Отчёт по практике профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти. отчет. Отчет по учебной ознакомительной практике направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
 Скачать 4.08 Mb.
|
|
Обсадные колонны Обсадная колонна - это свинченные друг с другом и опущенные в ствол обсадные трубы с целью изоляции слагающих ствол горных пород. Различают первую обсадную колонну - кондуктор, последнюю обсадную колонну - эксплуатационную колонну, в том числе хвостовик, промежуточные обсадные колонны, в том числе летучки (лайнеры). Обсадные колонны предназначены для изоляции стенок скважин от рабочего пространства ствола в процессе бурения и эксплуатации и обеспечивают требуемую прочность и герметичность при воздействии на них внутренних и внешних воздействий в первую очередь давления. Для создания необходимой изоляции кольцевого пространства, остающегося между обсадными колоннами, оно заливается жидким цементным раствором, твердеющим через определенное время. Обсадные колонны по назначению подразделяются следующим образом. Направление - первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовыми почвами, насыпным песком или имеет другие особенности. Обычно направление спускают в заранее подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направление забивают в породу, как сваю. Различают шахтное (или шахтовое) направление и удлиненное направление. Шахтное устанавливается, как правило, во всех случаях и его длина составляет 3-10 м. В зависимости от конкретных условий может устанавливаться удлиненное направление или от одного до нескольких направлений и в этом случае длина может достигать 100 м. Направление спускается по возможности в глинистый пласт. Диаметр колонны колеблется от 245 до 1250 мм. Трубы, используемые в качестве направления, на прочность не рассчитываются и не опрессовываются. Кондуктор - колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор в зависимости от геологических условий устанавливается на глубину в среднем до 100 м, а максимальная глубина до 600 м. Диаметр кондуктора, как правило, колеблется в диапазоне 177-508 мм. Он опрессовывается, как и цементное кольцо. Шахтное направление и кондуктор являются обязательными элементами конструкции скважины. Промежуточная обсадная колонна (их может быть несколько) служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин. Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов: сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала; хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину; летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками являются, во-первых, практическим решением проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, решением задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметра обсадных труб, зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов, увеличению скорости бурения и снижению стоимости буровых работ. Эксплуатационная колонна - последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя промежуточная колонна.  Структурная карта месторождения Структурная карта отражает поверхность интересуемого нас пласта и даёт представление о форме изгиба пласта при помощи горизонталей. Строят структурную карту месторождения следующим образом. Исследуемую поверхность, отделявшую пласты А и В, мысленно рассекают горизонтальными плоскостями, расположенными, например, через 100 м друг от друга, начиная от уровня моря. Линии пересечения горизонтальных плоскостей с поверхностью пласта в определенном масштабе откладывают на плане. Перед цифрой, показывающей глубину нахождения секущей горизонтальной поверхности, ставят знак плюс, если сечение проводится выше уровня моря, и знак минус, когда оно расположено ниже уровня моря. На втором этапе поисковых работ, кроме описанных геологических исследований, применяют геофизические и геохимические методы, позволяющие более детально изучить строение недр и более обоснованно выделить площади, перспективные для глубокого бурения с целью поисков залежей нефти и газа. После осуществления комплекса геофизических и геохимических исследований приступают к третьему этапу поисковых работ глубокому бурению поисковых скважин. Успешность поисковых работ на третьем этапе в значительной степени зависит от качества работ, проведенных во втором этапе. В случае получения из поисковой скважины нефти и газа заканчиваются поисковые работы, и начинается детальная разведка открытого нефтяного или газового месторождения. На площади одновременно бурят так называемые оконтуривающие, оценочные и глубокие контрольно-исследовательские скважины для установления размера (или контура) залежи и контроля над ходом разведки месторождения. После бурения необходимого числа глубоких скважин для разведки месторождения период поисково-разведочных работ заканчивается и начинается период бурения эксплуатационных скважин внутри контура нефтеносности (или газоносности), через которые будет осуществляться добыча нефти или газа из недр Земли. Таким образом, успех поисково-разведочных работ в значительной степени зависит от геофизических и геохимических методов поисков нефти и газа. Эти методы достигли в настоящее время такого уровня развития, что в ряде случаев они позволяют полностью или частично отказаться от бурения структурных скважин. Профили месторождения Геологический профиль месторождения представляет собой сечение его вертикальной плоскостью. Профиль составляют по разрезам скважин; он оказывает промысловику большую помощь, давая наглядное представление о строении месторождения. При сложном строении месторождения построение профиля, помимо указанного, облегчает проектирование разведочных скважин, оказывает значительную помощь при построении структурной карты, показывает изменчивость фации в различных направлениях и положение залежи нефти и газа, а также характер контакта их друг с другом и водой. Поэтому усвоение методики построения геологического профиля по скважинам является важной задачей. В зависимости от поставленныхзадач выбирают то или иное направление профиля. Поперечный профиль (вкрест простирания пород) проектируют для изучения какого-либо нарушения, строят профиль вкрест его. Продольный профиль (по простиранию) строят также для изучения тектоники месторождения; по существу это вытекает из сопоставления ряда поперечных профилей. Профили других направлений, диагональные и др. составляют для изучения, например, нарушений и фациальной изменчивости пород в указанных выше направлениях Геологический профиль по скважинам строят, как правило, в масштабе структурной карты, по которой его составляют. Если масштабы карты мелкие, а в профилях необходимо показать различные детали, то профиль выполняется в более крупном масштабе. По возможности горизонтальный и вертикальный масштабы нужно брать одинаковыми во избежание искажения углов падения пород. Разные масштабы применяют в тех случаях, когда расстояния между скважинами весьма большие, а для боле детального изучения разреза по вертикали необходимо принять более крупный масштаб. Профиль вычерчивают в определенной последовательности в отношении сторонам света, располагая слева направо: юг-север, юго-запад - северо-восток, запад-восток, северо-запад - юго-восток. Составляют профиль в следующем порядке: 1. Проводят линию уровня моря и вычерчивают вертикальный масштаб в абсолютных отметках. 2. На уровне (линии) моря точками показывают положение скважин в профиле согласно выбранному масштабу. 3. Через указанные точки проводят вертикальные линии стволов скважин и в масштабе показывают альтитуды скважин; соединение отметок альтитуд даёт рельеф поверхности в направлении составляемого профиля. 4. Проводят вторую линию параллельную стволу скважины, вычерчивают колонку разреза скважины, пользуясь условными знаками. 5. Проводят корреляцию разрезов скважин и окончательно вычерчивают геологический профиль. Система разработки залежи Под выбором системы разработки залежи понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах. Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата. Размещаются скважины на площади залежи равномерно и неравномерно. При этом равномерности и неравномерности различают двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования. Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д. Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В первом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади залежи, а затем «сгущают» ее, т.е. бурят новые скважины между уже существующими. Во втором - первоначально бурятся все проектные скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваются скважины на других участках. «Сгущающуюся» схему применяют при разбуривании и разработке крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов, а «ползущую» - на месторождениях со сложным рельефом местности. Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пластовой жидкости и ряда других факторов. Установление технологических режимов эксплуатации добывающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура газо- или нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.). Рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах должны содержать сведения о способах поддержания пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов. Выбранная система разработки должна обеспечивать наибольшие коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей среды при минимальных приведенных затратах (рациональная система разработки). Система разработки - это совокупность технико-технологических и организационных взаимосвязанных инженерных решений, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин. Система разработки включает последовательность и темп разбуривания залежи; число, соотношение, взаимное расположение нагнетательных, добывающих, специальных (контрольных и др.) скважин, очередность их ввода; мероприятия и методы по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежей. Разработка нефтяного месторождения должна вестись по системе, обеспечивающей наилучшее использование природных свойств нефтяного пласта, режима его работы, технологии и техники эксплуатации скважин и других объектов и сооружений при обязательном соблюдении норм охраны недр и окружающей среды. Оборудование фонтанных скважин Скважина оборудуется колонной головкой и фонтанной ёлкой. Основное оборудование: 1 – лубрикатор; 2 – лубрикаторная задвижка; 3 – штуцер; 4 – фонтанная ёлка; 5 – затрубные задвижки; 6 – НКТ; 7 – крестовина. Дополнительное оборудование: 8 – клапан-отсекатель; 9 – пакер; 10 – воронка. Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и эксплуатационных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Фонтанная арматура служит для: • герметизации устья скважины; • направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию; • регулирования и контроля режима работы скважины созданием противодавления на забое.  Схема фонтанной арматуры: 1 – трубная головка; 2 – фонтанная елка Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин Область применения газлифта Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях. Принцип действия газлифта.  Газообразный рабочий агент по специальной колонне труб подается в другую колонну труб, где смешивается, например, с нефтью, образуя газожидкостную смесь (ГЖС), которая будет подниматься на дневную поверхность. Причина подъема скважинной жидкости на дневную поверхность следующая: получающаяся при смешивании закачиваемого газа и пластовой жидкости ГЖС будет иметь меньшую плотность, поэтому продукция скважины будет способна подниматься по трубам вплоть до дневной поверхности. Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насоснокомпрессорных 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. Различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.    Насос является объемным. При перемещении плунжера вверх и вниз всасывающий и нагнетательный клапаны по очереди открываются и закрываются, и жидкость подается из скважины на поверхность.  Насосная штангапредназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер-насоса. Устьевой шток - соединяет колонну штанг с канатной подвеской. Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Пример шифра станка – качалки - СКД78-3-4000 СКД - станок качалка дезаксиальный, 78 – наибольшая допускаемая нагрузка Pmax на головку балансира в точке подвеса штанг; 3 – наибольшая длина хода устьевого штока. Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и насосных штанг При всех способах эксплуатации скважин подъём жидкости и газа на поверхность происходит обычно по насосно-компрессорным трубам (НКТ), которые спускают в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы применительно к способам эксплуатации ещё называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъёмными, лифтовыми. Трубы всех типов исполнения А изготовляют длиной 10 м, а исполнения Б - двух длин: от 5,5 до 8,5 м и свыше 8,5 до 10 м. В основном применяют трубы с условным диаметром (округлённым наружным) 60 и 73 мм. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780 - 4250 м, а допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ - 12-15 мм. Это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146-мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 163-мм - 89 мм и при 194-мм - 114 мм (взято по условным диаметрам обсадных труб и НКТ).  Резьбовые соединения НКТ и муфта: а - труба с высаженными концами; б - муфта; в - труба гладкая Насосные штанги, передающие движение плунжеру скважинного насоса, наиболее ответственный элемент насосной установки. Насосные штанги изготавливаются из сталей разных марок. Для повышения прочности материала штанг они подвергаются термической обработке (нормализации) и обработке токами высокой частоты для упрочнения их поверхности.  Насосная штанга.Гост предусматривает изготовление штанг диаметром 16, 19, 22 и 25 мм, длиной 8000 м, допускается выпуск штанг длиной 7500 мм в количестве не более 8% от числа штанг длиной 8000 мм. Кроме таких штанг для подбора необходимой длины подвески изготавливаются укороченные штанги длиной 1000,1200,1500,2000 и 3000 мм. |