Отчет по практике. Отчет по практике ухта 2007 содержание введение 4 1 бурение нефтяных и газовых скважин 5 1 Подготовительные работы к строительству буровой 5

• Название: Отчет по практике ухта 2007 содержание введение 4 1 бурение нефтяных и газовых скважин 5 1 Подготовительные работы к строительству буровой 5
• Дата: 23.07.2019
• Размер: 1.11 Mb.
• Имя файла: Отчет по практике.doc
• Тип: Отчет; #84385
• страница: 4 из 4

- шатун; 15 - редуктор; 16 - электродвигатель; 17 - рама; 18 - бетонное основание; 19 - анкерные болты; 20 -криво­шипный противовес;21- балансирный противовес.

В нижней части насоса установлен всасывающий клапан. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном, подвеши­вается на насосной штанге. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник и соединяется с головкой балансира станка-ка­чалки. При помощи кривощипно-шатунного механизма головка балансира передает возвратно-поступательное движение штанге и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие элект­родвигателем через систему передач.

Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верхний клапан закрыт, так как на него действует давление вышеле­жащего столба жидкости, и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан, и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз ниж­ний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы.

При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидко­сти уровень последней в насосных трубах поднимается до устья, и она поступает в выкидную линию через тройник.

Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, воз­можность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводненных скважинах, недостаточно высокая подача, неболь­шие (до 2 км) глубины эксплуатации.

5. 
   Подземный ремонт скважин
   

Комплекс работ, связанных со спуском в скважины и подъ­емом труб, штанг, насосов или каких-либо инструментов, на­зывается подземным ремонтом.

Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и сложности работ условно разделяют на текущий и капиталь­ный.

Бригады по подземному ремонту скважин работают повахтенно. В состав вахты (смены) входят обычно три человека: двое (оператор с помощником) работают у устья скважины, третий (тракторист или моторист) - на лебедке подъемного механизма.

Работы, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием (ловля и извлечение оборванных труб), исправлением поврежденных эксплуатационных колонн, изоляцией вод, переходом на другой эксплуатационный объект, относятся к категории капитального ремонта скважин. Такие работы выполняют специализированные бригады по ка­питальному ремонту скважин. Эти же бригады обычно выпол­няют все операции по обработке призабойных зон (гидравличе­ский разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислот­ная обработка, виброобработка и др.).

1. 
   Текущий ремонт скважин
   

К текущему подземному ремонту относятся: замена на­сосов, замена труб и штанг или изменение характера их под­вески, очистка скважин от песчаной пробки, несложные ловильные работы (ловля оборвавшихся штанг и других предме­тов в колонне насосно-компрессорных труб). Эти работы выполняют бригады по подземному ремонту скважин, органи­зуемые на каждом предприятии по добыче нефти и газа.

6. 
   Методы воздействия на призабойную зону. Применяемое
   

оборудование
Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механиче­ские, тепловые и физические. Часто для получения лучших ре­зультатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воз­действия дают хорошие результаты в слабопроницаемых кар­бонатных породах. Их успешно применяют также в сцементи­рованных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пла­стах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интен­сификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления из приза­бойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодис­персных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницае­мость пород для нефти.

Кислотные обработки скважин основаны на способности ки­слот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, — к повышению производи­тельности скважин.

Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НС1) и фтористоводородную (HF) кислоты.

При солянокислотной обработке кислота растворяет карбо­натные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений.

Термокислотная обработка — процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора* производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой а каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обра­ботки, следующей без перерыва за первой, производится обыч­ная кислотная обработка.

Метод гидропескоструйной перфорации основан на исполь­зовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из наса­док перфоратора и направленной на стенку скважины. За ко­роткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направ­ляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у сква­жины.

При гидропескоструйной перфорации применяют то же на­земное оборудование, что и для гидравлического разрыва пла­ста: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и др.

Подземное оборудование состоит из гидроперфоратора, спу­скаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах.

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давле­ния различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Для осуществления процесса в скважину на насосно-компрессорных трубах спускается гидравлический вибратор золот­никового типа, который устанавливается против выбранной для обработки части продуктивной зоны пласта.

Процесс торпедирования для увеличения притока нефти и газа в скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном на­правлении.

Взрывные методы воздействия применят также при осво­бождении прихваченных бурильных и обсадных труб, для раз­рушения на забое металлических предметов, которые не уда­ется извлечь, для разрушения плотных песчаных пробок и т. п.

Тепловые методы воздействия на призабойную зону приме­няют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность по­роды в призабойной зоне, снижает вязкость и увеличивает по­движность нефти, что также облегчает условия ее продвиже­ния в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи электронагре­вателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт.

При электротепловой обработке призабойных зон в скважину на кабель-тросе спускают электронагреватель, который состоит из трубчатых электронагревательных элемен­тов (ТЭН), заключенных в перфорированном кожухе.

При паротепловой обработке скважин теплоно­сителем служит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специальных паропередвижных установках (ППУ), смонти­рованных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соеди­няют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в приза­бойную зону пласта.

7. 
   Методы воздействия на пласт
   

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в обра­зовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в сква­жину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомк­нуться после снятия давления.

Образованные в пласте трещины или открывающиеся и рас­ширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от за­боя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1—2 мм, запол­ненные крупнозернистым песком, обладают значительной про­ницаемостью.

Разрыв пласта давлением пороховых газов рекоменду­ется применять в нефтяных, газовых и нагнетательных сква­жинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песча­ников.

Этот метод основан на образовании тре­щин в горной породе за счет энергии поро­ховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате.

1. 
   Поддержание пластового давления (ППД)
   

Искусственное поддержание пластовой энер­гии — наиболее эффективное мероприятие по увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициен­тов нефтеотдачи, характерных для напорных режимов разра­ботки.

Воду закачивают в пласт через нагнетательные сква­жины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные скважины рас­полагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллель­ными контуру.

Если площадь нефтяной залежи значительная по размерам, то для интенсификации ее разработки применяют внутри-контурное заводнение. Сущность этого метода состоит в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные площади или блоки путем закачки воды в ряды нагнетательных скважин, которые располагаются вдоль намеченных линий раз­резания внутри контура нефтеносности. Таким образом созда­ются близкие к эксплуатаци­онным скважинам искусствен­ные контуры питания, а каж­дая площадь разрабатывается самостоятельно.

2. 
   Методы повышения нефтеотдачи
   

Известно несколько методов вытеснения нефти из пластов, обеспечивающих повышение их суммарной нефтеотдачи.

Закачка в пласт воды, обработанной ПАВ. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) применяются во мно­гих отраслях промышленности как моющие и пенообразующие средства, снижающие поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела фаз вследствие положительной адсорбции этих веществ на поверхности раздела.

Закачка в пласт углекислоты. Для увеличения нефтеотдачи углекислый газ нагнетается в пласт в сжиженном виде и проталкивается далее карбонизированной водой. Полу­чен эффект также при вытеснении нефти непосредственно вод­ными растворами углекислоты. Повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислотой объясняется рядом причин. Про­исходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углево­дородов в жидком С0₂, что сопровождается уменьшением вяз­кости нефти, возрастанием ее объема, снижением поверхност­ного натяжения на границе с водой.

Нагнетание в пласт теплоносителя. В качестве теплоносителя для нагнетания в пласт обычно используют го­рячую воду и водяной пар.

Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании теплоносителей достигается за счет снижения вязкости нефти и теплового расширения пластовой нефти скелета пласта.

Внутрипластовое горение. При этом методе после зажигания тем или иным способом нефти у забоя зажигатель­ной (нагнетательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным сква­жинам и извлекаются через них на поверхность.

Вытеснение нефти из пласта растворите­лями. Частичное или полное устранение отрицательного влия­ния на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть достигнуто путем создания в пласте условий, при которых вытесняемая фаза (нефть) полностью смешивалась бы с вы­тесняющей фазой (растворитель, газ) без образования границы раздела между ними.

Повышение газоотдачи газовых пластов достига­ется за счет режимных мероприятий и прежде всего своевремен­ной изоляции прорвавшихся вод по отдельным пропласткам. Кроме того, повышение газоотдачи может быть достигнуто пу­тем доведения пластового давления до минимально возмож­ного — отбор газа из скважин под вакуумом.

Повышение конденсатоотдачи в газоконденсатных месторож­дениях может быть достигнуто путем поддержания пластового давления, т. е. закачкой сухого газа в разрабатываемый пласт.

8. 
   Шахтный способ добычи нефти
   

Большим преимуществом шахтного способа разработ­ки нефтяных залежей является локализация добычных работ на сравнительно ограниченном участке в подзем­ных условиях, исключающих влияние погоды, рельефа ме­стности и т. д. Отпадает также необходимость обустрой­ства месторождения различными коммуникациями и соо­ружениями. Кроме того, при этом не требуется обсадных труб, так как подземные скважины закрепляются только в устье на протяжении 2,5—3 метров кондуктором, кото­рый впоследствии извлекается. Характерно также то, что шахтный способ не требует применения специальных ме­ханизмов, так как нефть идет из пласта самотеком.

Камерная система. Продуктивные пласты вскрываются шахтными стволами до подошвы. Шахтные поля нарезаются главными галереями, ко­торые проводятся по простиранию пласта непосредственно в нефтеносном песчанике. Эти галереи под прямым углом соединялись штольнями (выработками меньшего сечения), пройденными по падению продуктивного пласта. Таким образом нефтеносный песчаник оказывался как бы разре­занным на прямоугольные блоки различной площади. Га­лереи и штольни представляют собой как бы го­ризонтальные скважины огромного диаметра. Нефть само­теком стекает по потолку и стенам этих выработок, сочи­тся снизу и благодаря наклону выработок стекает в нужном направлении. За время эксплуатации месторожде­ния шахтами было добыто около одного миллиона тонн нефти, а извлечение ее из пласта составило 43 процента — втрое больше, чем при разработке с поверхности.

Прогрев пласта по новой, предложенной специалистами получил название термошахтного способа с применением двухгоризонтной системы разработки. Теперь с поверхности в пласт закачивали пар.

Благодаря шахтному методу будет достигнута макси­мальная отдача продуктивных пластов, что даст возмож­ность добиться наиболее высокого коэффициента извлече­ния и значительно удешевить добычу нефти. Как извест­но, коэффициент извлечения из практически истощенных месторождений обычным способом (скважинами, пробуренными с поверхности) составляет 0,2—0,25. Если же на этих месторождениях организовать добычу шахтным спо­собом, этот коэффициент увеличится более чем в два с половиной раза, достигая порой при очистном способе 0,85—0,9.

Таким образом, широкое применение шахтного спосо­ба разработки старых, истощенных месторождений с цен­ными видами нефти приведет также к значительному уве­личению извлекаемых запасов самой высокой промышлен­ной категории без дополнительных затрат на поиски и раз­ведку. В этом главное преимущество шахтной и карьерной разработки нефтяных месторождений, которую можно оха­рактеризовать как максимальную экономию и рациональ­ное использование в народном хозяйстве запасов ценней­шего полезного ископаемого — нефти.

9. 
   Сбор, подготовка и хранение нефти и газа на промысле
   

Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмуль­сию — смесь, в которой мелко раздробленные капли воды на­ходятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых скважин, кроме газа, может содер­жаться жидкая фаза в виде капелек и паров воды, а в газо-конденсатных скважинах также и жидкие углеводороды. Кроме газа и жидкости, в продукции скважин содержатся ме­ханические примеси: частицы песка и глины, выносимые из пласта.

Для сбора нефти и газа, их транспортирования, отделения друг от друга и освобождения от посторонних примесей, а также для замеров добываемой продукции на территории нефтяных промыслов строится система трубопроводов, аппара­тов и сооружений, в которых выполняются следующие опе­рации:

1) сбор и замер продукции скважин;

2) отделение (сепарация) нефти от газа;

3) освобождение нефти и газа от воды и механических примесей;

4) транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков и газа до компрессорных станций или газораспределительных узлов;

5) обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случаев ее обессоливание и стабилизация, т. е. удаление из нее лег­ких углеводородов;

6) удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;

7) учет добычи нефти и газа и их сдача транспортным ор­ганизациям.

Единой универсальной схемы промыслового сбора, транс­порта и обработки нефти и газа не существует. Все имею­щиеся схемы видоизменяются в зависимости от местных ус­ловий: географического расположения промысла, расстояния между скважинами, объема добычи, способа эксплуатации скважин, качества добываемой нефти, ее обводненности и т. п.

Тем не менее, современные схемы сбора, транспорта и об­работки нефти и газа должны отвечать общему основному принципу — предупреждению потерь легких фракций, недопу­щению контакта нефти с атмосферой и обеспечению наиболее полного отделения от нефти газа, воды и механических при­месей.

Этим принципам наиболее полно отвечают напорные си­стемы с централизованной многоступенчатой сепарацией на нефтесборных пунктах, рассчитанных на обслуживание нефтя­ных скважин одного или нескольких месторождений данного нефтяного района. При этой системе продукция скважин под действием давления на устье (от 0,6 до 1,0 МПа и выше) через групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ(при не­обходимости) направляется в сборный коллектор, а затем по­падает на централизованную сепарационную установку ЦСУ, расположенную на одной территории с установкой подготовки нефти УПН, товарным парком ТП и в отдельных случаях с газоперерабатывающим заводом ГПЗ. Все эти объекты пред­ставляют нефтегазовый комплекс НГК. На ЦСУ происходит трех- или четырехступенчатая сепарация.

Процесс подготовки нефти для ее переработки условно раз­деляется на две операции: обезвоживание (деэмульсация) и обессоливание. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1 —2%, при обессоливании — от 0,1% до следов. Кроме того, при этом процессе удаляются соли. Это - достигается пропусканием нефти через слой пресной воды, в результате чего соли, имеющиеся в нефти, растворяются и удаляются вместе с водой.

На рис. 2.6 приведена схема установки комплексной подго­товки нефти (УКПН), на которой осуществляются процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти. Левая часть схемы, включая отстойник 3, представляет установку обезвоживания, в которой сырая нефть по линии 1 с помощью насоса 1 направляется в теплообменник 2,где нагревается ста­бильной нефтью, поступающей по линии V сниза стабилиза­ционной колонны 6. Подогретая нефть по линии // подается в отстойник 3, а из отстойника обезвоженная нефть по линии /// направляется в следующий отстойник или электродегидратора 4. В поток обезвоженной нефти добавляется пресная вода по линии IXдля отмывки солей.



Рис. 2.6 Схема установки комплексной подготовки нефти (УКПН):

1,9, 11— насосы; 2— теплообменник; 3 — отстойник; 4— электродегидратор; 5 — тепло­обменник; 6— стабилизационная колонна; 7 — конденсатор-холодильник; 8 — емкость орошения; 10 — печь. Линии;1— сырая нефть; II — подогретая нефть; III — обезвожен­ная нефть; IV— обессоленная нефть; V, XI— стабильная нефть; VI — верхний продукт колонны; VII — широкая фракция; VIII — дренажная вода; IX — подача пресной воды; X — легкие углеводороды (газ)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В отчете рассмотрен тот минимум вопросов, которые должен знать каждый, кто готовится стать инженером-экономистом топливно-энергетического комплекса. Описаны технология бурения и добычи нефти и газа. Даны начальные сведения о переработке. Я получил целостное представление о нефтяной и газовой промышленности, готов к дальнейшему изучению дисциплин по выбранной профессии.

Выражаю благодарность преподавателям Ухтинского государственного технического университета кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождения и подземной гидромеханики за ценные замечания по улучшению отчета.


БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. 
   Бренц А.Д., Тищенко В.Е., Малышев Ю.И. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности: Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1986. – 511 с.
   
2. 
   Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное:- Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис» 2002 – 544с,:илл.
   
3. 
   Вадецикий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для нач. проф. образования:- М.:Издательский центр «Академия», 2003.-352с.
   
4. 
   Володин Ю.И. Основы бурения. 2-е изд., перераб. и доп. М., «Недра», 1978, 373с.