1 Общие понятия нефтегазового инжиниринга
 Скачать 367.41 Kb.
|
|
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЙ ЗАПАС материальных ресурсов (ЗП) создается в связи с необходимостью складской обработки и подготовки к использованию поступающих материалов. Его величина определяется временем на разгрузку и укладку материалов на хранение, количественную и качественную их приемку, при необходимости на проведение некоторых технологических операций по доведению до товарных кондиций отдельных видов ресурсов, а также времени на оформление складских документов. Обычно норма подготовительного запаса равна суточной потребности в материальных ресурсах. Наиболее важным является установление ТЕКУЩЕГО ЗАПАСА (ЗТ), который предназначается для бесперебойного обеспечения процесса производства в период между двумя очередными поставками материала. Размер этого запаса уменьшается от максимального (при поступлении материалов на склад потребителя) до нулевого (перед очередной поставкой).  Величина текущего запаса определяется суточной потребностью в данном ресурсе (ПС) и периодом времени между двумя очередными поставками (ТП) в сутках: ЗТ=ПС*ТП.СТРАХОВОЙ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ НЕСНИЖАЕМЫЙ) ЗАПАС (ЗСТ) предназначается для бесперебойного обеспечения производства материалами при отклонениях от принятых интервалов поставки. Размер его определяется по среднему нарушению договорных сроков поставки.  Графически это может быть представлено следующим образом: ТОт - максимальное фактическое отклонение срока поставки от планового за прошлые периоды, сут.Таким образом, общая величина производственного запаса включает все рассмотренные виды: ЗОбщ = ЗП + ЗТ+ ЗСт. На предприятиях нефтяной и газовой промышленности особенно в районах Сибири и Крайнего Севера создают еще сезонные запасы (как разновидность текущего и страхового), призванные обеспечить производство материалами в период бездорожья. В этом случае материальные ресурсы поставляют в так называемый сезонный период на несколько месяцев вперед (на сезонный срок). Размер сезонного запаса, включающего ранее перечисленные виды запасов, определяют исходя из продолжительности периода бездорожья (межнавигационный период). 36) Подготовительный запас Подготовительный запас материальных ресурсов (ЗП) создается в связи с необходимостью складской обработки и подготовки к использованию поступающих материалов. Его величина определяется временем на разгрузку и укладку материалов на хранение, количественную и качественную их приемку, при необходимости на проведение некоторых технологических операций по доведению до товарных кондиций отдельных видов ресурсов, а также времени на оформление складских документов. Обычно норма подготовительного запаса равна суточной потребности в материальных ресурсах. Наиболее важным является установление текущего запаса (ЗТ), который предназначается для бесперебойного обеспечения процесса производства в период между двумя очередными поставками материала. Размер этого запаса уменьшается от максимального (при поступлении материалов на склад потребителя) до нулевого (перед очередной поставкой). 37) Виды скважин Нагнетательная, водонагнетательная скважина Это скважина, используемая для закачивания воды, газа, теплоносителей и воздушных смесей в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления. Добывающая нефтяная скважина Классическая нефтяная скважина представляет собой горную выработку круглого сечения, диаметр которой может достигать 4 метров. Ее предназначение – это нефтедобыча; это обуславливает расположение устьев добывающих скважин – как правило, их бурят вертикально. В редких случаях возможно бурение под заданным углом. 38) Конструкция нагнетательной нефтяной скважины Конструкция нагнетательных скважин зависит от характера работ оборудования и характера месторождения. В зависимости от характеристик горных пород определяется необходимое оборудование нагнетательных скважин: - в случае, если горные породы, где производится добыча полезных ископаемых, устойчивы, забой остается не обсаженным; - в случае, если горные породы неустойчивы осуществляют спуск обсадной колонны в зону забоя. При этом необходимо перфорировать призабойную область. Схема нагнетательной скважины для добычи нефти, также, как и любая другая, предусматривает наличие устья. В данном случае оно оборудуется с помощью манометров и задвижек, а в глубокую область при этом помещают специализированные насосно-компрессорные трубы. Трубы размещают до уровня кровли поглощающего пласта. 39) Добывающая нефтяная скважина Конструкция нефтяной скважины и технология ее бурения В строении конструкции добывающей скважины стандартного типа учитывают: устье добывающей скважины; ствол скважины; конец или забой. Устье считается верхним элементом конструкции: его функциональна задача – это снижение к минимуму рисков обвалов и разрушения пород верхних слоев.  40)Добывающие нагнетательные скважины Оборудование добывающих скважин, функционирующих по принципу нагнетания, используется для того, чтобы получить возможность управления процессами, происходящими в пласте месторождения. Это хороший метод для всестороннего исследования месторождения, получения данных, необходимых для эксплуатации скважин, параметрах пласта, активности бассейна и прочих характеристиках. Добывающие нагнетательные скважины функционируют, в основном, стационарно. Это необходимо для того, чтоб было возможно объективно выявить технологическую эффективность посредством аналитики базовых и фактических показателей, а также их сравнения с отраслевыми данными по методологии. Еще одна задача нагнетательного оборудования – это управление процессами, имеющими место в месторождении при его разработке для добычи нефти. 41) Пакеры. Основные разновидности Пакер (англ. packer –уплотнитель) - устройство, используемое в пробуренной нефтяной или газовой скважине для разобщения отдельных интервалов, защиты эксплуатационной колонны от динамического и агрессивного воздействия рабочей среды, эксплуатации, консервации и других технологических операций. Пакер представляет собой герметичный разделитель. Герметичность обеспечивают уплотнительные элементы — вставки, изготовленные из резины. С помощью якорей пакер устанавливают в стволе скважины, отсекая тем самым определенный интервал, на котором предполагается проводить ту или иную технологическую операцию. Пакер относится к разряду ответственного скважинного оборудования — он должен выдерживать большие перепады давления, не терять герметичность и не срываться с места, но с технологической точки зрения это устройство сравнительно простое. Основные разновидности пакеров: - забойные — устанавливаются, чтобы исключить неконтролируемый выброс давления и жидкости на поверхность скважины (к примеру, фонтаны нефти), - разобщители — используются в ситуациях, когда по одной скважине нужно «работать» с разными продуктивными горизонтами: поднять нефть или газ, либо закачать жидкость в разные пласты по отдельности. - изолирующие — применяют, когда на эксплуатационную колонну скважины активно воздействует, к примеру, коррозионная жидкость (газ, вода). В этом случает пакер изолирует затрубное пространство, что позволяет направить весь поток добываемой жидкости по центральному ряду подъёмных труб. К примеру, на Самотлоре пакер чаще всего применяется при капитальном ремонте скважин, но его также используют и при бурении, для разобщения интервалов гидравлического разрыва пласта, герметизации межколонного пространства и определения негерметичности в колонне. 42) Классификация пакеров По конструктивным схемам пакеры разделены на следующие типы: СВ - пакеры, в которых сжатие уплотнительных элементов происходит под действием внешних сил; К типу СВ отнесены пакеры, герметизация кольцевого зазора которых осуществляется вследствие осевого сжатия уплотнительного элемента, представляющего собой набор втулок. СУ - пакеры сжатия, работающие под действием упругих сил; Отличительной особенностью пакеров СУ является то, что диаметр их уплотнительного элемента в свободном состоянии превышает диаметр перекрываемой скважины. Прижатие к трубам происходит после смещения предохранительного кожуха (при закрытом варианте спуска ). НД - надувные пакеры. К надувным пакерам НД отнесены те, герметизирующий элемент которых представляет собой оболочку, закрепленную на корпусе или выполненную заодно с ним и прижимаемую к стенкам скважины за счет действия избыточного давления закачиваемой или находящейся в скважине жидкости, а также давления газов, образующихся при взрыве заряда взрывчатых веществ. 43) Цементировочные пакеры с обратной промывкой Цементировочные пакеры с обратным золотниковым клапаном используются для вторичного цементирования. Они надежно устанавливаются в любой уплотнительной обсадной трубе. Запорное кольцо с храповиком фиксирует установочное усилие пакера. Уплотнительный узел, состоящий из трех частей, в сочетании с металлическими прижимными кольцами обеспечивает прекрасное уплотнение. При цементации клиновой захват практически исключает преждевременное схватывание и при этом легко выбуривается. Выпускаются для обсадных труб диаметром от 4 ½ до 13 3/8 дюйма. Надежно устанавливается в любой уплотнительной обсадной трубе, включая самые высококачественные. Запорные кольца с храповиком обеспечивают динамическое установочное усилие. Уплотнительный узел, состоящий из трех частей, в сочетании с металлическими прижимными кольцами с радиальным ходом обеспечивает прекрасное уплотнение. Для лучшего управления сбалансированный по давлению золотниковый клапан открывается и закрывается с поверхности, через систему труб. 44) Компоновки В 2007 году остро встали сразу две масштабные задачи. Во-первых, нужно было уйти от продаж отдельных разрозненных «железок» (компонентов) и начать поставлять нефтяникам комплектное оборудование — так называемые пакерные компоновки, включающие все необходимое для проведения той или иной скважинной операции. Во-вторых, достроить его оборудованием, которое позволило бы потребителям продукции «Пакера» осуществлять больше технологических операций в скважинах. Чтобы составлять компоновки, предстояло разработать и поставить на производство дополнительного оборудования — клапанов, узлов безопасности, переводников и проч., — а также сопутствующего (или навесного) оборудования, которое позволило бы совмещать разные виды пакерных компоновок. Компоновки и расширенная продуктовая линейка дали «Пакеру» возможность перейти в новую весовую категорию — стать поставщиком комплексных решений для эксплуатации скважин. Одновременно с появлением компоновок разработан пакер с кабельным вводом. Пакер с кабельным вводом применяется в тех случаях, когда через пакер нужно пропустить кабель, питающий электроцентробежный насос, или кабели и трубки другого назначения. Сам пакер при этом должен выполнять свою основную функцию — разделять сообщение жидкостей в эксплуатационной колонне». Пакерные компоновки с электроклапанами позволяют разрабатывать пропластки независимо друг от друга, каждый в своем темпе, не нарушая естественных режимов истечения нефти. Чтобы увеличить коэффициент извлекаемости нефти, нужно разделить пропластки пакерами и с помощью электрического клапана “поприжать” сильноотдающий пласт, давая возможность открыться и поработать более слабому. Пакерные компоновки с электроклапанами позволяют разрабатывать пропластки независимо друг от друга, каждый в своем темпе, не нарушая естественных режимов истечения нефти Электроклапаны и пакерные компоновки с их использованием относятся к категории умной техники. Их появление соответствует актуальному для мировой нефтедобывающей отрасли тренду на трансформацию скважинного оборудования в системы с искусственным интеллектом, которые дают возможность эксплуатировать месторождения без участия человека. «Пакер» включился в этот тренд в самом начале. Помимо пакерных компоновок с электроуправляемыми клапанами для ОРЭ и ОРЗ у компании имеется оригинальный штанговый глубинный насос (ШГН), способный работать в наклонных и горизонтальных скважинах. 45) Газодепрессионное освоение скважины (ГДО) ГДО (газо-депрессионное освоение) –технологическая операция создания депрессионного воздействия в скважине за счет газирования столба жидкости инертным газом, вырабатываемым в ходе химической реакции между реагентами, закачанными в скважину в виде водных растворов. Назначение ГДО –создание депрессии для выноса продуктов кислотной реакции из ПЗС в ствол скважины, вызов притока из пласта в скважину. ГДО может применяться как вспомогательная операция поинтенсификации различных технологий кислотных обработок, как самостоятельная операция по депрессионному воздействию на скважину и/или газированию столба жидкости, находящегося в скважине инертным газом. ГДО проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца. ГДО на скважине планируют геологические и технологические службы ЦДНГ в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ, регламентом, с учетом технико-экономической оценки их эффективности. Для проведения ГДО на скважине ЦДНГ составляется и согласовывается план-заказ и направляется Подрядчику для составления план работ на скважине. 46) Технологии выполняемых работ при газодепрессионном воздействии (ГДО) Основные и дополнительные требования к выполняемым работам. Для проведения ГДО скважины совместно с бригадой ТКРС, необходим предварительный спуск в скважину чистых технологических труб НКТ, не имеющих поверхностных отложений, повреждений, свищей. Звено по проведению ГДО скважины должно быть обеспечено специальной техникой и оборудованием.Звено по проведению ГДО скважины должно быть обеспечено средствами защиты. Работы по приготовлению и закачке рабочих растворов кислот производить в резиновых фартуках, прорезиненных перчатках и очках. Брюки спецодежды должны быть выпущены сверху специальной обуви. На рабочих местах необходимо иметь 3% раствор соды, запас пресной воды и комплект спецодежды (аварийный запас). Завезти на куст химические реагенты и материалы в объемах, указанных в плане работ. Из дополнительных материалов предусмотреть завоз химических реагентов для обеспечения условий охраны окружающей среды -это реагенты-нейтрализаторы проливов кислот (мел) и реагенты для промывки техники от кислотных растворов (раствор тринатрийфосфата). 47) Классификация аварий в бурении Аварии с элементами колонны бурильных труб – оставление в скважине элементов колонны бурильных труб (ведущих, бурильных и утяжеленных труб, переводников, муфт, замков, центраторов) из-за поломок по телу на гладком участке или в зоне замковой резьбы или по сварному шву, вследствие срыва по резьбовому соединению, а также в результате падения в скважину названных выше элементов, из-за развинчивания по резьбе или ввиду поломок спуско-подъемного оборудования или инструмента, обрыва талевого каната, при подъеме на одном штропе и т.д. Прихват бурильных и обсадных колонн – непредвиденная потеря подвижности колонны труб вследствие прилипания под действием перепада давления; заклинивания в желобах, в местах сужений или посторонними предметами; в результате обвала, осыпания горных пород со стенок скважин или оседания шлама за счет нарушения режима промывки, а также из-за образования сальника на бурильной колонне. Аварии с долотами – оставление в скважине долота, бурильной головки, расширителя, а также их элементов и частей. Аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки – аварии со спускаемыми, спущенными и зацементированными колоннами либо с их частями, вызванные разъединением по резьбовым соединениям, обрывом по сварному шву и телу трубы, смятием или разрывом по телу трубы, падением колонны или ее части, повреждением труб при разбуривании цементного стакана, стоп-кольца, обратного клапана, направляющей пробки или неисправностью элементов оснастки низа обсадной колонны. Аварии из-за неудачного цементирования – прихват затвердевшим цементным раствором колонны бурильных труб, на которых спускалась секция обсадных труб или хвостовик; отказ в работе и повреждение узлов подвески секции обсадной колонны, нарушающие процесс крепления и дальнейшую проводку скважины; оголение башмака, неподъем в затрубном пространстве или оставление в колонне цементного раствора, для удаления которого требуется проведение дополнительных работ по устранению нарушения, а также негерметичность обсадных и бурильных колонн труб, послужившие причиной некачественного цементирования. Аварии с забойными двигателями – оставление турбобура, электробура, винтового двигателя или их узлов в скважине вследствие поломок или разъединения с бурильной колонной. Аварии в результате падения в скважину посторонних предметов – падение в скважину вкладышей ротора, роторных клиньев, параллелей и вкладышей ключей ПКР, челюстей ключей АКБ, кувалд, ключей, ручных инструментов, приспособлений и их частей и других предметов, с помощью которых велись работы на устье скважины. Прочие аварии – аварии, возникающие при производстве промысловых исследований в скважине (обрывы и прихваты кабеля, приборов, грузов, шаблонов, торпед, перфораторов и других устройств, применяемых при исследовании скважин и вспомогательных работах), открытые нефтяные и газовые фонтаны; падение и разрушение вышек, морских оснований, падение элементов талевой системы (кроноблок, крюкоблок); взрывы и пожары на буровых, приводящие к выходу из строя оборудования и остановке бурения. 48) Факторы, влияющие на возникновение аварий в бурении Факторы, влияющие на возникновение аварий Выделяют три группы факторов – технические, технологические и организационные. Технические факторы. У всех материалов, из которых выполнены буровые установки, бурильные и обсадные колонны, забойные двигатели, долота и так далее, имеются определенные прочностные и другие характеристики (механическая прочность, твердость, коррозиестойкость, морозостойкость, упругость). Указанные характеристики при реальном изготовлении изделий могут отклоняться от требуемых, снижая в целом прочность конструкции и ее работоспособность. Причиной аварии может стать применение деталей и механизмов со скрытыми конструктивными дефектами или изготовленными с нарушениями ГОСТа, ТУ. Усталость материала, возникшая в процессе длительной эксплуатации под действием различных нагрузок, меняющихся по направлению и значениям, также может стать причиной разрушения конструкций, механизмов, деталей. Причиной может стать применение технических средств, функциональные возможности которых не соответствуют установленным требованиям при выполнении намеченных работ; а также использование машин и механизмов с системой управления и контроля, не соответствующих психофизическим возможностям человека. Технологические факторы: Нарушение рациональных параметров режима бурения (расход промывочной жидкости, осевая нагрузка, давление, частота вращения долота) Нарушение параметров процесса бурения (сжимающие и растягивающие нагрузки на БК, крутящий момент на долоте, несоблюдение скоростей СПО); Несоблюдение рациональной последовательности правил крепления скважины; Неправильный выбор типа промывочной жидкости, использование которой не обеспечит выполнние гидростатистических, гидродинамических и других функций; Неточно знание геологических и гидродинамических условий, свойств флюидов в разбуриваемых горизонтах; Некачественная подготовка ствола скважины к геофизическим исследованиям к спуску обсадных колонн. |