Отчет по практике

Работа была сдана в октябре 2015 года в УДГУ. Защищена на отлично. ...

Введение 4
Схема установки для бурения скважины 5
Породоразрушающий инструмент для сплошного бурения скважины 6
Элементы бурильной колонны 7
Конструкция скважины 7
Структурная карта месторождения 8
Профили месторождения 8
Система разработки залежи 9
Схема оборудования фонтанной скважины 10
Схема оборудования газлифтной скважины 12
Схема установки скважинного штангового насоса 13
Скважинные штанговые насосы, их элементы 14
Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и насосных штанг 17
Схема установки погружного электроцентробежного насоса 21
Схема установки электродиафрагменного насоса 24
Схема процесса солянокислотной обработки ПЗП 24
Схема процесса гидравлического разрыва пласта 25
Схема установки для подземного ремонта скважины и инструмент, ме-ханизмы для СПО 27
Инструмент для ловильных работ при капитальном ремонте скважин 30
Схема оборудования нагнетательной скважины 31
Схема сбора и транспорта скважинной продукции 32
Основные сведения об автоматическом контроле технологических па-раметров добычи нефти и газа 34
Технические средства для измерения давления, температуры, расхода уровня нефти 35
Приборы для исследования нефтяных скважин 36
Станции и блоки управления электродвигателями нефтяных скважин 37
Нефтегазосепараторы 37
Структура нефтегазодобывающей организации; 38
Обеспечение требований охраны труда в организации при обслужива-нии эксплуатационных скважин 38
Заключение 39
Литература 40
Приложение 41

ВВЕДЕНИЕ
В данной работе представлен отчет по первой учебной практике, которую я проходил в качестве помощника бурильщика 5 разряда эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ.

Наружная и внутренняя поверхности труб и муфт осматриваются визуально. Внутренний диаметр трубы и общая изогнутость трубы должны проверяться по всей длине трубы цилиндрической оправкой длиной 1250 мм и наружным диаметром. Внутренний диаметр в конце высаженной части труб НКБ должен проверяться шаблоном. Изогнутость на концевых участках трубы определяется как частное от деления стрелы прогиба в миллиметрах на расстояние от места измерения до ближайшего конца трубы в метрах. INCLUDEPICTURE "http://xn--80aaakjoeag4b2boc1a.xn--p1ai/wp-content/uploads/2011/08/nasosno-kompressornye_truby_10.jpg" \* MERGEFORMATINET Рис. 20. Резьбовое соединение труб НКБ1 — основная плоскость; 2 — сбег резьбы.СХЕМА УСТАНОВКИ ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Установка ПЦЭН (рис. 21) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12 [2].Рис. 21. Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насосаПогружной насосный агрегат состоит из насоса (рис. 22, а), узла гидрозащиты (рис. 22, 6), погружного электродвигателя ПЭД (рис. 22, в), компенсатора (рис. 22, г), присоединяемого к нижней части ПЭДа. Насос состоит из следующих деталей: головки 1 с шаровым обратным клапаном для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках; верхней опорной пяты скольжения 2, воспринимающей частично осевую нагрузку из-за разности давлений на входе и выкиде насоса; верхнего подшипника скольжения 3, центрирующего верхний конец вала; корпуса насоса 4; направляющих аппаратов 5, которые опираются друг на друга и удерживаются от вращения общей стяжкой в корпусе 4; рабочих колес 6; вала насоса 7. Вал проходит и через направляющий аппарат каждой ступени и центрируется в нем втулкой рабочего колеса, нижнего подшипника скольжения 8; основания 9, концевого подшипника скольжения 10 [7]. Рис.22. Устройство погружного центробежного агрегатаа - центробежный насос; б - узел гидрозащиты; в - погружной электродвнгателъ; г – компенсаторТипичная арматура устья скважины, оборудованной для эксплуатации ПЦЭН (рис. 23), состоит из крестовины 1, которая навинчивается на обсадную колонну.Рис. 23. Арматура устья скважины, оборудованной ПЦЭНВ крестовине имеется разъемный вкладыш 2, воспринимающий нагрузку от НКТ. На вкладыш накладывается уплотнение из нефтестойкой резины 3, которое прижимается разъемным фланцем 5. Фланец 5 прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует вывод кабеля 4. Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу 6 и обратный клапан 7. СХЕМА УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОДИАФРАГМЕННОГО НАСОСАПогружной электродиафрагменный насос типа ЭДН5 представлен в прил. 6. Погружной электродиафрагменный насос 1 опускают в скважину на НКТ. Для увеличения рабочего объема кольцевой шламовой камеры у шламовых труб 3 и 4. Между первой и второй трубами устанавливается сливной клапан 5. Кабельная линия 6, по которой подводится электроэнергия к насосу 1, крепится к трубам поясами 2, на поверхности – соединяется с устройством 11. На поверхности располагается устьевое оборудование 7. Электроконтактный манометр 9 соединяется с трубкой 8 манометра с отводом, а сигнальным проводом 10 – с комплектным устройством 11 [5]. Погружной электродвигатель для диафрагменного насоса ПЭД 2.5-117/4В5 представлен в прил. 7. В корпусе размещен статор, обмоткой которого служит эмалированный теплостойкий провод марки ПЭТ. Выводные провода обмотки статора снабжены втулками для соединения со штекерами токовводов. Погружной электродиафрагменный насос снабжается эластичной диафрагмой, совершающей колебательные движения и создающей за счет этого эффект всасывания и нагнетания. Диафрагма взаимодействует с плунжером, перемещающимся под действием эксцентрикового привода.СХЕМА ПРОЦЕССА СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПЗПСоляно-кислотная обработка применяется для: обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию; обработки призабойной зоны этих скважин при повышении их производительности; очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды; очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин; удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании и др.Примерная схема обвязки наземного оборудования при кислотной обработке под давлением представлена на рис. 24 [6]. INCLUDEPICTURE "http://oo3d.mail.yandex.net/static/0000475807f641febf4f9391ab0130d6/tmpTe3x4N_html_md7b5a48.png" \* MERGEFORMATINET Рис. 24. Примерная схема обвязки наземного оборудования при кислотной обработке под давлением1 - передвижная емкость для кислоты; 2 - стационарная емкость для кислоты; 3 - емкость для нефти; 4 - цементировочный агрегат; 5 - установка насосная УНЦ-160Х 50 К (АзИНМАШ-ЗОА); 6 - бункеры; 7 - основной насос; 8 — водяной насос; 9 - резервуар; 10 - насос; 11 - скважинаСХЕМА ПРОЦЕССА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТАВнедрение новых технологий по увеличению добычи является основным направлением деятельности предприятия ООО «ИНК-Сервис».Большие перспективы имеет внедренная в 2012 году технология многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) в плотных коллекторах с трудноизвлекаемой нефтью. Данная технология позволяет существенно наращивать производительность добывающих скважин и возобновлять добычу нефти на скважинах, где традиционные способы интенсификации притока уже не дают результат. Многостадийный ГРП, проведенный в плотных коллекторах Усть-Кутского горизонта с минимальной пористостью и проницаемостью, позволил в десятки раз увеличить дебит нефти. Если изначально промышленный приток нефти на скважине отсутствовал, то после проведения МГРП в марте 2013 года дебит составил сначала 80 кубических метров в сутки с последующим снижением в течение месяца до показателя в 35 кубических метров в сутки. В дальнейшем суточный приток стабилизировался на этом уровне. Многостадийный ГРП это сложный процесс, состоящий из нескольких этапов. Вначале осуществляется бурение горизонтального ствола скважины протяженностью от 600 до 1100 метров. Затем идет подготовка ствола и спуск компоновки с оборудованием, с необходимым количеством стадий. Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) для МГРП состоит из нефтенабухающих пакеров, фракпортов и подвески, необходимой для отсечения вышележащего ствола. Сам процесс гидроразрыва осуществляется с привлечением флота ГРП на каждой стадии. В каждую трещину при ГРП закачивается от 90 тонн пропанта. Следующий этап – освоение скважины после ГРП с помощью установки колтюбинга с последующим выводом на режим. На сегодняшний день производится до 6–7 стадий ГРП. Многостадийное ГРП на сегодняшний день – это генеральная стратегическая линия ИНК по добыче нефти в малопроницаемых коллекторах Восточной Сибири, а также наиболее логичный способ интенсификации процесса добычи [10]. Принципиальная схема оборудования скважины для проведения ГРП показана в прил. 8 [2].СХЕМА УСТАНОВКИ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИНЫ И ИНСТРУМЕНТ, МЕХАНИЗМЫ ДЛЯ СПОНормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Важным показателем работы скважин является так называемый межремонтный период (МРП). По отношению к отдельной скважине - это средняя продолжительность непрерывной работы скважины в сутках между двумя ремонтами. К текущему ремонту относятся следующие работы: планово-предупредительный ремонт; ревизия подземного оборудования; ликвидация неисправностей в подземной части оборудования; смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН); смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот и пр.; очистка НКТ от парафина или солей; замена обычных НКТ на трубы с покрытием (остеклованные трубы); изменение глубины подвески насосной установки; подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию; специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта; некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрывы штанг, обрывы скребковой проволоки или электрокабеля.К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту относятся следующие работы: ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников; исправление нарушений в обсадных колоннах; изоляция пластовых вод; работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт; забуривание второго ствола; разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое; гидравлический разрыв пласта; СКО; термическая обработка забоя скважин; установка временных колон и др.Для подземного ремонта скважин необходимы подъемные сооружения и механизмы, а также специальный инструмент. Применяют подъемные сооружения двух видов: стационарные и передвижные. Самоходный агрегат А-50У (рис. 25) предназначенный для спуско-подъемных операций с насосно-компрессорными и бурильными трубами с укладкой их на мостки перед скважиной, позволяет проводить освоение скважин, текущий и капитальный ремонты, разбуривание цементных пробок в трубах диаметром 146 и 168 мм с промывкой скважины, устанавливать арматуру устья, а также выполнять буровые работы [2].Рис. 25. Агрегат А-50У для ремонта скважины1 - передняя опора, 2 - промежуточная опора, 3 - компрессор, 4 - трансмиссия, 5 - промежуточный вал, 6 - гидродомкрат для подъема вышки, 7 - талевая система, 8 - ограничитель подъема талевого блока, 9 - лебедка, 10 - вышка, 11 - пульт управления, 12 - опорные домкраты, 13 - роторСущественным элементом оборудования для подземного ремонта скважин являются автоматические ключи для свинчивания и развинчивания муфтовых соединений труб и штанг. Для облегчения СПО и уменьшения их опасности разработан автомат для свинчивания и развинчивания труб АПР-2ВБ (прил. 9), который одновременно выполняет функции захвата и удержания труб в подвешенном состоянии. Автоматизация свинчивания и развинчивания штанг при спуско-подъемных операциях осуществляется автоматическим штанговым ключом АШК (рис. 26) [2]. Рис. 26. Автоматический ключ для свинчивания штанг АШКРазработан универсальный ключ 1МШТК-16-60 - механический штангово-трубный ключ для свинчивания и развинчивания штанг диаметром 16, 19, 22, 25, 48 и 60 мм насосно-компрессорных труб. Ключ состоит из вращателя с электродвигателем, электроаппаратуры, приспособлений и инструмента. Ключ АШК состоит из блоков ключа, устьевого кронштейна и реверсивного переключателя. В свою очередь блок ключа состоит из электродвигателя 1, редуктора 10, муфты 2, тормозного барабана 7, узла штангового захвата 8 и системы контрключа 6 с вилкой 4. Блок устьевого кронштейна 5 крепится на муфте насосной трубы на устье скважины, ключ подвешивается к кронштейну на пружинной подвеске 9. ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ЛОВИЛЬНЫХ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИНОсобое место в работах по капитальному ремонту скважин занимают ловильные работы, необходимость в которых возникает при обрыве или отвороте подземного оборудования, НКТ, штанг, кабеля и при других осложнениях. Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ (прил. 10) предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб, оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием во внутреннюю поверхность трубы и муфты.Ловильные колокола (прил. 11) по назначению подразделяются на несквозные К и сквозные КС. Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца ловимой трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков или муфты.Овершот (прил. 12) с запорной втулкой предназначен для залавливания за муфту НКТ. Муфта НКТ, пройдя через овершот, упирается в клапан. Клапан, передвигаясь вверх, срезает штифт и запорная втулка падает на овершот. Жидкость с НКТ сливается через сливные отверстия упора (2) и клапана. Когда аварийных труб в скважине мало, определяем заловились аварийные НКТ или нет по давлению в НКТ, для чего разгружаем инструмент, отверстия в клапане закроются за счет конусной посадки клапана и перекрытия отверстий. Давление в НКТ возрастает. Овершоты сменные [2].СХЕМА ОБОРУДОВАНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫНагнетательная скважина (прил. 13) - скважина, используемая для закачивания воды, газа, теплоносителей и воздушных смесей в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления.В отличие от добывающих скважин, в которых производится отбор пластового флюида, в нагнетательные скважины закачивается жидкость, таким образом, обеспечивая замещение пластового флюида в коллекторе. Нагнетательные скважины используются: при разработке нефтяных, газоконденсатных и др месторождений с целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора полезных ископаемых; для подачи в нефтяные пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение и др.; при подземном хранении газа. Устье скважины оборудуют задвижками и манометром, в скважину опускают НКТ. Герметичность нагнетательных скважин обеспечивается цементацией заколонного пространства от забоя до устья или пакеров. Основная рабочая характеристика нагнетательных скважин - приемистость скважины. Контроль работы, а также техническое состояние нагнетательных скважин осуществляют термометрами, расходомерами [6].СХЕМА СБОРА И ТРАНСПОРТА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИСистема сбора (рис. 27), транспорта и подготовки нефти и наза на нефтяных промыслах позволяет осуществлять: сбор нефти и газа со скважин по выкидным линиям до ГЗУ; замер дебитов нефти и газа на ГЗУ; отделение нефти от газа; транспорт нефти и газа по нефтепроводам; обезвоживание, обессоливание, стабилизацию; очистку газа от ненужных примесей; учет нефти и газа, сдачу нефти нефтепроводным управлениям и дальнейшую ее поставку нефтеперерабатывающим заводам (НПЗ) или на экспорт [9]. Рис.27. Индивидуальная замерная установка самоточной системы сбора нефти1 – замерный трап (сепаратор); 2 – мерник; 3 – поплавок с исполнительным механизмом; 4 – предохранительный клапан; 5 - регулятор давления «до себя»; 6 – заглушка для пропарки выкидных линий от парафина; 7 – самотечная выкидная линияНа рис. 28. показана схема промыслового сбора и транспорт нефти и газа, которая не является стандартной, в зависимости от местных условий и условий разработки месторождений может видоизменяться [9]. Рис.28. Напорная система промыслового сбора и подготовки нефти и газа1 – нефтепроводы; 2 – газопроводы; 3 – трубопроводы сточной воды; 4 – условные границы технологических элементов системы сбораНефть со скважин 1 по выкидным линиями направляется на групповые замерные установки 2, где осуществляется замер дебита каждой скважины. Во время замера дебита нефти одной из скважин продукция остальных скважин по обводном трубопроводу на ГЗУ направляется в сборный коллектор (нефтепровод), по которому нефть и газ транспортируются о первой ступени сепарации на центральный пункт сбора (ЦПС) 3 или до отжимных насосных станций 3а (ДНС). Концевые сепараторные установки 5 устанавливаются на территории ЦПС, в которых происходит отделение нефти от попутного нефтяного газа при давлении в сепараторах, близкому к атмосферному. Нефть с концевых сепараторов поступает на установки подготовки нефти 6 и далее в резервуары 7. Нефть с резервуаров после ее замера откачивается в магистральный нефтепровод на НПЗ. Если нефть имеет высокий газовый фактор, то газ после сепарационной установки поступает на прием компрессоров газокомпрессорной станции 9. Компрессорами газ перекачивается до газобензинового завода 11 [9].Начиная с 2011 года для осуществления транспортировки добываемой нефти с Ярактинского месторождения используется трубопровод, соединяющий посредством НПС-7 месторождение с ВСТО. Возведение трубопроводной системы было завершено в конце 2010 года, и его длина в линейной части составила шестьдесят один километр. Конечной точкой возведённого нефтепровода служит пункт ПСП, который отвечает за процессы сдачи и приёмки всего сырьевого объёма. Первая очередь этого пункта была завершена в начале 2011 года [11].ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОМАТИЧЕСКОМ КОНТРОЛЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗААвтоматизация объектов нефтегазодобычи представляет собой АСУ ТП (Автоматизированная система управления технологическим процессом) с локальными системами контроля и управления. Целью автоматизации технологических и производственных процессов является: свести к минимуму остановки в добыче нефти и отправке продукции с промысла. Эта цель предполагает сокращение простоев нефтяных скважин и другого оборудования, приводящая к текущей добычи нефти; исключить необходимость постоянного присутствия обслуживающего персонала на удалённых объектах, что можно достичь повышением уровня автоматизации и телемеханизации объектов. Цель направлена на сокращение обслуживающего персонала; повысить эффективность использования персонала, направляемого на обслуживание удалённого оборудования, что можно достичь увеличением объёма информации о причинах аварийной остановки и направить тех специалистов, которые могут сразу устранить причину остановки. Эти цели достигаются переводом на автоматическое выполнение управляющих и вспомогательных функций технологических процессов и оборудования, которые в данном случае будут называться функциями автоматизированной системы управления. В соответствии с научно- технической концепцией автоматизации технологических процессов и автоматизированного управления в нефтяной промышленности принята следующая классификация систем управления: СУ-0 - системы управления технологическими агрегатами (блоками); СУ-1 - системы управления технологическими объектами (установками); СУ-2 - системы управления цехами; СУ-3 - структурными единицами (предприятиями); СУ-4 - системы управления производственными объединениями.Системы управления СУ-0 и СУ-1 выполняют функции автоматизации технологических процессов: измерение технологических параметров и параметров; управление агрегатами (пуск- останов). Системы управления СУ-2, СУ-3, СУ-4 выполняют функции: сбора и обработки информации с систем управления с систем нижнего уровня; учёта и контроля состояния оборудования, технологических режимов и выполнения плановых заданий; расчёта оптимального режима разработки месторождения, текущего плана производства и плановых заданий по объектам, цехам и предприятию, обеспечивающих оптимальное использование капитальных вложений, материальных, энергетических и трудовых ресурсов; управление техническим обслуживанием и ремонтом оборудования; управление всеми видами ресурсов.ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И ПРИБОРЫ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ, ТЕМПЕРАТУРЫ, РАСХОДА УРОВНЯ НЕФТИПриборы спускают в скважины без остановки их работы. Поскольку доступ к забою через НКТ возможен в фонтанных и газлифтных скважинах, на устьях которых всегда имеется давление, иногда очень значительное, то измерительные приборы в действующую скважину вводят через лубрикатор (прил.