по большому счету, можно начать с 1996 года.

На базе Федоровского УПНПиКРС были предприняты первые попытки по зарезке боковых стволов в скважинах, которые как будто исчерпали свой ресурс. На тот момент эта новая для нефтяников работа проводилась без специальных технологий, без необходимого оборудования. Капитальный ремонт «по-новому» проводился при помощи подручных средств и благодаря технической мысли группы энтузиастов.

Итог эксперимента оказался обнадеживающим, и в 1998 году руководством ОАО «Сургутнефтегаз» было принято решение о закупке импортного оборудования, чтобы на более высоком техническом уровне продолжить капитальный ремонт скважин. Таким образом, была сделана ставка на широкое применение прогрессивных мировых технологий в разработке и эксплуатации нефтяных промыслов, на рациональное и высокоэффективное недропользование - ставка на продление жизни месторождений.

На рубеже веков-01.01.2001 года в производственное подразделение -Управление по зарезке боковых стволов и капитальному ремонту скважин (УЗБСиКРС), коллектив которого был призван решать стратегические задачи одной из крупнейших в России нефтяных компаний. Возглавить коллектив было доверено Сергею Викторовичу Колбину.

Приоритетные направления - исследования в области геологии, разведки, бурения, разработки месторождений; строительство, эксплуатация и капитальный ремонт скважин, повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. Ведутся фундаментальные технологические исследования, разработана и внедрена уникальная технология разработки месторождений посредством бурения горизонтальных скважин.

В связи с наращиванием темпов производства и увеличением численности высококвалифицированных специалистов на основании приказа ОАО «Сургутнефтегаз» № 1592 от 30.11.2006 УЗБСиКРС с 1 декабря 2006 года переименовано в УКРСиПНП.

На сегодняшний день в УКРСиПНП работает 2037 человек, из них вахтовым методом -245 человек, в том числе из Самары, Саратова, Тюмени,а так же Тюменской, Челябинской, Свердловской областей. Это крепкий коллектив высококвалифицированных специалистов, большая часть которых имеет высшее образование.

Почти половина коллектива - это молодые сотрудники и специалисты в возрасте до 35 лет. Для их творческого роста созданы все условия, а руководители исследовательских работ молодых сотрудников являются ведущие специалисты предприятия. С каждым годом молодые специалисты УКРСиПНП повышают уровень и качество своих научных разработок, представленных на конференциях различных уровней.

Запасы нефти с годами все больше истощаются. Чтобы достать нефть, нужно добраться до пластов на глубину 2 300 -2 500 метров. В Сургутнефтегазе появилась потребность работать в зонах с аномально высоким пластовым давлением, где обычные методы использовать просто нельзя- ни по технологии, ни по требованиям техники безопасности, экологии и так далее. С этой непростой задачей можно справится лишь с помощью гибкой трубы и при бурении на депрессии, чтобы сохранить коллекторские свойства пласта.

В октябре 2004 года состоялось историческое событие- запущен в работу первый комплекс «Непрерывная труба», а в 2008 году создан цех капитального ремонта скважин «Непрерывная труба», руководителем которого является Роман Владимирович Палий. Это было освоение принципиально новой технологии капитального ремонта скважин с применением необычного для российских нефтяников оборудования, изготовленного за рубежом. Первая скважина была пробурена на Западно-Сургутском месторождении совместно с американскими и канадскими специалистами, которые почти полгода оказывали консультативную помощь нефтяникам Сургутнефтегаза в освоении отработанной уже в их странах технологии.

Основная цель использования этих комплексов -углубление скважины режиме депрессии. В качестве промывочной жидкости применяется товарная нефть, что позволяет сохранять коллекторские свойства пласта. Эта уникальная технология ремонта применима как на обычных скважинах, так и на скважинах с аномально высоким пластовым давлением, то есть при наличии избыточного давления на устье скважины. И при ее углублении вместо традиционных бурильных труб начали использовать непрерывную гибкую трубу.

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

скважина нефтеотдача пласт ремонт

Инструктажи по безопасному ведению работ проводятся со всеми поступающими на работу рабочими и служащими с целью ознакомления их с общими правилами и нормами безопасности, основными положениями трудового законодательства, правилами внутреннего трудового распорядка, правилами поведения на территории предприятия и в цехах, характеристиками основных опасных и вредных производственных факторов и другими вопросами.

Вводный инструктаж по охране труда проводят со всеми вновь принимаемыми на работу независимо от их образования, стажа работы по данной профессии или должности, с временными работниками, командированными, учащимися и студентами, прибывшими на производственное обучение или на практику.

При вводном инструктаже вновь поступающему работнику даются знания для сознательного отношения к выполнению правил и инструкций по охране труда, технике безопасности производственной санитарии, пожарной и электробезопасности и другие.

Вводный инструктаж проводит инженер по охране труда или другое лицо, на которое приказом руководителя предприятия возложены эти обязанности.

Вводный инструктаж проводится в помещении, где расположен уголок охраны труда, плакаты, наглядные пособия, инструкции, образцы средств индивидуальной защиты.

Вводный инструктаж работников проводится по программам, разработанным службой охраны труда (инженером по охране труда) на основе типовой программы с учетом специфики производства, и утвержденным работодателем. При вводном инструктаже сообщаются общие знания по охране труда: правила поведения и основные меры безопасности на территории и в производственных помещениях предприятия; меры электробезопасности, производственной санитарии и противопожарной безопасности, средства коллективной и индивидуальной защиты, знаки безопасности; обязанности работника при аварии, несчастном случае, пожаре. При этом работники должны быть ознакомлены:

· с состоянием условий и охраны труда, производственного травматизма и профессиональной заболеваемости на предприятии (в подразделении);

· с законодательными и иными нормативными правами актами по охране труда, коллективным договором (соглашением) на предприятии.

Результаты проведения вводного инструктажа работников фиксируются в прошнурованном, пронумерованном, скрепленном печатью и подписью руководителя предприятия «Журнале регистрации вводного инструктажа», в котором должны указываться дата инструктажа, фамилия, инициалы и профессия (должность) инструктируемого с обязательной подписью инструктирующего и инструктируемого. После прохождения вводного инструктажа проводится проверка усвоения.

Инструктажи рабочих и служащих по характеру и времени проведения подразделяются на вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Инструктаж на рабочем месте, в свою очередь, подразделяется на первичный, периодический (повторный), внеочередной (внеплановый) и разовый (текучий).

Первичный инструктаж на рабочем месте, повторный, внеплановый и разовый (текущий) инструктажи проводит непосредственный руководитель (производитель) работ (мастер, прораб и т. д.), прошедший в установленном порядке обучение по охране труда и проверку знаний требований охраны труда.

Инструктаж по охране труда завершается устной проверкой приобретенных работником знаний и навыков безопасных приемов работы лицом, проводившим инструктаж.

Проведение всех видов инструктажей регистрируется в соответствующих журналах проведения инструктажей, с указанием подписи инструктируемого и подписи инструктирующего, а также даты проведения инструктажа.

Первичный инструктаж:

Перед началом работы на новом рабочем месте работающий должен изучить:

1. Общие сведения о технологическом процессе и оборудовании на данном рабочем месте, производственном участке, цехе.

2. Основные опасные и вредные производственные факторы

3. Безопасную организацию и содержание рабочего места.

4. Порядок подготовки к работе (проверка исправности оборудования, пусковых приборов, инструмента и приспособлений, блокировок, заземления и других средств защиты) .

5. Безопасные приемы и методы работы, действия при возникновении опасной ситуации.

6. Средства индивидуальной защиты на своем рабочем месте. Порядок и нормы выдачи СИЗ, сроки носки.

7. Схему безопасного передвижения работающих на территории цеха, участка

8. Внутрицеховые транспортные и грузоподъемные средства и механизмы. Требования безопасности при погрузочно-разгрузочных работах и транспортировке грузов.

9. Характерные причины аварий, взрывов, пожаров.

10. Обязанность и действия при аварии, взрыве, пожаре. Способы применения имеющихся на участке средств пожаротушения, противоаварийной защиты и сигнализации, места их расположения.

Первичный инструктаж на рабочем месте проводится до начала самостоятельной работы:

· со всеми вновь принятыми в организацию работниками, включая работников, выполняющих работу на условиях трудового договора, заключенного на срок до двух месяцев или на период выполнения сезонных работ, в свободное от основной работы время (совместители) , а также на дому (надомники) с использованием материалов, инструментов и механизмов, выделяемых работодателем или приобретаемых ими за свой счет;

· с работниками организации, переведенными в установленном порядке из другого структурного подразделения, либо работниками, которым поручается выполнение новой для них работы;

· с командированными работниками сторонних организаций, обучающимися образовательных учреждений соответствующих уровней, проходящими производственную практику (практические занятия) , и другими лицами, участвующими в производственной деятельности организации.

Первичный инструктаж на рабочем месте проводится руководителями структурных подразделений организации по программам, разработанным и утвержденным в установленном порядке в соответствии с требованиями законодательных и иных нормативных правовых актов по охране труда, локальных нормативных актов организации, инструкций по охране труда, технической и эксплуатационной документации.

Работники, не связанные с эксплуатацией, обслуживанием, испытанием, наладкой и ремонтом оборудования, использованием электрифицированного или иного инструмента, хранением и применением сырья и материалов, могут освобождаться от прохождения первичного инструктажа на рабочем месте.

Перечень профессий и должностей работников, освобожденных от прохождения первичного инструктажа на рабочем месте, утверждается работодателем.

Повторный инструктаж проходят все работники, указанные выше, не реже одного раза в шесть месяцев по программам, разработанным для проведения первичного инструктажа на рабочем месте.

Кроме этого проводится внеплановый инструктаж, а также разовый (текущий) инструктаж

3. Противопожарные мероприятия. Меры оказания первой помощи

3.1 Противопожарный режим

Противопожарный режим - это точно установленный порядок, обепечивающий безопасное содержание и эксплуатацию промышленных предприятий, отдельных зданий, цехов, аппаратов, машин приборов.

Противопожарный режим обычно излагается в цеховых и общеобъектовых инструкциях в соответствии с правилами пожарной безопасности производств и анализом пожарной опасности объектов, а также технологических процессов. Контроль за ним должен осуществлять обслуживающий персонал.

Самовоспламенение - явление резкого увеличения скорости экзотермических реакций, приводящее к возникновению горения вещества в отсутствии источника возгорания. В области пожаро-взрывобезопасности понятие «воспламенение» применяется к процессам принудительного зажигания, т.е. инициирования горения высоконагретым источником зажигания, а понятие «самовоспламенение» - к процессам возникновения пламени в отсутствии таких источников.

Пожар - неконтролируемое горение, приводящее к ущербу.

Горение - сложное, быстро протекающее химическое превращение, сопровождающееся выделением значительного количества тепла и ярким свечением.

Взрыв - процесс быстрого выделения большого количества энергии. В результате взрыва взрывоопасная смесь, заполняющая объем, в котором произошло выделение энергии, превращается в сильно нагретый газ с высоким давлением. Этот газ с большой силой воздействует на окружающую среду, вызывая образование взрывной волны. Разрушения, вызванные взрывом, обусловлены действием взрывной волны. По мере удаления от места взрыва механическое воздействие взрывной волны ослабевает.

3.2 Причины пожаров и возгораний

К основным причинам пожаров и возгораний в нефтяной промышленности относятся следующие:

· нарушение технологического процесса и неисправность оборудования;

· неосторожное обращение с огнем и бытовыми электроприборами;

· короткое замыкание электрических проводов и перегрев электрооборудования;

· нарушение правил пожарной безопасности при производстве электрогазосварочных и других огневых работ.

3.3 Противопожарная профилактика

скважина нефтеотдача пласт ремонт

Противопожарная 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 зоны распространения огня;

· обеспечение успешной эвакуации людей и материальных ценностей из зоны пожара;

· создание условий для эффективного тушения пожара.

Ограничение сферы распространения огня, т.е. исключение причин возникновения пожара, осуществляют правильной планировкой предприятий, соблюдений соответствующих противопожарных норм, применением огнепреграждающих устройств и т.д.

Противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями на нефтегазодобывающем предприятии являются надежным средством ограничения распространения пожаров. При определении величины разрыва между зданиями и сооружениями, объектами бурения, добычи нефти и газа необходимо учитывать, главным образом, степень огнестойкости этих зданий, сооружений и категорию производств по пожарной опасности.

Производство, выделяющее вещества, опасные в пожарном отношении, располагают с подветренной стороны по отношению к населенным пунктам и другим объектам.

3.4 Меры оказания первой помощи

Первая помощь - это комплекс мероприятий, направленных на восстановление или сохранение жизни и здоровья пострадавшего. Ее должен оказывать тот, кто находится рядом с пострадавшим, или сам пострадавший до прибытия медицинского работника.

От того, насколько умело и быстро оказана первая помощь, зависит жизнь пострадавшего и, как правило, успех последующего лечения. Поэтому каждый должен знать, как оказывать первую помощь, и уметь оказать ее пострадавшему и себе.

Для того чтобы первая помощь была своевременной и эффективной, на производственных участках находятся аптечки с набором необходимых медикаментов и медицинских средств для оказания первой помощи, обозначенные условными знаками (красный крест).

Оказывающий помощь должен знать основные признаки нарушения жизненно важных функций организма человека, а также уметь освободить пострадавшего от действия опасных и вредных факторов, оценить состояние пострадавшего, определить последовательность применяемых приемов первой помощи, при необходимости использовать подручные средства при оказании помощи и транспортировке пострадавшего.

Последовательность действий при оказании первой помощи пострадавшему заключается в следующем:

1)устранение воздействия на организм пострадавшего опасных и вредных факторов (освобождения его от действия электрического тока, вынос из зараженной атмосферы, гашение горящей одежды, извлечение из воды и т.д.);

2)оценка состояния пострадавшего;

3)определение характера травмы, создающей наибольшую угрозу для жизни пострадавшего, и последовательности действий по его спасению;

4)выполнение необходимых мероприятий по спасению пострадавшего в порядке срочности (восстановление проходимости дыхательных путей; проведение искусственного дыхания, наружного массажа сердца; остановка кровотечения; иммобилизация места перелома; наложение повязки и т.п.);

5)вызов скорой медицинской помощи или врача либо принятие мер для транспортировки пострадавшего в ближайшее лечебное учреждение.

В случае невозможности вызова медицинского персонала на место происшествия необходимо обеспечить транспортировку пострадавшего в ближайшее лечебное учреждение. Перевозить пострадавшего можно только при устойчивом дыхании и пульсе.

В том случае, когда состояние пострадавшего не позволяет его транспортировать, необходимо поддерживать его основные жизненные функции до прибытия медицинского работника.

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

Под скважиной понимается цилиндрическая горная выработка пространственной ориентации, диаметр которой существенно меньше ее длины, предназначенную для сообщения продуктивного горизонта с земельной поверхностью.

По своему назначению скважины подразделяются на несколько видов, из которых основными и представляющими для нас интерес являются:

1.Разведочные - предназначается для изучения месторождений и залежей с целью подготовки разведанных запасов нефти и газа по категории С1 и получения исходных данных для составления проекта (технологической схемы) разработки.

Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью, а также на месторождениях, введенных в эксплуатацию. Задачи, выполняемые каждой скважиной, определяются стадийностью геологоразведочных работ и степенью разведанности изучаемого месторождения или залежи.

2.Добывающие (нефть, газ, вода) - предназначена для разработки и эксплуатации месторождений и залежей нефти и газа.

В эту категорию входят скважины:

оценочные -- уточнение границ обособленных продуктивных полей и оценка выработанности отдельных участков для уточнения рациональной разработки залежей;

собственно эксплуатационные (добывающие) -- извлечение (добыча) нефти и газа, включая сопутствующие компоненты;

нагнетательные -- воздействие на эксплуатационный объект путем закачки воды, газа, воздуха или др.;

наблюдательные (контрольные, пьезометрические) -- контроль за разработкой путем систематического наблюдения за изменением пластового давления, продвижением водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контактов в процессе эксплуатации залежи.

3. Метрологическая -- скважина, в которой осуществляется метрологический контроль скважинной геофизической аппаратуры.

4. Опорная -- предназначена для изучения геологического строения, гидрогеологических и геохимических особенностей крупных геоструктурных элементов, для определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазообразования и нефтегазонакопления, с целью количественной оценки нефтегазоносности и выбора наиболее перспективных направлений поисковых работ.

В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опорные скважины подразделяются на две группы:

Скважины, которые закладывают в не исследованных глубоким бурением районах с целью изучения всего разреза осадочного чехла, а также установления возраста и вещественного состава фундамента.

5. Параметрическая -- бурится для изучения геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления и для получения геолого-геофизической характеристики разреза отложений, уточняющей результаты и повышающей достоверность сейсмических и др. геофизических работ.

6. Структурная--предназначена в основном для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей, характеризующихся наличием локальных структур и ловушек, где решение геолого-поисковых задач геофизическими методами затруднительно, малоэффективно или экономически нецелесообразно.

7. Поисковая --предназначена для поисков новых месторождений на перспективных площадях, подготовленных детальными работами к поисковому бурению, и для поисков новых залежей в пределах ранее открытых или разрабатываемых месторождений.

К этой категории относятся скважины, бурение которых начато до получения первого промышленного притока: из данного горизонта на новой перспективной площади; из аналогичного горизонта, расположенного в обособленном тектоническом блоке структуры с доказанной промышленной нефтегазоносностью; из нового горизонта в пределах известного месторождения. Бурением поисковых скважин решаются задачи, предусмотренные для одноименной стадии работ геологоразведочного процесса.

8. Тестовая--скважина, в которой выполняется наиболее полный комплекс исследовательских работ, по результатам которых формируется тестовый массив.

Тестовая скважина выбирается таким образом, чтобы наиболее представительно характеризовать исследуемую территорию.

9. Специальная -- предназначена для вспомогательных работ, выполнение которых обеспечивает нормальную технологию геологоразведочного процесса и разработки нефтяных и газовых месторождений (сброс промысловых вод, ликвидация открытых фонтанов нефти и газа, водоснабжение основного производства, подземное хранение газа и др.).

Основным для каждого вида скважин является их конструкция. Под конструкцией скважины понимается совокупность обсадных труб (колонн) и дополнительных забойных устройств (и их пространственное расположение), спускаемых в пробуренный ствол и закрепляемых в нем, изменяющаяся в зависимости от назначения скважины и отличающаяся как по размерам, так и по материалам для их изготовления. Таким образом, конструкция зависит от назначения скважины и определяется геологическими, техническими и технологическими факторами. Она должна обеспечивать длительную бесперебойную эксплуатацию и позволять проводить все известные и перспективные технологические процессы, исследовательские и ремонтные работы, а также использовать все виды погружного оборудования.

В зависимости от назначения скважин конструкция может существенно изменяться, но всегда должна удовлетворять некоторым общим требованиям, которые сводятся к следующему:

1. Надежное разобщение пройденных пород и их герметизация, что вытекает из требований охраны недр и окружающей среды и достигается за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн, межколонных и заколонных пространств, а также за счет изоляции флюидонасыщенных горизонтов.

2.Получение максимального количества горно-геологической и физической информации по вскрываемому скважиной разрезу.

3.Возможность оперативного контроля за вероятным межколонным или заколонным перетоком флюидов.

4.Длительная безаварийная работа при условии безопасного ведения работ на всех этапах жизни скважины.

4.1 Способы бурения

По характеру разрушения породы, применяемые способы бурения делятся на: механические -- буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая её, и немеханические -- разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на неё (термическое, взрывное и др.). Механические способы бурения подразделяют на вращательные и ударные (а также вращательно-ударные и ударно-вращательные). При вращательном бурении порода разрушается за счёт вращения прижатого к забою инструмента.

Выделяют 4 категории бурения скважины в зависимости от их глубин:

· мелкое бурение - до 1500 м;

· бурение на средние глубины - до 4500 м;

· глубокое бурение - до 6000 м;

· сверхглубокое бурение - глубже 6000 м.

В зависимости от прочности породы при вращательном бурении применяют буровой породоразрушающий инструмент режущего типа; алмазный буровой инструмент; дробовые коронки, разрушающие породу при помощи дроби. Ударные способы бурения разделяются на: ударное бурение или ударно-поворотное (бурение перфораторами, в том числе погружными, ударно-канатное, штанговое и т.п., при которых поворот инструмента производится в момент между ударами инструмента по забою); ударно-вращательное (погружными пневмо- и гидроударниками, а также бурение перфораторами с независимым вращением и т.п.), при котором удары наносятся по непрерывно вращающемуся инструменту; вращательно-ударное, при котором породоразрущающий буровой инструмент находится под большим осевым давлением в постоянном контакте с породой и разрушает её за счёт вращательного движения по забою и периодически наносимых по нему ударов.

Разрушение пород забоя скважины производится по всей его площади (бурение сплошным забоем) или по кольцевому пространству с извлечением керна (колонковое бурение). Удаление продуктов разрушения бывает периодическое с помощью желонки и непрерывное шнеками, витыми штангами или путём подачи на забой газа, жидкости или раствора. Иногда бурение подразделяют по типу бурового инструмента (шнековое, штанговое, алмазное, шарошечное и т.д.); по типу буровой машины (перфораторное, пневмоударное, турбинное и т.д.), по методу проведения скважин (наклонное, кустовое и т.д.). Технические средства бурения состоят в основном из буровых машин (буровых установок) и породоразрушающего инструмента.

Из немеханических способов получило распространение для бурения взрывных скважин в кварцсодержащих породах термическое бурение, ведутся работы по внедрению взрывного бурения.

4.2 Обустройство нефтяных скважин

Согласно стандарта при бурении нескольких скважин кустовым методом предусматривается линейное расположение скважин с расстоянием между устьями 15 м. Станки качалки располагаются по оси разбуриваемых скважин, и расстояние между станцией управления одной скважины и устьем другой скважины составляет менее 3 метров. Площадь отвода земель для временного и постоянного пользования для куста из шести скважин составляет 1,5 га.

Предложена схема бурения и обустройства нефтяных скважин, согласно которой бурение производят по ГОСТу, но расстояние между устьями скважин увеличивают до шести метров, а также изменяют схему обустройства скважин.

Изменение схемы обустройства нефтяных скважин заключается в следующем: станок-качалка устанавливается под углом 900 к оси расположения скважин. Это позволяет максимально удалить станцию управления станком-качалкой одной скважины от устья другой скважины. Плиты под подъемник для ремонта скважины укладываются под углом 350 к оси расположения скважин. На первых двух скважинах плиты под полы-мостки для проведения ремонта скважин укладываются под углом 1250 к оси расположения скважин. На последних скважинах полы-мостки заменяют плиты, уложенные под подъемник.

Нефтесборные трубы, проходящие от устья скважин к автоматизированным групповым замерным устройствам в местах, оказавшихся под железобетонными плитами, для предохранения от смятия, изгиба, а также для возможности замены их в случае нарушения герметичности без демонтажа железобетонных плит, пропускаются через металлический патрон из бывших в употреблении труб большего диаметра

4.3 Буровая установка

Буровая установка или буровая -- комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин. Состав узлов буровой установки, их конструкция определяется назначением скважины, условиями и способом бурения.

Наземная буровая установка для разведки и разработки месторождений нефти и газа в общем виде включает следующее оборудование:

· Буровая вышка,

· Буровая лебёдка,

· Система верхнего привода или ротор с вертлюгом,

· Буровой ключ

· Шпилевая катушка

· Буровые насосы,

· Емкости,

· Оборудование для приготовления бурового раствора,

· Оборудование очистки бурового раствора от шлама,

· Цементировочный агрегат

· Противовыбросовое оборудование

· Мостки и склад хранения буровых труб, трубный кран,

· Генератор для обеспечения работы электроприводов оборудования.

Основными характеристиками буровых установок являются

1. Назначение буровой установки

2. Грузоподъёмность/глубина бурения

3. Тип привода

4. Способ бурения

5. Тип шасси (для самоходных установок)

6. Крутящий момент (кНм)

Буровые установки применяют для:

· Бурение неглубоких (до 25 метров) скважин небольшого диаметра (76-219 мм) при сейсморазведке и инженерных изысканиях.

· Бурение скважин средней глубины (до 600 м) -- структурных и поисковых скважин на твёрдые полезные ископаемые.

· Бурение глубоких (до 6000 м) разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ.

· Капитальный ремонт и испытания скважин на нефть и газ.

· Бурение скважин на воду.

· Бурение неглубоких (до 32 м) скважин большого диаметра (до 1,5 м) для строительства буронабивных свай (свайные фундаменты).

· Бурение взрывных скважин на открытых горных выработках и в шахтах.

· Сверхглубокое бурение (до 15000м) разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ. ( В России первая сверхглубокая скважина была пробурена глубиной 12261 метров на Кольском полуострове)

Органоструктура буровых установок

· Исполнительные органы (вышка, буровая лебёдка, СВП , ротор, талевая система, буровой насос...)

· Энергетические органы (дизельные и электродвигатели, силовая пневмо- и гидросистема, приводы)

· Вспомогательные органы (металлоконструкции основания, укрытий, механизмы передвижения, мост приёмный, вспомогательная лебёдка, тали, системы освещения, водоснабжения, отопления, вентиляции, эвакуации)

· Органы управления (системы пневмо- и электроуправления)

· Органы информации (система контроля параметров бурения)

Классифицируют буровые установки:

По виду работ:

· для эксплуатационных работ.

· для разведочных работ.

· для технических скважин.

По способу бурения делятся на установки:

· вращательного бурения.

· вращательно-ударного бурения.

· ударного бурения.

· ударно-вращательного бурения.

· вибрационного бурения.

· огнеструйного бурения.

· разрядно-импульсного бурения.

По типу привода:

· электрические буровые установки.

· электрогидравлические буровые установки.

· дизельэлектрические буровые установки.

· дизельные буровые установки.

По технике передвижения:

· самоходные буровые установки.

· передвижные буровые установки.

· стационарные буровые установки.

По вариантам дислокации:

· наземные.

· морские.

Буровая вышка является ключевым узлом оборудования буровой установки и предназначена для выполнения следующих функций:

· проведения спуско-подъёмных операций с бурильными и обсадными трубами.

· поддержания бурильной колонны на талевой системе при бурении с разгрузкой.

· размещения комплекта бурильных труб и утяжелённых бурильных труб (УБТ) и тяжелых бурильных труб (ТБТ).

· размещения талевой системы и средств механизации спуско-подъёмных операций, в частности механизмов АСП, КМСП или платформы верхового рабочего, устройства экстренной эвакуации верхового рабочего, системы верхнего привода и вспомогательного оборудования.

Буровые вышки классифицируются: по назначению -- для агрегатов капитального ремонта скважин, для передвижных (мобильных) буровых установок, для кустовых и стационарных, для морских буровых установок; по конструкции -- мачтовые и башенные. Мачтовые вышки бывают: А-образные, П-образные, 4-х опорные и с открытой передней гранью.

Ротор предназначен для вращения бурильного инструмента и поддержания колонны бурильных труб при бурении скважины. При этом для возможности вращения бурильного инструмента используется вертлюг. СВП объединяет в себе функции ротора и вертлюга.

Буровая лебёдка является основным механизмом спуско-подъёмного комплекса буровой установки. Буровая лебёдка предназначена для выполнения следующих операций технологического процесса строительства скважин:

· спуск и подъём буровых труб.

· спуск обсадных труб.

· подача инструмента на забой.

· передача вращения ротору при отсутствии индивидуального привода ротора.

· придание ускорения инструменту (ударному долоту, желонке и т. д.).

· аварийный подъём инструмента.

Талевая (полиспастовая) система или оснастка буровых установок предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебёдки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка, к которому крепится бурильная колонна, и уменьшения нагрузки на ветви каната. В зависимости от типа буровой установки и глубины скважины применяют оснастку: 3х4, 4х5, 5х6, 6x7.

Крюкоблоки -- талевые блоки, жестко соединённые с крюком. В процессе бурения крюкоблок соединен с вертлюгом, а при выполнении спуско-подъемных операций -- с элеватором.

Крюкоблоки являются подвижной частью талевой системы и предназначены для ведения спуско-подъёмных операций, поддержания на весу колонны бурильных и обсадных труб и бурового инструмента в процессе бурения.

Вертлюг -- один из основных узлов механизма подачи бурового раствора, несёт на себе наибольшую нагрузку в процессе бурения и от его надёжности зависит безотказная работа всей буровой установки. Вертлюг обеспечивает подачу промывочной жидкости через буровой рукав от неподвижного стояка манифольда во вращающуюся колонну бурильных труб и поддержание вращающегося инструмента при бурении.

Буровые насосы предназначены для обеспечения процесса промывки при пробуривании скважины, нагнетания в скважину бурового раствора с целью очистки забоя и ствола от выбуренной породы и выноса её на поверхность, охлаждения долота и приведения в действие забойных двигателей гидравлического типа. Различают насосы следующих типов -- двухпоршневые насосы двойного действия и трёхпоршневые насосы одностороннего действия.

Наиболее полно требованиям технологии бурения соответствуют трёхпоршневые насосы одностороннего действия, которые обеспечивают наименьшую степень неравномерности давления на выходе и наименьший износ клапанов и штоков поршня в сравнении с двухпоршневыми насосами двухстороннего действия.

Система циркуляции бурового раствора (ЦС) представляет собой комплекс механизмов и оборудования, входящий в состав буровой установки и предназначена:

· для приготовления бурового раствора заданной плотности, состава и качества.

· для очистки бурового раствора от выбуренной породы.

· хранения запаса бурового раствора.

· дегазации бурового раствора (при необходимости).

· химической обработки бурового раствора.

· долива и подачи раствора в скважину.

· удаления шлама.

Комплекс ЦС включает следующее оборудование для очистки промывочной жидкости -- вибросито, пескоотделитель, илоотделитель, центрифугу и дегазатор, которые, имея различную степень очистки бурового раствора, позволяют подготовить шлам к утилизации.

4.4 Освоение скважин

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН -это комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивных горизонтов на поверхность с целью достижения проектной производительности скважины.

Освоение скважин проводится после вскрытия пласта и проведения работ, связанных с монтажом наземного и скважинного оборудования. При эксплуатации скважиной нескольких продуктивных горизонтов освоение скважин проводят последовательно, в основном сверху вниз. Освоение скважин осуществляется посредством снижения давления столба промывочной жидкости в скважине ниже пластового; при этом создается депрессия на пласт, благодаря которой и происходит вызов притока пластового флюида. Для этого в случае, когда пластовое давление выше гидростатического, заменяют тяжёлую промывочную жидкость на воду, а затем (если нет притока флюида) на нефть (газовый конденсат). Если пластовое давление не превышает гидростатическое, а пласт хорошо проницаем и незагрязнён, освоение скважин достигается снижением уровня жидкости следующими способами: газированием промывочной жидкости воздухом (эрлифт) или газом (газлифт), а также свабированием и откачкой жидкости насосом. В случае низкой проницаемости или сильной загрязнённости пласта перед освоением скважин выполняют работы по интенсификации притока пластового флюида в скважину. Если пластовое давление значительно ниже гидростатического, работы по освоению скважин проводят с использованием поверхностно-активных веществ. При положительных результатах освоения скважину, после испытания на различных режимах, передают в эксплуатацию.

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию - вызов притока жидкости из пласта.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство компрессором нагнетается сжатый воздух, вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главный недостаток этого способа освоения скважины - большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т.д.

При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы спускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его наверх клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящейся над поршнем, выносится на поверхность.

При непрерывном поршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. В конце концов, пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине, и пласт начнет работать. Вызов притока на фонтанных скважинах должен производиться при собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Не рекомендуется промывать забой чистой технической водой, так как в этом случае вода чрезвычайно вредно действует на коллектор и затрудняет получение притока. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта. После выполнения предприятием, ведущим бурения, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток, независимо от полученных результатов, скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом.

5. МЕТОДЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

5.1 Фонтанный метод

Когда давление, под которым находится нефть в пласте, достаточно велико, нефть самопроизвольно поднимается на поверхность по стволу скважины. Такой способ подъема нефти получил название фонтанного. Оборудование фонтанной скважины: подземное и наземное.

Подземное оборудование включает в себя насосно-компрессорные трубы (НКТ).

К наземному оборудованию относится фонтанная арматура состоящая из трубной головки, фонтанной елки с запорными и регулирующими устройствами.

Фонтанный способ добычи нефти наиболее дешевый и наименее трудоемкий по сравнению с другими. Однако при эксплуатации фонтанных скважин иногда возникают осложнения. К ним относятся: запарафирование подъемных труб, отложение солей в трубах, появление воды и т.д.

Работы по обслуживанию фонтанной скважины включают:

- наблюдение за работой скважины и оборудования;

- регулирование работы скважины;

- производство исследования скважины;

- производство текущего ремонта оборудования;

- проведение тех или иных мероприятий по восстановлению нормальной работы скважины при е нарушении (очистка лифта от АСПО, мелкий ремонт оборудования и т.д.);

- производство подземного ремонта на скважине.

Очистка подъемного лифта скважины от отложений АСПО производится с помощью скребков конструкции ЦБПО БНО, спускаемых в скважины с передвижных лебедок.

5.2 Насосный метод

При насосной эксплуатации подъем жидкости их скважин на поверхность осуществляется насосами- в основном штанговыми и бесштанговыми (погруженными электроцентробежными). Откачка нефти из скважин при помощи штанговых глубинных насосов получила широкое распространение в силу их простоты и сравнительной дешевизны. Штанговые насосы позволяют отбирать нефть с глубин до 2500 м.

Основными элементами глубинно-насосной установки являются: колонна насосных труб и глубинный насос с плунжером, подвешенный на штангах. Глубинный насос приводится в движение от станка-качалки, расположенного на поверхности земли и состоящего из балансира, шатунно-кривошипного механизма и двигателя. Глубинный насос представляет собой обычный поршневой насос одинарного действия с проходным поршнем (плунжером).

Работа станков-качалок регулируется блоком управления типа БУС-2, в который входит пусковая и другая электромеханическая аппаратура, обеспечивающая взаимосвязанную работу средств автоматизации и технологического оборудования установки.

Из бесштанговых насосных установок наиболее широко применяются электроцентробежные установки (ЭЦН). Преимуществами ЭЦН являются простота обслуживания, высокая производительность, относительно большой межремонтный период работы. Они могут успешно работать как в вертикальных, так и в наклонных скважинах. Погружной ЭЦН состоит из расположенных вертикально на общем валу многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя и протектора, служащего для защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости. Управление работой и отключение в случае аварии погруженного ЭЦН производится специальной автоматической станцией управления БУС-2, установленной в будке недалеко от устья скважины.

Преимущества ШСНУ:

предназначен для эксплуатации низко дебетных скважин ШСНУ позволяет эксплуатировать скважину в режиме периодической откачки (ШСНУ включается на несколько часов, после чего останавливается для притока нефти в скважине) станок-качалка позволяет изменять производительность насоса без его замены. Для этого меняют длину хода плунжера (перестановкой шатуна на кривошипе) или изменяют число качаний.

Недостатки ШСНУ:

большая металлоемкость обуславливает высокое потребление энергии необходимо уравновешивать станок - качалку колонна штанг истирает НКТ, поэтому необходимо установить центраторы.

5.3 Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами

Эксплуатация скважин глубинными насосами

Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и через них плунжеру ШСН.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШСН - поршневой насос одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг - двойного действия.

Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в нефтесборный трубопровод.

Типоразмеры и виды насосов

Известны различные конструкции ШСН. Рассмотрим конструктивные особенности тех насосов, которые выпускают отечественные предприятия для нормальных и осложненных условий эксплуатации. Они обеспечивают подачу от 5,5 до 400 мі/сут при глубине подвески насоса до 3500 м. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.

Вставной насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.

Коническая поверхность кольца служит опорой для конуса насоса. Конус насоса и опорное кольцо не позволяют откачиваемой жидкости возвращаться в скважину. Они изготавливаются из нержавеющей стали марки 30Х13 и тщательно обрабатываются. Пружинный насос, выполненный в виде усеченного конуса, в нижней части имеет шесть разрезов.

Насос НСВ1 включает цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочный клапаны. Всасывающий клапан ввернут в нижний конец цилиндра, а нагнетательный - плунжера. Для повышения надежности и долговечности насоса эти клапаны выполнены сдвоенными парами «седло-шарик». Вверху плунжера имеется шток с переводником под штанги. Замок и противопесочный клапан размещены в верхней части цилиндра.

Насос НСВ2 в отличие от насоса НСВ1 имеет замок в нижней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору нижним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и позволяет значительно увеличить глубину подвески насосов. Если максимальная глубина спуска насосов НСВ1 не превышает 2500 м, то для насосов НСВ2 она составляет 2500-3000 м.

Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающем клапаном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НСН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги. К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НСН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НСН2 в отличие от насоса НСН1 всасывающий клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающего клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщенными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло корпуса поворотом колонны штанг на 1-2 оборота против часовой стрелки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос НСН2 выпускается с верхним и нижним креплениями цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством переводника, а верхний конец его свободен, то есть цилиндр разгружен. Аналогично насосу НСВ2 максимальная глубина спуска насосов НСН2 с нижним креплением по сравнению с насосами НСН1, а также НСН2 с верхним креплением, увеличивается соответственно с 1200 и 1500 м до 2200 м.

Для эксплуатации скважин в осложненных условиях разработаны насосы специальных типов. Для откачки жидкости с большим содержанием механических примесей (песка до 0,2 % по объему) предназначен насос НСВ1П в абразивостойком исполнении. В отличии от насоса НСВ1 он имеет одинарные нагнетательный и всасывающий клапаны с седлами из твердого сплава. Для откачки жидкости с объемным содержанием песка 0,2 % предназначен насос НСН2Т с седлами клапаном из твердого сплава и использованием трубчатых штанг. Откачиваемая жидкость из плунжера поступает не в НКТ, а в полые штанги и по ним поднимается на поверхность, то есть рабочие поверхности цилиндра и плунжера изолированы от добываемой жидкости с песком. При подъеме полых штанг жидкость из них сливается в скважину через отверстие в плунжере.

Для эксплуатации скважин, обводненных (более 99 %), и с значительным пескопроявлением (более 0,2 % по объему) имеются насосы НСВ1В и НСН2В. В отличие от НСВ1 и НСН2 в них установлены узлы верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, которые предотвращают попадание песка в зазор между плунжером и цилиндром. Внутри плунжера установлен сепаратор для отделения нефти от откачиваемой жидкости и смазки ею трущихся поверхностей плунжерной пары. Седла клапанов изготовлены из твердого сплава.

Для откачки высоковязкой жидкости предназначен дифференциальный насос одностороннего действия НСВГ, состоящий из двух спаренных насосов, один из которых является рабочим, а другой создает дополнительное усилие для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз.

Насос НСВД в отличие от насоса НСВГ на нижнем конце нижнего плунжера имеет дополнительный всасывающий клапан, что создает камеру для сжатия газированной жидкости.

Такая конструкция обеспечивает работу насоса при объемном содержании свободного газа на приеме не более 25 %, а для остальных конструкций допустимое объемное содержания свободного газа не должно превышать 10 %.

Насос НСНА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плунжера. Это достигнуто особой конструкцией его наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Насос в собранном виде без сцепа спускается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп с мерным штоком. Сцеп проталкивает золотник вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отделяется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.

Цилиндры насосов бывают втулочные (собранные из коротких стальных или чугунных втулок каждая длиной 300 мм) и безвтулочные (из цельной стальной трубы). Плунжеры изготавливают из стальных труб длиной 1,2; 1,5; 1,8 м. Наружная поверхность плунжера и внутренняя поверхность втулок отполированы. Плунжеры в зависимости от содержания механических примесей в откачиваемой жидкости принимают гладкими, с кольцевыми канавками, с винтовой канавкой, типа пескобрей или армированными резиновыми кольцами.