Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ГОУВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

ОТЧЁТ

О ПЕРВОЙ УЧЕБНОЙ ПРАКТИКЕ

Студента группы 27-21 Рахматуллина А.Р.

Руководитель практики Жуков В.К.

Ижевск

2011 г.



Оглавление

Введение

Схема установки для бурения скважины

Породоразрушающий инструмент для сплошного бурения скважины

Элементы бурильной колонны

Конструкция скважины

Структурная карта месторождения

Профили месторождения

Система разработки залежи

Схема оборудования фонтанной скважины

Схема оборудования газлифтной скважины

Схема установки скважинного штангового насоса

Скважинные штанговые насосы, их элементы

Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и насосных штанг

Схема установки погружного электроцентробежного насоса

Схема установки электродиафрагменного насоса

Схема процесса солянокислотной обработки ПЗП

Схема процесса гидравлического разрыва пласта

Схема установки для подземного ремонта скважины

Инструмент и механизмы для спускоподъёмных операций при подземном ремонте

Инструмент для ловильных работ при капитальном ремонте скважин

Схема оборудования нагнетательной скважины

Схема сбора и транспорта скважинной продукции

Основные сведения об автоматическом контроле технологических параметров добычи нефти и газа

Технические средства для измерения давления, температуры, расхода уровня нефти

Приборы для исследования нефтяных скважин

Станции и блоки управления электродвигателями нефтяных скважин

Нефтегазосепараторы

Структура нефтегазодобывающей организации

Обеспечение требований охраны труда в организации при обслуживании эксплуатационных скважин



Введение

С 23 июня 2011 г. по 8 сентября 2011 г. я проходил первую производственную практику в структурном подразделении компании «Weatherford» - ООО «НПРС-1». Меня направили на Самотлорское месторождение в бригаду Степанова А.Л. по зарезке боковых стволов в качестве помощника бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ 4 разряда.

В первые две недели я проходил стажировку, ознакомлялся с различными инструкциями по технике безопасности, правилами охраны труда, распорядком рабочего дня, буровым оборудованием и принципом его действия. В дальнейшем, успешно сдав буровому мастеру экзамены, я был допущен к самостоятельной работе и выполнял обязанности третьего помощника бурильщика. Вместе с бригадой приготавливал буровой раствор, помогал во время наращивания, работал с ГКШ во время спуско-подъемных операций, работал в качестве стропальщика при перемещении грузов, занимался демонтажем буровой установки для осуществления переезда на другой куст, следил за виброситами и уровнем жидкости в насосно-емкостном блоке. Я научился выявлять дефекты в рабочих инструментах перед началом работ и предварительно оценивать всевозможные риски, для исключения получения каких-либо травм. Также инженер по растворам компании «MiSwaco» объяснил мне смысл множества химических реагентов, используемых для приготовления бурового раствора, что значительно расширило мой кругозор. Познакомившись с инженерами-кривильщиками компании «Baker Hughes», я узнал много нового об их оборудовании и данной сфере деятельности. За лето, проведённое на буровой, я узнал большое количество новой и полезной для себя информации, которая очень пригодится мне в дальнейшем обучении.

Практика студентов образовательных учреждений высшего профессионального образования является составной частью основной образовательной программы для подготовки инженеров в нефтяной сфере. Цель первой практики заключается в ознакомлении студента с организацией нефтегазового производства, функционированием и технологическим оснащением основных звеньев этого производства.



Схема установки для бурения скважины

Разрушение горных пород осуществляется с помощью долота (1), спускаемого на бурильных трубах (20) на забой. Вращательное движение долота передаётся забойным двигателем (22) или ротором (13) через колонну бурильных труб (роторное бурение). Ротор монтируется на устье скважины. Колонна бурильных труб состоит из ведущей трубы (11) квадратного сечения и соединённых с ней переводником (19) бурильных труб (20). Колонна бурильных труб проходит через ротор и подвешивается на крюке (9) оснастки буровой установки. Вращательное движение колонны бурильных труб с долотом осуществляется через ротор.

Спускоподъёмные операции и удержание на весу колонны бурильных труб осуществляются грузоподъёмным механизмом. Грузоподъёмный механизм состоит из буровой лебёдки (4), электрического или дизельного двигателя (привода) (5), системы оснастки (7), талевого блока (8), кронблока (верхний блок), вертлюга (6) и крюка (9). Каркасом подъёмника грузоподъёмного механизма служит буровая вышка (12).

Буровая вышка - это металлическое сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента с долотом, забойным двигателем, обсадных труб, размещения бурильных свечей после их подъема из скважины и т.д. Вышки выпускают башенные и мачтовые. Мачтовые вышки выпускаются одноопорные и двухопорные А-образные.

Для уменьшения усилия на стальной канат (7) талевой системы применяется система полиспастов.

Полиспаст-это система подвижных и неподвижных блоков, через которые пропускают стальной канат. На верхней опорной части буровой вышки устанавливается блок из неподвижных роликов, который называют кронблоком. Подвижный блок называют талевым блоком.

В процессе бурения необходимо вращать колонну бурильных труб с долотом и одновременно подавать в эти трубы буровой раствор для выноса разбуренной породы. С этой целью между крюком (9) и квадратом (11) монтируется (подвешивается) специальное устройство - вертлюг (6). Для выноса на поверхность разрушенной на забое скважины горной породы, охлаждения долота, приведения в действие забойных двигателей (турбобуров) в бурящейся скважине постоянно циркулирует глинистый раствор. Буровой глинистый раствор, приготовленный на поверхности, из ёмкости (18) забирается поршневым буровым насосом (16) с двигателем (17) и по нагнетательному трубопроводу (15) через специальный гибкий шланг высокого давления (10) под давлением подаётся через вертлюг в бурильные трубы.

Вертлюг состоит из полого корпуса, внутри которого размещается горизонтальная площадка с упорным подшипником качения, на который опирается вращающаяся часть - ротор, к которому присоединяется с помощью резьбовых соединений колонна бурильных труб. В верхней части корпуса вертлюга через патрубок закачивается буровой раствор, который проходит через полый ротор в колонну бурильных труб. Выйдя через отверстия долота, буровой раствор, смешиваясь с частицами разрушенной горной породы, поднимается по затрубному пространству скважины на поверхность, где по желобам (14) поступает в систему очистных сооружений. В системе очистных сооружений буровой раствор очищается от частиц горной породы, вновь поступает в приёмную ёмкость (18), и процесс бурения продолжается.

Породоразрушающий инструмент для сплошного бурения скважины

Буровые долота - породоразрушающие инструменты. По характеру воздействия на породу долота подразделяются на режуще-скалывающие (лопастные), дробяще-скалывающие (шарошечные) и истирающе-режущие (алмазные).

Режуще-скалывающие или лопастные долота применяются при роторном бурении мягких пород, обладающих высокой пластичностью. Существуют такие виды лопастных долот: пикообразные, двух-, трех-, шести- лопастные и ступенчатые.

Шарошечные долота бывают типа М, С, Т и К, предназначенных для бурения соответственно мягких, средней твердости, твердых и весьма твердых пород, выпускаются долота типов МС, СТ, ТК, они предназначены для бурения в абразивных породах соответствующей основному шифру твердости, а также долота типов М3, МСЗ, ТЗ, СЗ и ТКЗ, предназначенные для бурения в абразивных породах соответствующей основному шифру твердости и отличающихся тем, что в их шарошки запрессованы твердосплавные зубки с клиновидной рабочей частью вместо фрезерованных зубьев; а также различают одно-, двух-, трех-, четырех- и многошарошечные долота.

Для бурения с отбором керна используют колонковые шарошечные долота (бурильной головки, корпуса и размещенной внутри него колонковой трубы (грунтоноски)).

Колонковые долота бывают со съёмной и несъёмной грунтоноской. При роторном бурении применяют колонковые долота со съёмной и вращающейся керноприёмной трубой (типы ДСО и КАЭ), с несъёмной и вращающейся керноприёмной трубой типа 1В-ДК, c несъёмной и не вращающейся керноприёмной трубой типа ДКНУ, СК, КС, ДКИР.

Алмазные долота применимы на глубинах более 3000 м( 91,4-292,9 мм). По форме рабочей поверхности различают: спиральную, радиальную и ступенчатую.

Элементы бурильной колонны

Бурильная колонна соединяет долото (забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом) и состоит из ведущей трубы (4), бурильных труб (8) и утяжеленных бурильных труб (УБТ) (13). Верхняя часть бурильной колонны, представленная ведущей трубой (4), присоединяется к вертлюгу при помощи верхнего переводника (3) ведущей трубы и переводника вертлюга (2). Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе (8) с помощью нижнего переводника (5) ведущей трубы, предохранительного переводника (6) и муфты бурильного замка (7). Бурильные трубы (8) свинчиваются при помощи бурильных замков, состоящих из двух деталей (муфты бурильного замка (7) и ниппеля бурильного замка (9)), или при помощи соединительных муфт (10). УБТ (12) и (13) непосредственно свинчиваются без применения каких-либо соединительных элементов. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника (11), а нижняя УБТ (13) с помощью переводника (14) присоединяется к долоту (при роторном бурении) или забойному двигателю с долотом (при турбинном бурении и при бурении с электробуром).

Бурильная колонна предназначена для передачи вращения долоту при роторном бурении и подвода промывочной жидкости к турбобуру (при турбинном бурении), к долоту и забою скважины (при всех способах бурения). Монтажа отдельных секций токопровода (при бурении с электробуром); создания нагрузки на забой; подъёма и спуска долота, турбобура, электробура; проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы).

Конструкция скважины

Скважина - это горная выработка (вертикальная или наклонная) круглого сечения, глубиной от нескольких метров до нескольких километров, различного диаметра, сооружаемая в толще земной коры. Верхняя часть скважины называется устьем, нижняя часть скважины называется забоем, а боковая поверхность называется стволом скважины. Расстояние от устья скважины до забоя по оси ствола скважины называется длиной скважины. Проекция длины на вертикальную ось называется глубиной скважины.

Устойчивость стенок ствола скважин и разобщение пластов друг от друга достигается за счёт бурения и спуска в скважину нескольких труб, называемых обсадными. Вначале скважина бурится на глубину 50-100 метров, в неё спускается стальная труба d=500мм и более - направление. Пространство между наружной стенкой трубы и стенкой скважины (породы) заполняется специальным тампонажным цементным раствором под давлением с целью недопущения обвала верхних пород и перетоков между верхними пластами. Затем скважина бурится меньшим диаметром долота на глубину 500-600м, в неё спускается труба диаметром 249-273мм и цементируется, как и направление, до устья. Эта колонна труб называется кондуктором и предназначена для предотвращения размыва верхних пластов, а также для создания канала для бурового глинистого раствора. После этого скважина бурится до проектного забоя. В неё спускается эксплуатационная колонна (стальная труба, d=146-168мм), а пространство между трубой и породой под давлением заполняется цементным раствором до устья.

После завершения бурения, спуска эксплуатационной колонны, её цементации в скважине, в интервале нефтяного или газового пласта, делаются сквозные отверстия через стальную трубу и цементный камень с помощью специальных перфораторов. После этого скважина осваивается и вводится в эксплуатацию.



1 - обсадные трубы; 2- цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Структурная карта месторождения

Структурная карта отражает поверхность интересуемого нас пласта и даёт представление о форме изгиба пласта при помощи горизонталей.

Строят структурную карту месторождения следующим образом. Исследуемую поверхность, отделявшую пласты А и В, мысленно рассекают горизонтальными плоскостями, расположенными, например, через 100 м друг от друга, начиная от уровня моря. Линии пересечения горизонтальных плоскостей с поверхностью пласта в определенном масштабе откладывают на плане. Перед цифрой, показывающей глубину нахождения секущей горизонтальной поверхности, ставят знак плюс, если сечение проводится выше уровня моря, и знак минус, когда оно расположено ниже уровня моря.

На втором этапе поисковых работ, кроме описанных геологических исследований, применяют геофизические и геохимические методы, позволяющие более детально изучить строение недр и более обоснованно выделить площади, перспективные для глубокого бурения с целью поисков залежей нефти и газа.

После осуществления комплекса геофизических и геохимических исследований приступают к третьему этапу поисковых работ -- глубокому бурению поисковых скважин.

Успешность поисковых работ на третьем этапе в значительной степени зависит от качества работ, проведенных во втором этапе.

В случае получения из поисковой скважины нефти и газа заканчиваются поисковые работы, и начинается детальная разведка открытого нефтяного или газового месторождения. На площади одновременно бурят так называемые оконтуривающие, оценочные и глубокие контрольно-исследовательские скважины для установления размера (или контура) залежи и контроля над ходом разведки месторождения.

После бурения необходимого числа глубоких скважин для разведки месторождения период поисково-разведочных работ заканчивается и начинается период бурения эксплуатационных скважин внутри контура нефтеносности (или газоносности), через которые будет осуществляться добыча нефти или газа из недр Земли.

Таким образом, успех поисково-разведочных работ в значительной степени зависит от геофизических и геохимических методов поисков нефти и газа. Эти методы достигли в настоящее время такого уровня развития, что в ряде случаев они позволяют полностью или частично отказаться от бурения структурных скважин.

Профили месторождения

Геологический профиль месторождения представляет собой сечение его вертикальной плоскостью. Профиль составляют по разрезам скважин; он оказывает промысловику большую помощь, давая наглядное представление о строении месторождения. При сложном строении месторождения построение профиля, помимо указанного, облегчает проектирование разведочных скважин, оказывает значительную помощь при построении структурной карты, показывает изменчивость фации в различных направлениях и положение залежи нефти и газа, а также характер контакта их друг с другом и водой. Поэтому усвоение методики построения геологического профиля по скважинам является важной задачей. В зависимости от поставленных задач выбирают то или иное направление профиля.

Поперечный профиль (вкрест простирания пород) проектируют для изучения какого либо нарушения , строят профиль вкрест его.

Продольный профиль (по простиранию) строят также для изучения тектоники месторождения; по существу это вытекает из сопоставления ряда поперечных профилей.

Профили других направлений, диагональные и др. составляют для изучения, например, нарушений и фациальной изменчивости пород в указанных выше направлениях

Геологический профиль по скважинам строят, как правило, в масштабе структурной карты, по которой его составляют. Если масштабы карты мелкие, а в профилях необходимо показать различные детали, то профиль выполняется в более крупном масштабе.

По возможности горизонтальный и вертикальный масштабы нужно брать одинаковыми во избежание искажения углов падения пород. Разные масштабы применяют в тех случаях, когда расстояния между скважинами весьма большие, а для боле детального изучения разреза по вертикали необходимо принять более крупный масштаб.

Профиль вычерчивают в определенной последовательности в отношении сторонам света, располагая слева направо: юг-север, юго-запад - северо-восток, запад-восток, северо-запад - юго-восток.

Составляют профиль в следующем порядке:

1. Проводят линию уровня моря и вычерчивают вертикальный масштаб в абсолютных отметках.

2. На уровне (линии) моря точками показывают положение скважин в профиле согласно выбранному масштабу.

3. Через указанные точки проводят вертикальные линии стволов скважин и в масштабе показывают альтитуды скважин; соединение отметок альтитуд даёт рельеф поверхности в направлении составляемого профиля.

4. Проводят вторую линию параллельную стволу скважины, вычерчивают колонку разреза скважины, пользуясь условными знаками.

5. Проводят корреляцию разрезов скважин и окончательно вычерчивают геологический профиль.

Система разработки залежи

Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путём подлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водогазонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.

Из всех возможных систем разработки необходимо выбирать наиболее рациональную, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные планом темпы отбора нефти и высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах. Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий:

1. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении и определение порядка их ввода в разработку. Эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении подразделяются на базисные и возвратные.

2. Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию.

3. Установление режима работы нефтедобывающих и водонагнетательных скважин сводится к планированию темпов отборов нефти и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определённый промежуток времени. Режимы работы скважины изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей.

4. Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку.

Схема оборудования фонтанной скважины

Типовые схемы фонтанных арматур:

а - крестовая; б - тройниковая; 1 - манометр; 2 - трёхходовой кран; 3 - верхний буфер 4 - тройник;5 - штуцер; 6 - запорное устройство (боковая задвижка, кран); 7 - запорное устройство(стволовая задвижка, кран); 8 - переводник; 9 - крестовик; 10 -колонный фланец; 11 - нижний буфер;12 - крестовик

Фонтанные арматуры изготавливают по восьми схемам для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам: рабочему давлению (7,14,21,35,70 и 105 МПа); схеме исполнения (восемь схем); числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб); конструкции запорных устройств (задвижки и краны); размерам проходного сечения по стволу (50 - 150 мм) и боковым отводам (50 - 100 мм).

Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную ёлку с запорными и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной. При оборудовании скважины двумя концентричными колоннами НКТ трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника, который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника, размещаемом над тройником. При однорядной конструкции подъёмника нижний тройник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются.

Применяется также муфтовая подвеска труб.

Фонтанная ёлка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника. Сверху ёлка заканчивается колпаком с трёхходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину глубинных приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной ёлки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол ёлки, а также под карман для термометра.

Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме (тройниковая или крестовая), числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению.

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией.

Схема оборудования газлифтной скважины.

Устройство скважины для компрессорной добычи нефти

1- обсадная труба; 2- подъемная труба; 3- воздушная труба.

Способ добычи нефти, при использовании газлифтных скважин, называется компрессорным. Компрессорный способ - это способ добычи нефти с помощью сжатого газа, который нагнетается в колонну подъёмных труб.

При компрессорном способе в скважину опускают две насосные трубы. Внутреннюю трубу (2), по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, и наружную (3), по затрубному пространству между которой и трубой (2) в скважину под давлением подается газ, называют воздушной. Иначе, подъемная труба называется воздушной.

Механизм компрессорной добычи следующий:

Газ, закачиваемый под давлением в воздушную трубу, полностью вытесняет нефть в подъёмную трубу. Затем газ смешивается с нефтью, находящейся в воздушной трубе, в результате чего плотность смеси резко уменьшается. Чтобы уравновесить давление, столб смеси (нефть - газ) увеличивается и попадает на поверхность, где происходит её переработка.

В зависимости от того, какой газ применяется, различают два способа компрессорной добычи нефти:

· Газлифт (рабочий агент - природный газ);

· Эрлифт (рабочий агент - воздух);

Второй способ, как правило, не применяется, так как нефть при взаимодействии с воздухом окисляется.

Для закачки газа сооружают специальные компрессорные станции.

Схема установки скважинного штангового насоса

1 насос; 2 насосные штанги; 3 тройник; 4 головка балансира; 5 балансир; 6 станоккачалка; 7 редуктор; 8 электродвигатель на поворотной салазке крестовина; 9 насоснокомпрессорные трубы; 10 нагнетательный клапан; 11 цилиндр насоса; 12 плунжер; 13 всасывающий клапан.

Насосная установка состоит из насоса (1), находящегося в скважине, и станка-качалки (6), установленного на поверхности у устья. Цилиндр (11) насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных (подъемных) труб (9), а плунжер (12) подвешен на колонне штанг (из стали, диаметром 0,5”, ѕ”, 7/8”; длиной 7,5-10м, а для подводки плунжера длиной 1-3м) (2). Верхняя штанга (сальниковый шток) соединена с головкой (4) балансира (5) станка-качалки (6) канатной или цепной подвеской. В верхней части цилиндра установлен нагнетательный клапан (10), а в нижнее - всасывающий клапан (13).

Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником (3). Сальниковое устройство в верхней части тройника предназначено для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового штока. По боковому отводу в средней части тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя (8) через редуктор (7) и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.

Принцип действия насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан (13) под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан (10) в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы. При движении плунжера (12) вниз всасывающий клапан (13) под давлением жидкости, находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан (10) открывается, и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.

Скважинные штанговые насосы, их элементы

Невставные штанговые насосы: Вставной насос



а - двухклапанный НСН-1 НСВ-1

б - трехклапанный НСН-2

1 - нагнетательный клапан; 2 - цилиндр насоса; 1 - шток; 2 - ниппель; 3 - конус; 3 - плунжер; 4 - патрубок-удлинитель; 4 - замковая опора; 5 - цилиндр 5 - всасывающий клапан; 6 - седло конуса; насоса; 6 - плунжер; 7 - НКТ. 7 - захватный шток; 8 - нижний нагнетательный клапан; 9 - ловитель; 10 - наконечник.

В промысловых условиях применяются невставные и вставные штанговые насосы.

В невставных насосах основные узлы спускаются в скважину раздельно. Вначале в скважину на НКТ спускается цилиндр насоса, а затем в НКТ на штангах в цилиндр насоса спускаются плунжер и всасывающий клапан. Поднимают невставной штанговый насос также раздельно. Сначала поднимают штанги с плунжером, а затем НКТ с цилиндром насоса.

Вставные штанговые насосы спускаются в скважину в собранном виде, т.е. цилиндр насоса вместе с плунжером спускаются на штангах. Извлекают вставной насос на поверхность также в собранном виде поднятием штанг. Вставной насос в собранном виде спускают, устанавливают и закрепляют с помощью специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах.

В промысловой практике применяются в основном невставные насосы двухклапанные НСН-1 (насос скважинный невставной первого типа) и трехклапанные НСН-2.

Насос НСН-1 имеет три основных узла: первый - цилиндр, который состоит из собственно цилиндра (2), патрубка-удлинителя (4) и седла конуса (6); второй - плунжер, в состав которого входят сам плунжер (3) и шариковый нагнетательный клапан (1); третий - шариковый всасывающий клапан (5) с захватным штоком (7), головка которого находится в полости цилиндра. В скважину на НКТ спускается цилиндр насоса с седлом конуса (6). Затем в скважину на штангах спускают плунжер (3) с всасывающим клапаном (5), который висит на захватном штоке (7). Всасывающий клапан устанавливается в седло конуса, надавливая на него весом колонны штанг. Трехклапанный насос НСН-2 состоит из цилиндра, плунжера и всасывающего клапана. Второй нагнетательный клапан (8) устанавливается в нижней части плунжера (3), поэтому отпадает необходимость применять захватный шток, а под плунжером монтируется специальный ловитель (9), который представляет собой муфту с крючкообразным захватом. Вместо захватывающего штока у всасывающего клапана имеется наконечник (10) с поперечной шпилькой на верхнем конце.

Вставные насосы типа НСВ-1 чаще применяются для эксплуатации скважин с глубиной подвески до 2500 м. Вставной насос состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. Цилиндр насоса (5) на нижнем конце имеет всасывающий клапан, закреплённый наглухо, а на верхнем конце - конус (3), который входит в замковую опору (4)и герметизирует НКТ (7). Плунжер (6) подвешивается к колонне штанг с помощью штока (1) так, чтобы при ходе вниз он не доходил до всасывающего клапана, а при ходе вверх не доходил до ниппеля (2). Ниппель устанавливается на верхнем конусе и служит для направления штока (1). С целью уменьшения объёма вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Под замковой опорой (4), которая закреплена на нижнем конце подъёмных НКТ (7), монтируется направляющая труба, которая обеспечивает правильную установку насоса.

Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и насосных штанг

При всех способах эксплуатации скважин подъём жидкости и газа на поверхность происходит обычно по насосно-компрессорным трубам (НКТ), которые спускают в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы применительно к способам эксплуатации ещё называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъёмными, лифтовыми. Трубы всех типов исполнения А изготовляют длиной 10 м, а исполнения Б - двух длин: от 5,5 до 8,5 м и свыше 8,5 до 10 м. В основном применяют трубы с условным диаметром (округлённым наружным) 60 и 73 мм. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780 - 4250 м, а допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ - 12-15 мм.

Это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146-мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 163-мм - 89 мм и при 194-мм - 114 мм (взято по условным диаметрам обсадных труб и НКТ).



Резьбовые соединения НКТ и муфта:

а - труба с высаженными концами; б - муфта; в - труба гладкая

Насосные штанги, передающие движение плунжеру скважинного насоса, наиболее ответственный элемент насосной установки. Насосные штанги изготавливаются из сталей разных марок. Для повышения прочности материала штанг они подвергаются термической обработке (нормализации) и обработке токами высокой частоты для упрочнения их поверхности.

бурильный колонна месторождение нефть газ

Насосная штанга.

Гост предусматривает изготовление штанг диаметром 16, 19, 22 и 25 мм, длиной 8000 м, допускается выпуск штанг длиной 7500 мм в количестве не более 8% от числа штанг длиной 8000 мм. Кроме таких штанг для подбора необходимой длины подвески изготавливаются укороченные штанги длиной 1000,1200,1500,2000 и 3000 мм.



Схема установки погружного электроцентробежного насоса.

1 - электродвигатель; 2 - протектор; 3 - фильтр-сетка; 4 - центробежный электронасос; 5 - подъемные трубы; 6 - электрический кабель; 7 - устьевая арматура; 8 - блок; 9 - автотрансформатор; 10 - станция управления.

Установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 г.

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, бронированного кабеля (6), устьевой арматуры (7), кабельного барабана станции управления (10) и автотрансформатора (9).

Погружной насосный агрегат, в собранном виде спускаемый в скважину на подъёмных трубах (5), состоит из центробежного многоступенчатого насоса (4), погружного электродвигателя (1) и протектора (2). Все эти узлы соединены между собой фланцами. Валы двигателя, протектора и насоса имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Так как электродвигатель расположен непосредственно под насосом, насос имеет боковой приём жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку (3).

К наземному оборудованию скважин относятся устьевая арматура (7), барабан со стойками для кабеля, автоматическая станция управления (10) и автотрансформатор (9). Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле (6), подводящем ток к погружному электродвигателю. Для защиты от пыли и снега автотрансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически включать и отключать агрегат и контролировать его работу (отключать агрегат при прекращении подачи жидкости, при перегрузках и коротких замыканиях).

Устьевая арматура (7) предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учётом ввода в него кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления.

Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор (9) и станцию управления (10) по кабелю (6), прикреплённому к наружной поверхности НКТ, подаётся на электродвигатель (1), с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (5) (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после её простоя, а над обратным клапаном - спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъёме.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250 - 300 м, а иногда и до 600 м.

Схема установки электродиафрагменного насоса

Установка погружного электродиафрагменного насоса типа УЭДН5

1 - обсадная колонна; 2 - пояса крепления кабеля; 3, 4 - шламовые трубы; 5 - сливной клапан; 6 - удлинитель кабеля; 7 - устьевая арматура; 8 - трубка манометра; 9 - манометр электроконтактный; 10 - сигнальный провод; 11 - комплектное устройство; Н - насос.

Отличительной особенностью УЭДН является наличие в насосе резиновой диафрагмы, разделяющей откачиваемую жидкость от приводной части насоса. Средством воздействия на диафрагму, вызывающим ее перемещение (колебание), может быть жидкость или механический толкатель. В обоих случаях диафрагма создает эффект всасывания и нагнетания, вызывающий поступление и выброс добываемой жидкости. Отделение привода от добываемой жидкости создаёт возможности для повышения надёжности его работы за счет исключения попадания в полость двигателя обводнённой нефти.

Схема процесса солянокислотной обработки ПЗП

Перед началом проведения кислотной обработки в скважину спускают НКТ до забоя, промывают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата до забоя) водой или нефтью на полуторократное давление от ожидаемого давления закачки раствора в пласт.



Схема размещения оборудования при кислотной обработке скважины:

После заполнения скважины водой или нефтью, промывки и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве (задвижка (11)) и устьевой задвижки (10) через устьевую арматуру (1) через НКТ начинают закачивать в скважину кислотный раствор насосными агрегатами (6) из ёмкости (8). Закачку раствора ведут до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного пространства (11) и в скважину закачивают расчётное количество кислотного раствора с продавкой его в призабойную зону пласта (5). Затем насосные агрегаты (6) останавливают и насосным агрегатом (7) задавливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жидкостью (обычно той, которой промывали скважину) из ёмкости (9).

После завершения продавки заданного объема кислотного раствора в пласт демонтируют обвязку устья, отсоединяют агрегаты и оставляют скважину для реагирования кислотного раствора с породами пласта. Скважину после кислотной обработки начинают осваивать через 10-12 часов, если пластовая температура не превышает 40 0С, а на скважинах высокотемпературных (100 0С и выше) - через 2-3 часа. Освоение чаще всего проводят с помощью компрессора.

Схема процесса гидравлического разрыва пласта

Обвязка оборудования при гидравлическом разрыве

1 - насосный агрегат; 2 - пескосмесительный агрегат; 3 - автоцистерна; 4 - песковоз; 5 - блок манифольда; 6 - арматура устья; 7 - станция управления

Сущность ГРП заключается в том, что в скважину, под высоким давлением закачивается жидкость, в результате чего, раскрываются трещины, или образуются новые. В них вводят песок, крупнозернистый для предотвращения смыкания трещин, в результате увеличивается проницаемость ПЗП и соответственно увеличивается дебит нефти или приёмистость жидкости в нагнетательной скважине.

Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

Вязкость рабочих жидкостей должна быть такой, чтобы при закачке песка удерживать его во взвешенном состоянии. Для переноса песка по трещинам, жидкость песконосителя должна обладать меньшей фильтрационной способностью, что достигается за счёт увеличения её вязкости загустителями - это гудрон, нефтеотходы. Если ГРП проводится в нагнетательной скважине, то там раствор загущается ПАА или солянокислотным раствором. Концентрация песка при введении его в трещины составляет от 70-500 кг на 1 кубический метр жидкости и зависит от величины и количества трещин. Для проведения ГРП составляется план работы, чему предшествует проведение исследовательских работ на данной скважине. Перед началом проведения ГРП проводят подготовительные работы - это промывка забоя, опрессовка коммуникаций на 1,5 давление от ожидаемого, определение приёмистости, после этого закрывают задвижку на затрубе, и в НКТ нагнетается жидкость. После создания давления, при котором должны образовываться трещины, не сбавляя скорости, под давлением разрыва пласта закачивается песок, после чего продавливается водой в объёме не менее объема НКТ.

ГРП применяется для увеличения проницаемости ПЗП, то есть увеличения дебита нефти или приёмистости скважины. ГРП необходимо осторожно проводить в трещиноватых, особенно с хаотической трещиноватостью, коллекторах, а также - вблизи с водонапорным контактом.

Схема установки для подземного ремонта скважины

Работы, связанные с устранением различных неисправностей внутрискважинного оборудования, и геолого-технические мероприятия, проводимые в призабойной зоне продуктивного пласта, называются подземным ремонтом скважин.

К текущему подземному ремонту скважин относят:

1) ликвидацию обрыва или отворота насосных штанг;

2) смену насосно-компрессорных труб или штанг;

3) смену глубинного насоса или ЭЦН;

4) изменение глубины подвески насосного оборудования (ЭЦН, ШГН);

5) замену ЭЦН;

6) замену кабеля;

7) очистку или смену песочного якоря;

8) очистку скважин от песчаных пробок и парафина;

9) удаление со стенок НКТ солей, парафина;

и т.д.

Агрегат для подземного ремонта скважин

1 - оттяжки вышки; 2 - установочные оттяжки; 3 - винтовой домкрат; 4 - поворотный кран; 5 - талевый блок с крюком; 6 - коробка перемены передач; 7 - лебедка; 8 - пост управления подъемом вышки; 9 - гидравлический домкрат

Инструмент и механизмы для спускоподъёмных операций при подземном ремонте.

При спускоподъёмных операциях применяют трубные и штанговые элеваторы, ключи, штропы, спайдеры, различный инструмент и приспособления.

Трубные элеваторы

Трубные элеваторы предназначены для захвата трубы и удержания колонны труб на весу в процессе спускоподъёмных операций. Основным элементом конструкции элеватора является затвор, который должен обеспечить надёжное соединение захватного устройства в период спускоподъёмных операций. Поэтому каждый затвор оснащается предохранительным устройством для предупреждения самооткрывания.

Спайдеры

Спайдер СМ-32. Механический спайдер СМ-32 предназначен для захвата и удерживания на весу колонны насосно-компрессорных труб при спускоподъёмных операциях.

Спайдер АСГ-80 используется в тех случаях, когда применение автоматов АПР по каким-либо причинам невозможно или нецелесообразно. Спайдер предназначается для автоматизации операций захвата, удержания, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных труб при текущем и капитальном ремонте скважин. Применение спайдера значительно облегчает труд операторов и ускоряет ремонт скважин.

Спайдер АСГ-75 универсальный, поскольку позволяет обслуживать практически весь фонд скважин как по диаметрам насосно-компрессорных труб, так и по глубинам.



Штропы эксплуатационные

Штропы эксплуатационные предназначены для подвешивания элеваторов к крюкам талевых систем в процессе спускоподъёмных операций при ремонте нефтяных и газовых скважин. Конструктивно - это замкнутая стальная петля овальной формы, вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатаными или сварными.

Ключи

Для свинчивания и развинчивания штанг, насосно-компрессорных и бурильных труб при капитальном ремонте скважин применяются ключи различной конструкции. При работе с трубами в основном применяются ключи шарнирные и цепные. Первые легче цепных, удобны и просты в эксплуатации; при работе с ними наружная поверхность труб в меньшей степени подвергается повреждениям.

При спускоподъемных работах наиболее трудоёмкими операциями являются перенос элеваторов с мостков к устью скважины, а также свинчивание и развинчивание труб и штанг. Для облегчения основных трудоёмких работ при спускоподъёмных операциях широко применяют автоматы Молчанова (АПР - автомат подземного ремонта).

Автомат АПР с применением комплекса специальных инструментов позволяет осуществлять следующие операции:

1) автоматический захват и удержание колонны труб в специальном клиновом захвате или спайдере; при работе с одним значительно облегчённым элеватором последний постоянно висит на крюке;

2) механическое свинчивание и развинчивание труб;

3) автоматическое ограничение усилия свинчивания;

4) автоматическое центрирование колонны труб в скважине.



Автомат АПР

а - автомат с центратором; б - разрез автомата.

Автомат АПР состоит из вращателя (3) с установленным на нем водилом (4) для вращения трубного ключа, который укреплён на отвинчиваемой или завинчиваемой трубе, и спайдера (9), удерживающего на весу колонну труб. Подъём и опускание плашек спайдера автоматизированы; они осуществляются движением трубы вверх или вниз.

При движении вверх труба, увлекая за собой плашки, несколько приподнимает их, а под действием груза подвеска с плашками поднимается и устанавливается в нерабочее положение. При спуске трубы элеватор садится на подвеску и она вместе с плашками опускается. Когда плашки касаются трубы, она захватывается ими и заклинивается, а между нижней плоскостью элеватора и верхней плоскостью подвески образуется зазор, что позволяет свободно снять элеватор с трубы.

Вращение водила передается от электродвигателя (7) через червячную пару (6) и (2). Червячное колесо (2) свободно вращается на корпусе автомата (1) в кожухе (5). Между автоматом и электродвигателем предусмотрена муфта (8) ограничения момента вращения, отрегулированная на определённое усилие при свинчивании труб. Корпус автомата связан болтами с центратором (10).

Автомат управляется при помощи реверсивного трех полюсного заполненного маслом пускателя, устанавливаемого на массивной стойке.

Инструмент для ловильных работ при капитальном ремонте скважин

Ловильные работы в скважинах - один из наиболее трудоёмких видов капитального ремонта. Наиболее часто встречаются следующие работы: ловля оборвавшихся или отвинтившихся насосно-компрессорных труб или насосных штанг, ловля оборвавшихся глубинных насосов или якорей, ловля агрегата ЭЦН вместе с кабелем или без него, ловля кабеля и перфоратора, извлечение насосно-компрессорных труб прихваченных песчаными или цементными пробками.

Ловильные инструменты, применяемые для ликвидации аварий в нефтяных скважинах, разнообразны по типам и конструкциям.

Для ловли труб применяют труболовки, овершоты, колокола, метчики; для ловли штанг - шлипсы, овершоты, крючки; для ловли других предметов - удочки, крючки, ерши, штропы, магнитные фрезеры и др.

Труболовки спускают в скважину на бурильных трубах и НКТ и останавливают на 3-5 м выше конца оставшихся в скважине труб. Затем создают циркуляцию промывочной жидкости и продолжают спуск инструмента при медленном его вращении вправо или влево. Когда труболовку введут в извлекаемую трубу, вращение инструмента и прокачку жидкости прекращают и медленно натягивают колонну труб, расхаживая её при необходимости. Если трубы не поддаются расхаживанию, освобождающуюся труболовку можно освободить и поднять.

Для ловли сломанных НКТ, верхняя часть которых представляет собой голый конец с сорванной муфтой, применяют колокола.

Для ловли труб за муфту используется ловильный инструмент - овершот.

Метчики относятся к группе инструментов, вводимых внутрь извлекаемых предметов.

Для ловли насосных штанг применяют шлипсовые муфты, комбинированные ловители. Ловлю перфораторов, кабеля и стального каната проводят различного рода крючками, удочками и ершами в виде двух или трёхрогих вилок, которыми захватывают ловимые предметы за выступающие части. Мелкие предметы (цепи, ключи, сухари и др.) извлекают различными пауками. Для ловли небольших металлических предметов применяют магнитный фрезер, состоящий из переводника, магнитной системы и корпуса с фрезерной коронкой, армированной дроблённым твёрдым сплавом.

Схема оборудования нагнетательной скважины

Нагнетательная скважина является эксплуатационной скважиной. Они утверждаются в технологической схеме разработки месторождения и служат для нагнетания в пласт агента воздействия с целью поддержания пластового давления в залежи.

Для оборудования устья нагнетательных скважин применяют арматуру типа АНК1-65*21 и АНК1-65*35.В качестве запорного устройства в арматуре на стволе и боковых отводах используют задвижку с однопластинчатым шибером 3МС1 с уплотнением «металл по металлу» и принудительной подачей смазки ЛЗ-162. Арматура снабжена обратным клапаном для предотвращения перетока жидкости из скважины при временном прекращении или аварии водовода. В трубной головке предусмотрена подвеска одного ряда насосно-компрессорных труб на резьбе переводника.

Арматура имеет быстро сборные соединения для удобства подключения агрегатов при ремонтных и профилактических работах.

Техническая характеристика

AНК1-65*21 АНК1-65*35

Давление, МПа:

Рабочее ............................................................... 21 35

Пробное .............................................................. 42 70

Габаритные размеры арматуры, мм:

Длина................................................................... 1780 1780

Ширина............................................................... 665 820

Высота................................................................. 2310 2310

Масса полного комплекта, кг................................. 1150 1188

Задвижка............................................................. ЗМС1-65*21 ЗМС1-65*35

Габаритные размеры, мм:

Длина.................................................................. 390 390

Ширина.............................................................. 360 360

Высота............................................................... 665 820

Масса, кг................................................................. 87

Схема сбора и транспорта скважинной продукции

Нефть из скважин поступает на поверхность вместе с газом и водой. Для сбора жидкости и их транспортировки, отделения друг от друга, замера добываемой жидкости на нефтяных промыслах строятся системы сбора нефти, газа и других сооружения, которые позволяют:

1) осуществлять сбор добываемой жидкости со скважин;

2) производить её замер, т.е. определять производительность скважины в сутки;

3) отделять нефть от газа;

4) отделять воду, соли и механические примеси от нефти и газа;

5) транспортировать нефть от скважин до промысловых товарных парков, а газов до пункта потребления;

6) учитывать (замерять) подготовленную до товарных кондиций нефть и сдавать её управлению магистральных проводов НПЗ.

К началу 60-х г.г. по проектам начали переходить на напорную, закрытую систему сбора и транспортировки нефти и газа. Нефть идёт на ГЗУ (групповая замерная установка), где осуществляются замеры, и происходит отделение газа от нефти (1 ступень), далее под давлением идёт в сборный нефтепровод или на ДНС.

На ДНС нефть поступает через 2-ую ступень сепарации и затем насосами откачивается в товарный парк. Газ 3-ей ступени сепарации поступает на центральный сборный пункт.

Затем на газоперерабатывающий завод или на пункты его утилизации. Главное в современных схемах сбора, транспорта и подготовки нефти предусматривается максимальное снижение потерь лёгких фракций нефти, недопущение контакта нефти с атмосферой, наиболее полное отделение нефти от газа и от воды, снижение до необходимых пределов содержания солей в нефти и механических примесей.

Наиболее совершенные напорные системы с многоступенчатой сепарацией газа на промысловых сборных пунктах, продукция скважин (нефть, вода и газ) при этой схеме под действием давления на устье скважины от 5-15 атмосфер через ГЗУ направляется на сборный коллектор и далее на ДНС или непосредственно в товарный парк.

На ДНС или в товарном парке газ 1-ой ступени сепарации направляется в газопровод и под собственным давлением транспортируется до газоперерабатывающего завода или до пунктов потребления.

Газ 2-ой или последующей ступени сепарации также направляется на ГПЗ или к потребителю.

Виды транспорта нефти:

1.Магистральные нефтепроводы - это наиболее экономно.

2.Железнодорожный транспорт.

3.Водный транспорт.

4.Автомобильный транспорт.



Основные сведения об автоматическом контроле технологических параметров добычи нефти и газа

При проектировании и строительстве новых и реконструкции действующих нефтегазодобывающих предприятий руководствуются следующими основными положениями в области телемеханизации и автоматизации.

Все нефтяные (независимо от способа эксплуатации), газовые и нагнетательные скважины не являются объектами телемеханизации и имеют только минимум средств местной автоматики, контроля и блокировки, рассчитанных на остановку при аварийном режиме, и пуск при восстановлении нормальных условий, контроль за давлением на буфере или выкидной линии, контроль за количеством закачиваемой воды в нагнетательных скважинах и т.п. Периодически эксплуатирующиеся скважины работают по программе, задаваемой местным устройством.

1.Фонтанные скважины оснащаются отсекателями, которые перекрывают выкидную линию при резком повышении или понижении давления в последней против номинального.

Скважины со станками-качалками оснащаются средствами автоматической блокировки при обрыве штанг и устройствами автоматического самозапуска. Вся автоматика монтируется в блоке управления скважиной. Скважины с погружными электронасосами оснащаются местным прибором контроля сопротивления изоляции кабель-двигатель и устройством автоматического самозапуска. Указанные приборы поставляются комплектно с новыми станциями управления ЭЦН.

2.Средствами телемеханизации и дистанционного контроля оборудуются следующие основные производственные объекты: групповые замерные установки; сепарационные установки; компрессорные станции; установки подготовки нефти; нефтяные насосные станции (водяные), электроподстанции, расположенные на площади.

На районный диспетчерский пункт поступает информация со следующих объектов:

- с групповых замерных установок - о дебитах жидкости, нефти и газа по скважинам и о срабатывании защиты при повышении давления в измерительном сепараторе;