Техника и технология добычи нефти в ОАО АНК "Башнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общее сведения о районе практики. Организационная структура нефтедобывающего предприятия

2. Эксплуатация скважин штанговыми насосами (ШГН)

3. Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами

4. Исследование скважин и пластов

5. Методы увлечения нефтеотдачи пластов

6. Подземный и капитальный ремонт скважин

7. Техника и технология бурения скважин

8. Сбор и подготовка скважинной продукции

Список литературы

Введение

Ознакомительная практика проходила на объектах нефтедобычи, а также посещались сервисные предприятия. Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, при том что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год.

Началось все открытием девонского пласта в 1944 году. Появление на карте Республики Башкортостан города Октябрьского напрямую связано с открытием в сороковые годы Туймазинского нефтяного месторождения. 26 сентября 1944 года из разведочной скважины № 100, заложенной по обоснованию геолога Михаила Васильевича Мальцева у деревни Нарышево, ударил фонтан девонской нефти. Эта знаменитая сотая скважина открыла мощный нефтяной пласт и стала символом г. Октябрьскии. Она давала 250 тонн в сутки и за 48 лет скважина дала 845 тысяч тонн нефти.

Рис. Сотая скважина

1. Общее сведения о районе практики. Организационная структура нефтедобывающего предприятия

Ознакомительная практика проходила на объекте открытого акционерного общества ОАО АНК «Башнефть». Октябрьский имеет несколько подразделений этой компании.

Город появился из-за открытия Туймазинского месторождения. В1937 году было создано НГДУ «Туймазанефть». Первая скважина, которая открыла Туймазинское месторождение является скважина №1.

Рис. Скважина № 1.

Башнефть имеет в своем составе несколько обществ с ограниченной ответственностью ООО «Башнефть-Добыча», ООО «Башнефть-Бурение», ООО «Уфимское управление подземного капитального ремонта», ООО «Нефтекамский завод нефтепромыслового оборудования» и другие.

В составе Башнефть можно выделить основные предприятия и различные сервисные предприятия: ООО «Башнефть-Добыча» включает в себя несколько НГДУ, ООО «Башнефть-Бурение» включает в себя несколько буровых работ. В составе НГДУ имеются основные цеха НГДУ, а также цех поддержания пластового давления (ЦППД), цех подготовки нефти (ЦППН), а также имеется аппарат управления и несколько отделов.

В состав бригады добычи нефти входит до 16-ти человек во главе с мастером. За каждой бригадой закреплен определенный район и определенное количество скважин. Таким образом за каждым ЦДНГ закреплена определенная территория и скважины.

2. Эксплуатация скважин штанговыми насосами (ШГН)

9

1

8

7

4 3

5

6

2

Рис. Общая схема штанговой насосной установки.

Состоит из:

1. Привод (станок качалка).

2. Устьевое оборудование.

3. Электродвигатель.

4. Подвеска устьевого штока.

5. Полированный шток.

6. Сальник устьевой.

7. Кривошип.

8. Шатун.

9. Балансир.

Редуктор с постоянным передаточным числом заполняется маслом. Все элементы станка качалки(СК) крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте.

Кроме того, все СК снабжены тормозными устройствами. Точка между шатуна с кривошипом может менять своё расстояние относительно центра перестановкой пальца на то или иное отверстие.

Изменения частоты качания происходит только при смене шкива на валу на определенный больший или меньший.

Штанговый насос скважины состоит из цилиндра 2-4 метра. На конце, которого неподвижны всасывающий клапан. Цилиндр подвешен на трубах в нем помещается 1.5 метровый гладкий поршень(плунжер), который подвешивается на штангах.

Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12, 16, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ и выполняется резьба метрическая специальная. Штанги соединяются между собой муфтами.

При движение плунжера вверх, жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет полость цилиндра. При спуске высасывающий клапан закрывается и открывается нагнетательный клапан. Плунжер превращаясь в поршень поднимает жидкость на высоту длины хода. После чего жидкость через тройник поступает в нефтесборную сеть.

Существует два типа насоса:

1. Вставной штанговый насос.

2. Невставной штанговый насос.

Во всех станок качалках имеется электронный манометр(ЭКМ), который служит для просмотра давления в трубах. В ЭКМ есть 3 стрелки: одна стрелка показывает максимальное давление, вторая минимальное давление и третья подвижная стрелка показывает давление в данный момент времени.

Также в насосах имеется плунжер, который подвешивается к колонне штанг при помощи штока, конец которого выступает из насоса и имеет соответствующую резьбу для соединения со штангами. Для уменьшения объема вредного пространства нагнетательный клапан устанавливают на нижнем конце плунжера.

3. Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами

Также мы побывали в ПРЦПУ (прокатно-ремонтный цех электропогружных установок), куда отвозят насосы при поломке. Неисправные насосы с начало отмывают от нефти и мазута после разбирают на специальном оборудование «линия разборки», повторно промывают и ремонтируют на «лини сборки».

После чего насосы испытывают на испытательном стенде. Здесь проверяют насос технической жидкостью (маслом) под большим давлением на его годность и технические характеристики, если напор соответствует всем техническим характеристикам, то его вводят в эксплуатацию, если нет то переделывают. УЭЦН состоит из наземного и подземного оборудования.

К наземному оборудованию относится арматура УЭЦН. Она состоит из:

1. Кабельный ввод и сальника.

2. Манометр на буфере.

3. Задвижка.

4. Клапана для сбрасывания газа.

5. Планшайбы.

6. Манометра на линии на котором есть красная отметка для определения исправности оборудования. Слишком большое давление может быть из-за парафина отложившегося на стенках арматуры и т. д., также давление может быть слишком маленьким причиной этому может быть неисправность оборудования. Пробоотборник.

7. Вентиль закрытия линии.

8. Заглушка.

9. БРС.

10. Вентиль с заглушкой служит для горячей обработки при больших накоплениях парафина на трубах и подачи соленой воды.

Подземное оборудование включает в себя:

1. Кабель.

2. Насос.

3. Погружного электродвигателя.

4. Гидрозащита.

Гидрозащита-нужна для защиты электродвигателя от пластовой жидкости и для восприятия перепада давления состоит из:

Компенсатора, который устанавливается ниже электродвигателя и протектора, который находится между электродвигателем и насосом.

Насос-состоит из: Корпуса.

1. Вала.

2. Подшипников.

3. Рабочих колес.

4. Направляющий аппарат рабочих колес.

Для отбора из скважин большого количества жидкости используют лопастный насос рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий высокий напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса.

Винтовой насос применяется в том случае, когда нефть слишком вязкая.

Состоит из:

1. Насос.

2. Колонна труб.

3. Винт.

Процесс добычи ведется следующим образом винтовой насос вращает винти и по колонне труб поднимается вязкая нефть.

4. Исследование скважин и пластов

Исследование скважин и пластов имеет большое значение для более полного выкачивание нефти из пласта. Подобными исследованиями занимается ЦНИПР (цех научно исследовательских производственных работ). В ЦНИПРе используют установку для глубинного исследования скважин для записи параметров скважины (температура давление и др.).

Принцип работы:

1Включаем.

2Обнуляем параметры.

3Регулируем скорость.

4Начинаем погружение и ждем до окончания погружения.

Работу производят 2 оператора.

После операторы сбрасывают всю информацию на компьютер. Далее интерпретаторы обрабатывают с помощью специальной программы «БНБЮ». Далее информация передается геологам.

Также существует специальный прибор динамограф. Получив информацию со станка качалки её обрабатывают и сравнивают с динамограммой определяют состояние насоса.

Также в лабораториях ЦНИПРа проверяют нефть на содержание в ней воды, серы, парафина и смолы.

Существует 3 метода определения количества воды в нефти

1) Метод центрифугирования. Нефть наливают в колбу «палец» и ставят на центрифугу, которая вращаясь отделяет нефть от воды после все высчитывается в процентном соотношение.

2) Метод отстоя. Нефть выстаивается некоторое время до появления четкой границы между водой и нефтью, после чего все высчитывается в процентном соотношение.

3) Определение содержания воды путем нагревания. Колбу с эмульсией ставят на газовую плиту закрытого вида, к ней так же подсоединяют холодильник (колба с водой) и ловушку куда будет уходить пар и преобразоваться в воду. В итоге вся вода отделиться от нефти.

Способ измерения кинематической вязкости. На вискозиметр наливаем нефть и ставим на термостат установив температуру 20 градусов. После чего ждем пока жидкость поднимется от нижнего резервуара до верхнего и с помощью времени определяем кинематическую вязкость.

Также в лаборатории газовых резервов существует прибор для определения содержания газов (метан, пропан и др.) в атмосфере. Этот прибор называется хроматограф газовый «Кристалюкс 4000м»

5. Методы увлечения нефтеотдачи пластов

Эффективность извлечения нефти из нефтяных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки доходит лишь от 25 до 40 %. Поэтому применяют новые технологии.

Наиболее прогрессивной является технология разобщения пластов и изоляции обсадных колон с помощью пакерных установок которые производит специальная научно производственная фирма ООО НПФ «пакер». Весь процесс производится на станках с ЧПУ. После полученные детали проверяют на дефекты. Если детали прошли проверку, то их собирают в единую установку.

Виды пакеров:

· Забойные пакеры. Пакеры этого типа с клапаном-отсекателем пласта устанавливается на длительный период эксплуатации скважины в забое (над её фильтровой частью) для предотвращения самопроизвольного аварийного фонтанирования во время подземного ремонта (из-за высокого пластового давления, при поломке узлов фонтанной арматуры и т. п.).

· Пакеры-разобщители. Эта категория пакеров используется для разобщения полостей буровой скважины, соединённых с разными продуктивными горизонтами, для извлечения пластовой жидкости (газа) отдельно из каждого горизонта по стволу одной скважины без смешивания добываемой жидкости (газа), а также раздельной закачки в разные пласты жидкости или газа по одной скважине.

· Изолирующие пакеры используют при активном абразивном или сильно коррозионном воздействии пластовой жидкости (газа, воды) на эксплуатационную колонну скважины. В этом случае пакер изолирует затрубное пространство, что позволяет направить весь поток добываемой жидкости по центральному ряду подъёмных труб.

Применение пакеров.

Например, доведение тампонирующей смеси до зоны поглощения через бурильную трубу на конце которых установлен пакер, на 40-60 % сокращает затраты времени и в 1.5-2.0 раза уменьшает расход материалов увеличивая количество добываемой нефти. Также применяют пакеры для поддержания пластового давления.

Это процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей.

Для этого используют пакеры механические двухстороннего действия ПРО-ЯДЖ-О, ПРО-ЯДЖ. Устанавливается в скважине механически, путем осевых перемещений колонны труб (не требует вращения НКТ), приводится в транспортное положение натяжением колонны труб; Предназначены для герметичного длительного разобщения интервалов ствола обсадной колонны нагнетательной скважины и ее защиты от динамического воздействия закачиваемой воды. Рекомендуются для установки в нагнетательных и эксплуатационных скважинах.

Рис. Техническая характеристика пакера

Также для увеличения нефтеотдачи пласта используют БКНС.

БКНС обычно содержат несколько параллельно включенных насосных агрегатов, задвижки на входах насосных агрегатов, а также установку распределительную ,от которой отходят водоводы к нагнетательным скважинам. Также используются кустовые насосные станции для поддержания пластового давления путем закачки воды в пласт.

Также для ППД используют шурфы которые служат для подачи воды в пласт. После отделения от нефти пластовых вод. Нефть движется на дальнейшую переработку, а вода по двум трубам отправляется на шурфы, где опускается на глубину 45 метров. После вода попадает в продуктивный пласт для поддержания пластового давления.

6. Подземный и капитальный ремонт скважин

Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты скважин.

Текущий ремонт скважины выполняют бригады подземного ремонта.

К текущему ремонту относятся следующие работы:

1. Планово-предупредительный ремонт.

2. Ревизия подземного оборудования.

3. Ликвидация неисправностей в подземной части оборудования.

4. Смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН).

5. Смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот и пр.

6. Очистка НКТ от парафина или солей.

В состав одной вахты входят обычно три человека: оператор с помощником, работающие у устья скважины, и машинист, управляющий подъемной лебедкой.

К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следующие работы:

1. Ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников.

2. Исправление нарушений в обсадных колоннах.

3. Изоляция пластовых вод.

4. Работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт.

5. Забуривание второго ствола.

6. Разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое.

7. Гидравлический разрыв пласта.

8. Солянокислотные обработки скважин.

9. Термическая обработка забоя скважин.

10. Установка временных колонн - «летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятий обсадных колонн.

11. Операции по ликвидации скважин.

Капитальный ремонт выполняется бригадами специализированной службы, организуемой при объединениях и располагающей мощными и разнообразными техническими средствами и соответствующими спецмалистами. В состав одной вахты входят обычно три человека: оператор с помощником, работающие у устья скважины, и машинист, управляющий подъемной лебедкой.

Также существует техника для закачивания технической жидкостей, состоящая из емкости и насоса.

В КРС используют специальные ключи для труб и для штанг с разными диаметрами.

Автоматический ключ служит для соединения колонны труб между собой без применения физической силы при этом затрачивается минимальное количество времени.

скважина насос бурение погружной

7. Техника и технология бурения скважин

Бурение происходит в 5 этапа:

1.Подготовка.

2.Монтаж.

3.Подготовка к бурению.

4.Бурение.

5.Закрепление стенок

Бурение скважины происходит в несколько этапов

Сперва пробуривается скважина глубиной 40 метров в неё спускают обсадные трубы по ним опускают цемент и давлением выдавливают его. Цемент через трубу уходит в пустое пространство между трубами и пластами земной коры. После бурят долотом меньшего размера до глубины 350-750 метров и снова опускают колонны меньшего размера, которые тоже цементируют операция повторяется еще один раз.

Буровая установка - это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины.

В состав буровой установки входят:

1.буровая вышка;

2.оборудование для механизации спуско-подъемных операций;

3.наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении;

4.силовой привод;

5.циркуляционная система бурового раствора;

6.привышечные сооружения.

Основной параметр по которой выбирают установку грузоподъемность.

Рис. Буровая установка БУ4500/270 ЭЧК БМ

Если вращение осуществляется на поверхности с помощью ротора, то бурение называется роторным.

Если долото вращается с помощью двигателя, размещенного на забое, то такое бурение называется бурение с помощью забойного двигателя.

Рис. Состав монтируемого оборудования

При бурение применяют 3 вида долота:

1. Шарошочное.

2. Лопастное.

3. Алмазное.

8. Сбор и подготовка скважинной продукции

После выкачивания нефти из пласта она поступает в нефтесборную сеть АГЗУ (автоматизированная групповая замерная установка) измеряет дебит скважины.

Там она движется в ПСМ (переключатель скважин новой ходовой) с помощью него производятся все замеры скважин. Замеры нужны для определения суточного дебита. ПСМ переключается только по часовой стрелке вручную или от гидропривода. Существует специальный компьютер, который переключает ПСМ автоматически.

Гидропривод срабатывает по это программе через определенное количество часов он переключит ПСМ. Также можно переключить ПСМ специальным ключом по часовой стрелке, остальные скважины в ПСМ заходят, но не идут на замер, а выходят на сборную задвижку. Скважина, стоящая на замере, идет в сепарационную емкость, которая состоит из газовой, нефтяной емкости. И через газовый и жидкостный манометр измеряется их количество. На газовой емкости есть ППК который служит для сбрасывания лишнего давления, который срабатывает автоматически. Также существует поплавок для регулирования объема поступающей жидкости. При авариях отключают гидропривод закрывают нижнею обвязную и открывают байпасную линию.

Разрядная линия служит для вывода остаточной жидкости со станка-качалки в мерник. Далее нефть идет по трубам в:

1) ТВО-36, применяется при малом количестве нефти. Служит для отделения нефти и газа от воды. Вода сбрасывается и самотеком движется в низ по двум трубам по 114 мм. На шурфы и распределяется по двум трубам на глубину 45 метров, после отправляется в скважину для поддержания пластового давления. После с нефти отделяется попутно нефтяной газ, и сжигается на УПС. А нефть отправляется по трубам на следующую стадию очистки.

2) При большом количестве нефти она под давлением насоса отправляется в УПС (Установка предварительного сброса) где от нефти отделяется вода, которая после отправляется в ВКНС и далее по трубам движется в нагнетательную скважину и попутно нефтяной газ, который в дальнейшем сжигается. А нефть отправляется по трубам на следующую стадию очистки.

Список литературы

1.Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1974.

2.Казак А. С., Рост Н. И., Чичеров Л. Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М., Недра, 1973.

3. Техника и технология добычи нефти: Учебник для вузов/ А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Ахметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев. Под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде. - М.: Недра, 1986. -382 с.

Размещено на Allbest.ru