Эксплуатация фонтанных скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Ознакомление с предприятием: Инструктаж по ТБ и охране труда и пожарной безопасности

1.1 Ознакомление с предприятием

1.2 Инструктаж по ТБ и охране труда и пожарной безопасности

2. Практикум по основам нефтяного и газового дела

3. Ремонтно-монтажные работы

4. Монтаж и демонтаж наземного оборудования

5. Освоение скважин

6. Эксплуатация скважин

6.1 Эксплуатация фонтанных скважин

6.2 Эксплуатация газлифтных скважин

6.3 Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин

7. Эксплуатация скважин насосами

7.1 Эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами

7.2 Эксплуатируемых установками погружных безштанговых насосов

Заключение

Список литературы



Введение

Нефтегазодобывающая промышленность является ведущей отраслью народного хозяйства Российской Федерации. Ежегодно в стране добывается несколько сот миллионов тонн нефти и сотни миллиардов кубометров природного и попутного газа. На развитие нефтегазодобывающей промышленности и разведку новых месторождений расходуются большие материальные и денежные средства.

Бурение скважин является самой капиталоемкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности. В этой отрасли имеются значительные резервы, выявление и использование которых способствует сокращению сроков разведки новых, улучшению эффективности эксплуатации разрабатываемых месторождений, удешевлению добычи нефти и газа. Немалые резервы заключаются в совершенствовании качества вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении, ускорении опробования и испытания, в совершенствовании конструкций скважин и уменьшении металлоемкости, в повышении долговечности крепления и разобщения нефтегазоводоносных горизонтов.

Производственные объекты на нефтяных и газовых промыслах рассредоточены на большой территории, разнохарактерны по виду работ и технологических процессов. Для длительной бесперебойной работы всех этих объектов без вмешательства человека необходимо, чтобы технологические процессы, протекающие в них, и работа механизмов и машин были автоматизированы.

Подготовкой нефти занимаются специалисты в области разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Процесс подготовки нефти и воды является завершающим процессом добычи нефти. От стабильности и качества ведения процесса подготовки зависит конечный результат работы всех служб управления добычи нефти, поэтому проблема комплексной подготовки нефти, повышения ее качества всегда была и остается в центре внимания инженерно - технических работников. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений включает совокупность средств и способов деятельности, связанных с проектированием, техникой и технологией извлечения продукции газонефтяных месторождений.

Объектами профессиональной деятельности инженера являются технология разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и

газоконденсатных месторождений, технические устройства, аппараты и средства для извлечения и подготовки продукции скважин.

Целью данной производственной практики является теоретическое ознакомление с основами разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений на примере конкретного предприятия нефтегазового сектора в нашем регионе.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- ознакомиться с инструктажем по технике безопасности и промышленной санитарии нефтегазового предприятия;

- изучить основы эксплуатации основных видов нефтяных скважин;

- рассмотреть различные методы воздействия на скважины;

- выявить последовательность ремонтных работ на скважинах на примере основных из них: подземного и капитального.

При написании отчета по производственной практики использовались такие методы, как анализ и сравнение учебной и периодической литературы о нефтегазовом секторе, в частности об основах разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений.



1. Знакомство с предприятием: расположение, организационная структура, история развития, экономические показатели, перспективы развития.

1.1 Знакомство с предприятием

Нефтегазодобывающее управление «Фёдоровскнефть» (НГДУ «ФН») является одним из структурных подразделений ОАО «Сургутнефтегаз». НГДУ «Фёдоровскнефть» было создано 5 мая 1977 года для выполнения работ по добыче нефти и газа. Это одно из наиболее динамично развивающихся предприятий не только Сибири, но и России.

НГДУ «Фёдоровскнефть» в своей деятельности руководствуется Положением о нефтегазодобывающем управлении «Фёдоровскнефть» - структурном подразделении открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» и Уставом Общества, законодательными и подзаконными актами Российской Федерации, нормативными документами Общества, местных органов управления и заключёнными договорами.

НГДУ "Фёдоровскнефть" выделено на отдельный баланс, без образования юридического лица, с целью организации и ведения внутрипроизводственного учета и отчетности. Отдельный баланс составляется без наличия системы показателей, отражающих финансовые результаты деятельности подразделения, так как они являются прерогативой юридического лица.

В своей работе НГДУ "Фёдоровскнефть" выступает от имени ОАО "Сургутнефтегаз" и под ответственность ОАО "Сургутнефтегаз". НГДУ "Фёдоровскнефть " имеет закрепленное за ним имущество, принадлежащее ОАО "Сургутнефтегаз". Руководитель НГДУ назначается генеральным директором ОАО "Сургутнефтегаз" и действует на основании положения о структурном подразделении и выданной доверенности.

НГДУ «Федоровскнефть» не является самостоятельным налогоплательщиком. Структурное подразделение, работающее с единого расчетного счета, ежемесячно передает в аппарат управления ОАО “Сургутнефтегаз” сведения для централизованного перечисления налога отдельно в отношении каждого фонда.

Главной задачей НГДУ “Фёдоровскнефть” является удовлетворение потребностей ОАО “Сургутнефтегаз” в производстве продукции (добыча нефти и газа), выполнении работ и услуг в целях получения Обществом прибыли.Основными задачами НГДУ «Фёдоровскнефть»

- обеспечение, на основе внедрения достижений науки и техники, передового опыта, высоких темпов добычи нефти и газа;

- подготовка нефти и газа;

- разработка нефтяных месторождений;

- использования эксплуатационного фонда скважин и ввода в эксплуатацию новых скважин;

- осуществление своевременной и качественной закачки воды в пласт.

Сегодня НГДУ «Фёдоровскнефть» разрабатывает 2 месторождения - Фёдоровское и Дунаевское. Фёдоровское месторождение по объему запасов занимает второе место после Самотлора. В 2006 г. добыто 13 056 тыс.т. нефти, в том числе на Федоровском месторождении 12 296,45 тыс.т. Добыча газа составила 7 965 млн. м³. Добыча нефти за годы с начала разработки составила 468,64 млн. т., газа - 64,9 млрд.м3. Динамика добычи нефти и газа представлена в Приложении 1. На месторождении 16 скважин - «миллионеров». По состоянию на 01.01.2006 г. среднедействующий фонд нефтяных скважин составил 2601 скважин.

Наглядно динамику эксплуатационного и общего фонда скважин можно представить на рисунке 1.



Рис. 1. Динамика эксплуатационного и общего фонда скважин НГДУ «ФН»

Тип организационной структуры управления НГДУ «Фёдоровскнефть» - иерархический, так как данная структура характеризуется многоуровневым управлением и незначительным объемом управления на каждом уровне; централизованным принятием решений и четко определенной ответственностью.

Вид организационной структуры - линейно-функциональный, так как полномочия от начальника управления передаются по всем функциональным отделам предприятия и начальникам более низкого звена, последние в свою очередь - своим подчиненным (Приложение 2).

Оперативное руководство деятельностью НГДУ «Фёдоровскнефть» осуществляет начальник. Начальник назначается на должность Обществом и в своей деятельности подчинен и подотчетен последнему.

Таким образом, выбранный тип и вид организационной структуры управления НГДУ «Фёдоровскнефть» является наиболее эффективным, поскольку это позволяет своевременно и оперативно принимать решения по средствам быстрой обработки информации на всех уровнях управления.

Производственная структура НГДУ «Фёдоровскнефть» - это состав основных и вспомогательных цехов, хозяйств производственного назначения и их производственные связи. Производственная структура предприятия оказывает большое влияние на экономику предприятия. Рациональное построение производственной структуры предприятия это предпосылка целесообразного разделения труда и его кооперации, роста производительности труда, снижения себестоимости работ по добыче нефти и газа, ускорения производственных процессов, а также необходимое условие оперативного и качественного управления производством.

НГДУ «Фёдоровскнефть» включает в себя 27 подразделений. НГДУ «Фёдоровскнефть» сегодня - это более 700 км промысловых дорог, 11 дожимных насосных станций, 21 кустовая насосная станция, 2 товарных парка с коммерческим узлом учета нефти, Обский водозабор, 4700 км трубопроводов разного диаметра, разных назначений, 4217 скважин, из которых 2943 - добывающих.

В состав НГДУ входят:

ЦИТС - центральная инженерно-технологическая служба

БПО - база производственного обслуживания

ЦДНГ - цех добычи нефти и газа (7 цехов, с 2007 г. 8 цехов)

УВС - участок водоснабжения

ЦАП - цех автоматизации производства

ЦНИПР - цех научно-исследовательских и производственных работ

ЦТОРТ - цех технического обслуживания и ремонта трубопроводов

ЦПРС - цех подземного ремонта скважин

ЦПКРС - цех подземного и капитального ремонта скважин

ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти

ЦКПН - цех комплексной подготовки нефти

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования

ЦОПТ - цех по обеспечению производства трубой

ЦПВСиК - цех пароводоснабжения и канализации

УКРЗиС - участок по капитальному ремонту зданий и сооружений

УЭСХ - управление электросетевого хозяйства

УМТО- участок материально-технического обслуживания

УТТ - управление технологического транспорта

Производственная структура НГДУ характеризуется специализацией, отделением основного производства от вспомогательного. В качестве основного производства выделены цеха по добычи нефти и газа (ЦДНГ), которые обеспечивают необходимую технологию добычи, организуют бесперебойную работу системы сбора, транспортировки и хранения, добычу запланированных объемов сырья и руководят работой групп по добыче нефти и газа. Операторы по добыче ведут профильный ремонт наземного оборудования скважин, поддерживают заданные параметры технологического режима, выполняют необходимые исследовательские работы. Цех поддержания пластового давления входит в состав ЦДНГ.

Вспомогательные производства, связанные с обслуживанием скважин, объединены в базу производственного обслуживания. Ее руководство координирует деятельность цехов вспомогательного производства и обеспечивает бесперебойную работу скважин по плановому графику.

Существуют цеха вспомогательного производства, не входящие в состав БПО: ЦППН, ЦНИПР. Круглосуточное оперативное руководство производством и координацию деятельности всех цехов и служб осуществляет ЦИТС. Она также проводит сбор и обработку информации по всем производственным объектам, организует работы по ликвидации аварий и составляет комплексные графики-планы, включающие в себя все необходимые работы по скважинам.

Цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ - 1,2,3,4,5,6,7,8) обеспечивают сбор, подготовку и транспортировку нефти с ДНС (дожимная насосная станция) на ЦППН, а газа в систему газопроводов управления по внутрипромысловому сбору и использованию нефтяного газа (УВСИНГ). Газ, выделяющийся в аварийном режиме из газосепараторов, подается на факела, которые являются источниками залповых выбросов.

Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) - доведение нефти до товарной кондиции, в процессе подготовки и перекачки нефти задействованы термические установки, резервуарный парк, очистные резервуары.

Цех водоснабжения (ЦВС) осуществляет забор воды из реки Обь и ее транспортировку до КНС (кустовая насосная станция) ЦДНГ. Основное оборудование и сооружения: водоприемные сооружения на р. Обь, насосы перекачки пресной воды, низконапорные водопроводы пресной и пластовой воды. Сброс стоков осуществляется на технологические очистные сооружения ЦППН с последующим использованием в системе поддержания пластового давления.

Вся добытая и предварительно подготовленная продукция, после окончательной ее дегазации в сепараторах, накапливается в товарных резервуарах ЦКПН. Выделившийся на сепараторах газ утилизируется на прием компрессоров УВСИНГ и далее на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Вспомогательные цеха и участки, обеспечивающие технологические процессы на всех ступенях нефтегазодобычи:

ЦПРС, ЦПКРС - ремонт скважин, промывка оборудования, замена насосов, имеется механический участок, сварочный пост.

Демонтаж, сдачу и ремонт эксплуатационного оборудования, его монтаж после ремонта, металлообработка, изготовление нестандартного оборудования осуществляется ПРЦЭО.

ЦНИПР - проведение физико-химических анализов нефти, жидкости, сточных вод, поверхностных вод, почв, гидродинамических исследований.

ЦТОРТ - текущий ремонт трубопроводов, устранение порывов нефтепроводов, ликвидация последствий аварий, загрязненных участков, диагностика трубопроводов, ингибиторная защита.

УЭСХ - эксплуатация электрооборудования, получение электроэнергии, электроснабжение нефтепромысловых объектов, технологического оборудования КНС, ДНС.

ЦАП обеспечивает эксплуатацию систем контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА).

Водотеплоснабжение и канализация промысловых объектов производится цехом пароводоснабжения и канализации (ЦПВСиК).

Участок капитального ремонта зданий и сооружений (УКРЗиС) осуществляет деятельность по ремонту административно-бытовых, производственных помещений.

Участок материально-технического снабжения (УМТО), обеспечивающий бесперебойное обеспечение производства необходимыми материалами, инструментами, инвентарем и т.д.

Сбор с месторождений, отбраковку, очистку, ремонт, хранение и выдачу для повторного использования труб НКТ производит ЦОПТ.

Приобретение, хранение и выдача цехам материалов и оборудования осуществляется отделом материально-технического снабжения.

Структурным подразделением НГДУ является управление технологического транспорта (УТТ), которое обеспечивает автотракторной и спецтехникой цеха НГДУ для проведения технологических процессов по ремонту скважин, осуществляет перевозки грузов и людей на нефтегазовые месторождения.

ЦИТС НГДУ является органом оперативного управления основным производством, обеспечивающим добычу нефти и газа с соблюдением установленной технологии. В состав ЦИТС входят: ЦДНГ - 1ч8, ЦВС, ЦАП, ЦНИПР. В состав БПО входят: ЦПРС, ЦПКРС, ПРЦЭО, ЦОПТ, ЦПВСиК, УКРЗиС, ЦТОРТ.

НГДУ «Фёдоровскнефть» характеризуется непрерывным типом производства. Таким образом, сложившаяся производственная структура наиболее точно подходит применительно к рассматриваемому предприятию, так как нефтегазодобывающая отрасль характеризуется большим количеством работ, что требует деления на основное, вспомогательное и обслуживающее производства.

Характеристика продукции НГДУ «Фёдоровскнефть». Целью деятельности НГДУ “Фёдоровскнефть” является извлечение на поверхность нефти и газа попутного, а также выполнение работ и услуг, связанных с ним, для получения Обществом ОАО “Сургутнефтегаз” прибыли и удовлетворение потребностей на мировом уровне.

Для подготовки нефти до товарного качества по I и II группе на больших месторождениях создаются ЦППН (центральный пункт подготовки нефти).

Товарное качество нефти контролируется по параметрам, представленным в таблице 1.

Таблица 1

Параметры, контролирующие товарное качество нефти

Показатели	I группа	II группа
1	2	3
1. Содержание воды, в %	0,5	1
1	2	3
2. Количество солей, в мл на л	100	300
3. Количество мех. примесей, в %	1	1
4. Давление насыщенных паров, в мм рт. ст.	500	500

Качество нефти месторождений является средним в ряду продукции других российских производителей, содержание серы - около 1%. В то же время нефть отвечает требованиям мировых стандартов качества и является конкурентоспособной на мировом рынке. Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных горизонтов (пласты от АС₄ до ЮС₂), залегающих на глубинах от 1860 м до 3000 м и существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

Конкуренты у НГДУ «Фёдоровскнефть» отсутствуют, так как данное подразделение работает на основании заданий по добыче нефти и заключенным договорам. Однако конкуренция проявляется между подразделениями ОАО «Сургутнефтегаз» по поводу распределения объема работ и заказов на оказание услуг.

В основном добыча нефти осуществляется механизированным способом. С помощью установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) - 87% от общей добычи, с помощью штанговых глубинных насосов - 12%. Это, безусловно, благоприятная тенденция, т.к. УЭЦН имеют ряд технических преимуществ, например, возможность более простого обслуживания установки, небольшие её размеры и продолжительный межремонтный срок. В НГДУ «Фёдоровскнефть» ведётся постоянная работа по внедрению в производство передового опыта, новейших достижений науки и техники, рационализаторских предложений работников предприятия.

Характеристики производственной и ресурсной базы позволяют НГДУ «Фёдоровскнефть» руководствоваться стратегией максимального использования выгод от работы в традиционном районе нефтедобычи. Это существенно снижает затраты на освоение месторождений и себестоимость добываемого сырья за счет использования готовой транспортной, энергетической и социальной инфраструктур, а также возможности привлекать подготовленный высококвалифицированный персонал.

Нефтегазодобывающее управление «Фёдоровскнефть» является одним из самых динамично развивающихся структурных подразделений ОАО «Сургутнефтегаз».

Главной задачей НГДУ “ФН” является добыча нефти и газа, выполнение работ и услуг в целях удовлетворения потребностей и получения прибыли ОАО “Сургутнефтегаз”. Производственная структура НГДУ характеризуется специализацией, отделением основного производства от вспомогательного. В качестве основного производства выделены цеха по добычи нефти и газа (ЦДНГ). Вспомогательные производства, связанные с обслуживанием скважин, объединены в базу производственного обслуживания (БПО).

Проанализировав динамику ТЭП предприятия, можно сделать вывод, что практически все показатели имеют тенденцию к увеличению. Однако, в 2006 г. добыча нефти по сравнению с 2005 г. снизилась на 1,2 % и составила

13 055,644 тыс.т. Согласно проекту на 2007 г. добыча нефти снизится на 5,3%. Снижение темпов роста добычи нефти связано со снижением среднего дебита 1 скважины (в 2007 г. - на 10,8% по сравнению с 2006 г.) и увеличением % обводненности извлекаемой нефти (по проекту на 2007 г. составит 92,13%), а также с уменьшением количества вводимых нефтяных и нагнетательных скважин. Среднесписочная численность работников за отчетный период увеличилась на 0,8%.

Одним из способов увеличения добычи нефти является повышение производительности труда прежде всего персонала основного производства, непосредственно занятого извлечением нефти. Одной из предпосылок повышения производительности труда является совершенствование оплаты труда на основе оценки персонала.

1.2 Инструктаж по ТБ и охране труда и пожарной безопасности

Первая помощь - это простейшие срочные меры, необходимые для спасения жизни и здоровья пострадавшим при повреждениях, несчастных случаях и внезапных заболеваниях. Она оказывается на месте происшествия до прибытия врача или доставки пострадавшего в больницу.

Первая помощь является началом лечения повреждений, т.к. она предупреждает такие осложнения, как шок, кровотечение, развитие инфекции, дополнительные смещения отломков костей и травмирование крупных нервных стволов и кровеносных сосудов.

Следует помнить, что от своевременности и качества оказания первой помощи в значительной степени зависит дальнейшее состояние здоровья пострадавшего и даже его жизнь. При некоторых незначительных повреждениях медицинская помощь пострадавшему может быть ограничена лишь объемом первой помощи. Однако при более серьезных травмах (переломах, вывихах, кровотечениях, повреждениях внутренних органов и др.) первая помощь является начальным этапом, так как после ее оказания пострадавшего необходимо доставить в лечебное учреждение. Первая помощь очень важна, но никогда не заменит квалифицированной (специализированной) медицинской помощи, если в ней нуждается пострадавший. Вы не должны пытаться лечить пострадавшего - это дело врача-специалиста.

Вывих - это смещение суставных концов костей, частично или полностью нарушающее их взаимное соприкосновение.

Признаки:

появление интенсивной боли в области пораженного сустава;

нарушение функции конечности, проявляющееся в невозможности производить активные движения;вынужденное положение конечности и деформация формы сустава;смещение суставной головки с запустеванием суставной капсулы и пружинящая фиксация конечности при ее ненормальном положении.

Травматические вывихи суставов требуют немедленного оказания первой помощи. Своевременно вправленный вывих, при правильном последующем лечении, приведет к полному восстановлению нарушенной функции конечности.

Кровотечением называют излияние крови из поврежденных кровеносных сосудов. Оно является одним из частых и опасных последствий ранений, травм и ожогов. В зависимости от вида поврежденного сосуда различают: артериальное, капиллярное и венозное кровотечения.Артериальное кровотечение возникает при повреждении артерий и является наиболее опасным.

Признаки: из раны сильной пульсирующей струей бьет кровь алого цвета. Первая помощь направлена на остановку кровотечения, которая может быть осуществлена путем придания кровоточащей области приподнятого положения, наложения давящей повязки, максимального сгибания конечности в суставе и сдавливания при этом проходящих в данной области сосудов, пальцевое прижатие, наложение жгута. Прижатие сосуда осуществляется выше раны, в определенных анатомических точках, там, где менее выражена мышечная масса, сосуд проходит поверхностно и может быть прижат к подлежащей кости. Прижимать лучше не одним, а несколькими пальцами одной или обеих рук.

При выполнении работ во взрыво- или пожароопасных помещениях указываются их категории, согласно НПБ 105-95 (А,Б,В-1-В-4,Г,Д); степени огнестойкости зданий; противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями; проезды для техники и пожарных машин; расположение основных и вспомогательных въездов на территорию объекта. Для взрыво- и пожароопасных зон в помещениях или на открытых установках указываются классы зон по ПУЭ: взрывоопасные ( В-I, В-Iа, В-Iб, В-Iг, В-II, В-IIа) и пожароопасные (П-I, П-II, П-IIа, П-III); категории (IIА, IIВ, IIС) и группы (Т1, Т2, Т3, Т4, Т5, Т6) взрывоопасных смесей.

Для предотвращения образования взрывоопасных концентраций продуктов в помещениях и других закрытых местах на нефтегазодобывающих предприятиях осуществляют герметизацию оборудования и всех путей передвижения нефти и газа, устраивают эффективную вентиляцию в помещениях, а также проводят мероприятия по предотвращению появления огня во взрывоопасных местах.

Пожар можно ликвидировать механическим воздействием на пламя, изоляцией его от воздуха, охлаждением или удалением горючих веществ из очага горения. Для этой цели используют огнегасительные вещества и противопожарное оборудование: водяные гидранты, шланги, стволы, пеногенераторы, пенокамеры, пенозакидные мачты и др.

У скважин и других объектов должен быть первичный инвентарь для пожаротушения: ящики с песком, лопаты, совки, ломы, топоры, кошма и огнетушители пенные (ОП-5) и углекислые (ОУ-2, ОУ-5). Этот инвентарь используется только по прямому назначению. Обслуживающий персонал должен уметь его эффективно применять.

Одним из основных защитных мероприятий электробезопасности является заземление какой-либо части электрической установки, т.е. преднамеренное соединение ее с заземляющим устройством. Необходимо также, чтобы электроприборы и провода электрического тока были взрыво- и пожаробезопасны.

2. Практикум по основам нефтяного и газового дела

Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки. Достаточно сказать, что из всех видов энергетических ресурсов (вода, уголь, горючие сланцы, атомная энергия и др.) около двух третей потребностей обеспечивается за счет углеводородов. Невозможно представить сегодня современный транспорт и все многообразие двигательной техники без горюче-смазочных материалов, основой которых служат нефть и газ. Эти богатства земных недр добываются и потребляются в огромных количествах (рис. 2).

Рис. 2 Использование и транспорт нефти

нефтяной газовый скважина демонтаж

Свободный газ и добываемый попутно с нефтью, являются сырьем для химической промышленности. Путем химической переработки газов получают и такие продукты, на изготовление которых расходуется значительное количество пищевого сырья . До начала XVIII в. нефть в основном добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям. Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.

Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин.

Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы). Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос - в Грозном в 1895 г.

Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95?% нефти добыто желонированием. Вытеснение нефти из скважины сжатым воздухом или газом предложено в конце XVIII в., но несовершенство компрессорной техники более чем на столетие задержало развитие этого способа, гораздо менее трудоемкого по сравнению с тартальным. Не сформировался к началу нашего века и фонтанный способ добычи. Из многочисленных фонтанов бакинского района нефть разливалась в овраги, реки, создавала целые озера, сгорала, безвозвратно терялась, загрязняла почву, водоносные пласты, море. В настоящее время основной способ добычи нефти - насосный при помощи установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) и штанговых скважинных насосов (ШСН). В табл. 2 приведено распределение способов добычи нефти по России.



Таблица 2. Распределение числа скважин и добычи нефти в зависимости от способа эксплуатации

Способ эксплуатации	Число скважин,%	Средний дебит, т/сут	Добыча,% от общей
		нефти	жидкости	нефти	жидкости
Фонтанный	8,8	31,1	51,9	19,5	9.3
Газлифтный	4,3	35,5	154,7	11,6	14,6
УЭЦН	27,4	28,5	118,4	52,8	63
ШСН	59,4	3,9	11	16,1	13,1
Прочие	0,1	-	-	-	-

Газовая промышленность получила свое развитие лишь в период Великой Отечественной войны при открытии и вводе в разработку газовых месторождений в районе г. Саратова и в западных областях Украины, сооружении газопровода Саратов - Москва и Дашава - Киев - Брянск - Москва.



3. Ремонтно-монтажные работы

Ремонтные работы - это комплекс мероприятий, демонтажу старого оборудования и помещения.

Монтажные работы -- это доставка к рабочему месту, установка, выверка и закрепление готовых изделий -- стальных, бетонных, железобетонных, деревянных и др.

К работам по монтажу оборудования относятся:

1)работы по сборке и установке технологического, энергетического, подъемно-транспортного, насосно-компрессорного и другого оборудования на месте его постоянной эксплуатации, включая проверку и испытание качества монтажа (сборка и установка санитарно-технического оборудования, учитываемого в стоимости строительных работ, относятся к строительным работам;

2) работы по устройству подводок к оборудованию (подвод воды, воздуха, пара, охлаждающих жидкостей, прокладка, протяжка и монтаж кабелей, электрических проводов и проводов связи);

3) работы по монтажу и установке технологических металлоконструкций, обслуживающих площадок, лестниц и других устройств, конструктивно связанных с оборудованием;

4) работы по изоляции и окраске устанавливаемого оборудования и технологических трубопроводов.

Монтажными называются работы, выполняемые с использованием готовых деталей. Объектами строительных работ являются работы по новому строительству, реконструкции, расширению, техническому перевооружению, ремонту действующих предприятий, зданий и сооружений, а также производству отдельных видов и комплексов подрядных работ.



4. Монтаж и демонтаж наземного оборудования

Ремонт наземного оборудования скважин заключается в проведении малых, средних и капитальных ремонтов наземного оборудования. При этом ремонт и модернизацию всех видов оборудования, как правило, должны осуществлять центральные прокатно-ремонтные базы, обслуживающие все предприятия объединения. Ремонт наземного оборудования скважин заключается в проведении малых (текущих), средних и капитальных ремонтов наземного оборудования. Не герметичность наземного оборудования скважин (колонная обвязка) - перетоки газа из затрубного пространства в межколонное через нарушенные уплотнительные элементы устьевого пакера. Необходимо отметить, что на практике при размещении наземного оборудования скважин (сооружение фундаментов под станки-качалки, установка фонтанно-компрессорной арматуры на устье, оборудование устьев скважин, эксплуатирующихся электропогружным и гидропоршневым насосами, а также монтаж прискваженных устройств) часто не принимается во внимание возможность проведения работ по капитальному ремонту скважин.

Агрегат для наземного ремонта скважин АМР-1 предназначен для комплексного проведения профилактических и аварийных ремонтов наземного оборудования скважин и водшефтегазопроводов, а также для проведения такелажных, газоэлектросварочных, слесарных, монтажных и землеройных работ.

При выполнении текущего ремонта заказчик обязан вести контроль за выполнением работ, предусмотренных планом, обеспечить ревизию и необходимый ремонт наземного оборудования скважины.

Несмотря на сравнительную простоту конструкции, установки плунжерного лифта не нашли широкого применения, что обусловлено трудностью подбора колонны НКТ, необходимостью значительной реконструкции наземного оборудования скважины и низкой эффективностью выноса жидкости из глубоких скважин.

Комплексно-механизированное звено обеспечивает выполнение планового задания по добыче нефти и газа, соблюдая установленные режимы работы производственных объектов путем проведения своевременного и качественного планово-предупредительного ремонта наземного оборудования скважин. Состав звена, возглавляемого старшим оператором по добыче нефти, зависит от трудоемкости обслуживания производственных объектов. Операторы по добыче нефти и газа должны владеть смежными профессиями - тракториста, электромонтера, слесаря-ремонтника. За каждым звеном закрепляют транспорт. Все работы по обслуживанию и ремонту оборудования проводят по месячным графикам планово-предупредительного ремонта.



5. Освоение скважин

Освоение скважинкомплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с окальными(местными) добывными возможностями пласта.

После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин.

Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным. Достигается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем - нефтью.

Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами. Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока: замена скважинной жидкости на более легкую, компрессионный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, поршневание.

Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.

Замену скважинной жидкости производят следующим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду.

Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью.

После промывки скважины водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления. Продавка с помощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения).

Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной.

Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.

Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами. Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих.

Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами.



6. Эксплуатация скважин

6.1 Эксплуатация фонтанных скважин

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wп, поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wи.

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс:

W1+W2+W3=Wп+Wи;

где W1 - энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;

W2 - энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование;

W3 - энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины;

если 0 и W = , то эксплуатация называется фонтанной;

при Wи ? 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Передача энергии Wи осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный. Фонтанирование только от гидростатического давления пласта (Pпл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие фонтанирования:

Pпл > с ? g ? H

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

6.2 Эксплуатация газлифтных скважин

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации - газлифтным (компрессорный). (Сделать анимацию - Схема газлифта).

Область применения газлифта - высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Принцип действия газлифта:

В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу, называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим - Hст . В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению:

Hст=Рпл/сg

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью.

Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой:



Ндин=Рзаб/сg

При этом давление из башмака подъемной трубы:

Р1 = (L - h0)· с ·g = hп· с ·g

где L - длина подъемной трубы;

h0 - расстояние от устья скважины до динамического уровня;

hп = L - h0 - глубина погружения подъемной трубы в жидкость. Применяют газлифты однорядные и двухрядные (рис.3;4):

Рис.3 Подъемники кольцевой системы:

а - двухрядный; б - полуторорядный; в - однорядный.

Рис.4 Процесс запуска газлифтной скважины:

1 - пусковые клапаны; 2 - газлифтный клапан.

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность.

В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь.Однорядный подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины.

Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. Кроме того, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, а это, в свою очередь, снижает расход рабочего агента - газа.

Поэтому, несмотря на увеличение металлоемкости, двухрядные подъемники (рис.3) применяют на сильно обводненных скважинах при наличии на забое большого количества песка. С целью снижения металлоемкости применяют, так называемую полуторорядную конструкцию, когда высший ряд труб заканчивают трубами меньшего диаметра, называемых хвостовиком (рис.3).

Достоинства газлифтного метода:

* простота конструкции (в скважине нет насосов);

* расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ч1900 т/сут.);

* возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин.

Недостатки газлифтного метода:

* большие капитальные затраты; низкий КПД;

* повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

* быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации. В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.

6.3 Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений.

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин состоит в назначении и поддержании заданного технологического режима работы скважины; в выборе оборудования, обслуживании и управлении его работой: в выполнении работ по увеличению производительности; в проведении текущего, капитального и срочного ремонта.

В постоянном контроле за дебитом, давлениями и температурами; в систематическом контроле за состоянием и показателями работы всего оборудования.

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом, установленным при проектировании разработки месторождений.

Для отделения газа от жидкости ( воды и конденсата) и твердых примесей ( частиц породы, выносимых из скважин) служат сепараторы.

При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, часто бывает, что одновременный отбор газа и воды является необходимостью, например, при одновременном вскрытии водоносной и газоносной части пласта, при превышении в процессе испытания и эксплуатации скважин допустимой депрессии на пласт, вскрытии только газоносной части, а также тогда, когда допустимая депрессия существенно ограничивает производительность скважин.

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов терпит изменения в процессе разработки месторождений.

Изменения технологического режима обусловлены либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные.

Прежде всего следует отметить, что технологический режим, устанавливаемый на начальной стадии разработки, должен обеспечить оптимальный дебит скважин-при заданных геолого-промысловой и технической характеристиках пласта и скважины. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловлена изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонт-но-профилактических работ, нередко приводящих к снижению производительности.Обоснование необходимости изменения установленного технологического режима осуществляется исходя из изменения факторов, по которым устанавливается технологический режим эксплуатации скважины в стадии освоения и эксплуатации месторождения.



7. Эксплуатация скважин насосами

7.1 Эксплуатация скважин, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) включают:

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис.5).

Рис.5 Штанговая глубинная насосная установка:



Состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99%, абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130⁰С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис.6,7). У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра.

Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ё 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Насос НСВ-1 - вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противо-песочным клапанами (рис.6).

Рис. 6. Насосы скважинные вставные:

1 - впускной клапан; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан;

4 - плунжер; 5 - штанга.

Рис. 7. Невставные скважинные насосы:1 - всасывающий клапан; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан;4 - плунжер; 5 - захватный шток

7.2 Эксплуатируемых установками погружных безштанговых насосов

Для отбора из скважин больших объёмов жидкости применяется лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий высокий напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи.

В общем случае эти установки носят название погружные электронасосы.

В первом случае -- это установки центробежных электронасосов, во втором -- установки погружных винтовых электронасосов.

Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД, позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом. При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия на внутреннюю поверхность НКТ.

Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и достигает 600 суток. Скважинный насос имеет 80--400 ступеней. Жидкость поступает через сетку в нижней части насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса -- по плоскому.

Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (напряжение промысловой сети) до 400-- 2000 В.

Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически. Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами.

Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане. Для повышения эффективности работы для извлечения вязких жидкостей используется скважинные винтовые насосы с погружным электродвигателем.

Установка скважинного винтового насоса, подобно установке ЭЦН, имеет погружной электродвигатель с компенсатором и гидрозащитой, винтовой насос, кабель, обратный и сливной клапаны (встроенные в НКТ), оборудование устья, трансформатор и станцию управления. За исключением насоса, другие части установки идентичны.



Заключение

Во время прохождения практики я ознакомился с практической работой оператора по добыче нефти и газа, ознакомление с процессами, оборудованием и принципами его функционирования для бурения нефтяных и газовых месторождений, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения. Его роль в организации очень велика, а работа весьма опасна. Каждый аспект работы требует большого количества времени, труда, проверок и контроля оборудования прежде, чем какой-то метод работы зарекомендует себя как эффективный. Для наибольшей эффективности оператор по добыче нефти и газа планирует свою работу.