Отчет по учебной практике. готов отчет. Роль буровых работ в поиске, разведке и освоении нефтяных и газовых месторождений.
 Скачать 2.95 Mb.
|
 (Рис 5.) Предметная специализация, в данном случае, выражается в том, что создаются производственные единицы, специализирующиеся на добыче нефти, газа или газового конденсата; управления буровых работ, осуществляющие строительство скважин; а также структурные подразделений вспомогательного и обслуживающего производства. Концентрация же производства заключается в том, что все эти производственные подразделения объединены в рамках одного предприятия. Основной производственный процесс на нефтегазодобывающих предприятиях выполняется следующими подразделениями: · Нефтегазодобывающие управления (НГДУ) и газодобывающие управления (ГДУ). Иногда добыча нефти осуществляется шахтным методом. В данном случае основной производственный процесс реализуется нефтешахтными управлениями (НШУ); · Управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и КРС); · Управления по внутри промысловому сбору и использованию нефтяного газа (УВСИНГ); · Управления по подготовке технологической жидкости для поддержания пластового давления (УПТЖ); · Кустовые информационно-вычислительные центры (КИВЦ); · Научно-исследовательские и проектные институты (НИПИ). Для выполнения работ по воспроизводству минерально-сырьевой базы и подготовке запасов углеводородов к промышленной эксплуатации крупные нефтяные компании создают в своем составе геологоразведочные предприятия (ГРП) или управления поисково-разведочных работ (УПРР). Некоторые нефтяные компании имеют в своем составе собственные геофизические тресты. Техническое обслуживание производства представлено центральной базой производственного обслуживания по ремонту оборудования (ЦБПО), управлениями и базами производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования (УПТО и КО), управлением энергонефть (УЭН), управлением по эксплуатации средств автоматизированной передачи информации (УС) и эксплуатационным управлением автомобильных дорог (УАД). Также к обслуживающему производству относятся управления технологического транспорта и специальной техники (УТТСТ) и ремонтно-механические заводы (РМЗ). Поддержание объемов добычи нефти и газа на неснижаемом уровне, а тем более их увеличение, требует постоянного проведения работ по вводу в действие новых добывающих мощностей. Это вызывает необходимость создания в составе нефтегазодобывающего предприятия постоянно действующих управлений буровых работ (УБР) и управлений разведочного бурения (УРБ). Для их эффективного функционирования организовываются вышкомонтажные и тампонажные управления (ВМУ и ТУ). Для ведения работ, связанных с промысловым обустройством и строительством производственных объектов создаются ремонтно-строительные управления (РСУ) и строительно-монтажные тресты (СМТ). Для осуществления экономического обслуживания в нефтегазодобывающих предприятиях создаются планово-экономические управления и отделы (ПЭУ), отделы труда и заработной платы (ОТиЗ), нормативно-исследовательские станции (НИС) и экономические информационно-вычислительные центры (ЭИВЦ). Учетные функции выполняют управления бухгалтерского учета и аудита. Работа по обслуживанию кадров проводится через учебно-курсовой комбинат (УКК), жилищно-коммунальное хозяйство (ЖКХ), отделы рабочего снабжения (ОРС), торгово-закупочные базы (ТЗБ). Кроме того объединение имеет медсанчасть (МСЧ), военизированную охрану (ВОХР) и детские учреждения (ДУ). Большинство вертикально-интегрированных нефтяных компаний, как в Росси, так и за рубежом имеют в своем составе также нефтеперерабатывающие заводы, подразделения по сбыту нефти и нефтепродуктов, различные финансовые организации (собственные банки, страховые компании, депозитарии), а также подразделения санаторно-курортного обслуживания. 3.2. Способы добычи. Подъем нефти на дневную поверхность получил название «добыча нефти», по аналогии с известными «добыча угля», «добыча руды». Однако, кроме названия, они существенно отличаются по технологии процесса извлечения. Разделяют два вида осуществления этого процесса – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механическом способе – прибегают к принудительному способу подъема с помощью различных устройств, спускаемых в скважину. Фонтанный способ добычи экономичен и существует в первоначальный период разработки месторождения, пока запасы пластовой энергии достаточно велики. Затем на смену ему приходят механизированные способы. В зависимости от применяемых методов механизированные способы подразделяют на компрессорный и насосный. Последний включает в себя добычу нефти с помощью штанговых и бесштанговых насосов. 3.3. Бесштанговые скважинные насосные установки (БШГН). Главной отличительной особенностью бесштанговых скважинных насосов (БШГН), позволяющей выделить их в самостоятельную группу, является отсутствие механической связи между приводом и самым насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса. (Там, если вы вспомните, привод – станок-качалка, установленный на поверхности, воздействует через колонну штанг на насос, находящийся в скважине на значительной глубине). Хорошо это или плохо – отсутствие штанг? Каковы технические и технологические особенности бесштанговых насосов? Прежде чем установить это, рассмотрим основные виды бесштанговых скважинных насосов, выпускаемые в настоящее время отечественной промышленностью и применяемые на нефтяных промыслах. Наиболее обширную группу в классе БШНГ составляют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно с насосом на заданную глубину. Вторую группу составляют установки электровинтовых насосов (УЭВН). Их доля в общем балансе добычи нефти незначительна. Приводом винтового насоса тоже служит погружной электродвигатель, спускаемый вместе с насосом на заданную глубину. Третью группу составляют установки гидропоршневых насосов (УГПН). И хотя их в настоящее время почти не встретите на промыслах, по технико-технологическим особенностям, а также по очередности разработки и применения в прошлом на промыслах, они могут быть выделены в третью группу. Приводом УГПН является специально спускаемый вместе с поршневым насосом гидравлический двигатель. 3.4. Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). По конструктивному исполнению УЭЦН подразделяются на три группы: а) насосы исполнения 1 предназначены для эксплуатации нефтяных и обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,1 г/л; б) насосы исполнения 2 (износостойкое исполнение) предназначены для эксплуатации сильно обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,5 г/л; в) насосы исполнения 3 предназначены для откачки жидкости с водородным показателем pH=5-8,5 и содержанием до 1,25 г/л сероводорода. По величине поперечного габарита УЭЦН подразделяются на группы: а) группа 5 – насосы с наружным диаметром корпуса 92 мм; б) группа 5А - насосы с диаметром корпуса 103 мм; в) группы 6 и 6А - насосы с диаметром корпуса 114 мм. Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование. К подземному оборудованию относятся: а) электроцентробежный насос, являющийся основным узлом установки (ЭЦН); б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса; в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора; г)токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД; д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность. К наземному оборудованию относятся: а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля; б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН; в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого на ПЭД; г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спускоподъемных операциях. В настоящее время выпускается более 78 типоразмеров УЭЦН. Каждый типоразмер имеет определенный шифр. Например, УЭЦНМ (К) 5-125-1200 обозначает: У – установка, Э – привод от электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, коррозионно-устойчивое исполнение, 5 – группа (диаметр обсадной колонны, для которой он предназначен), 125 – подача насоса, (куб.м/сут), 1200 – напор (м). ЭЦН является основным узлом установки. В отличие от поршневых насосов, сообщающих напор перекачиваемой жидкости посредством возвратно-поступательных движений поршня, в центробежных насосах перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстровращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления. Основными параметрами насоса являются: подача, напор, высота всасывания, потребляемая мощность и коэффициент полезного действия (КПД). Параметры насоса указывают в его паспорте при его работе на пресной воде. 3.5. Закачка воды в пласт. В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это – пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки. Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи. Основными качественными показателями вод, делающими возможным их применение, являются: 1) содержание взвешенных частиц: оценивается характеристикой заводняемого пласта и регламентируется величиной 40…50 мг/л и размером 5…10 мкм; 2) содержание кислорода – до 1,0 мг/л; 3) содержание железа – до 0,5 мг/л; Пластовые воды отличаются большим содержанием солей, механических примесей, диспергированной нефти, высокой кислотностью. Пластовые воды в процессе отделения от нефти смешиваются с пресными, с деэмульгаторами, а также с технологической водой установок по подготовке нефти. Именно эта вода, получившая название сточной, закачивается в пласт. Характерной особенностью сточной воды является содержание нефтепродуктов (до 100 г/л), углеводородных газов до 110 л/куб.м., взвешенных частиц – до 100 мг/л. Закачка в пласт такой воды не может проводиться без очистки до требуемых нормативов, которые устанавливаются по результатам опытной закачки. 3.6. Закачка пара в пласт. При закачке пара в пласт формируются три зоны: первая зона, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне; вторая – зона горячего конденсата (воды), в которой та снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой; третья – зона, не охваченная тепловым воздействием, в которой температуры равна пластовой.Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей водой вследствие более низких капиллярных сил, из-за более высокой температуры пара, более высокой его смачиваемости и подвижности.Механизм вытеснения нефти аналогичен вытеснению при закачке горячей воды.На территории СНГ к настоящему времени несколько сот залежей высоковязких нефтей, 50% из них законсервировано. КНО на таких месторождениях не превышает 15%. 3.7. Соляно-кислотная обработка. С  оляно-кислотная обработка скважин – это воздействие соляной кислоты на материал пласта. В основном продуктивные пласты состоят: либо из кремнезёмистого пласта, либо из песчаного (SiO2), либо представлены известняками или долонитами (CaCO3 – основной компонент). Так как с кремнеземом соляная кислота не реагирует - в песчаных пластах она бесполезна. Возможно использование HF. Соляная кислота хорошо реагирует с известнякамиCaCO3+2HCl = CaCl2+CO2 +H2O Было твёрдое вещество (CaCO3) из него получиили растворимую в воде соль (CaCl2), образовавшийся углекислый газ и вода. В результате увеличивается пористость и проницаемость призабойной зоны. При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т.п. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки, вымывают (“кислотная ванна”) отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции. Если в скважине возможно установить циркуляцию, то сначала её заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают раствор соляной кислоты. Вытесняемую нефть замеряют в мернике (количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объёму насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчётного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину нагнетают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину и пускают в эксплуатацию. При кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат типа Азинмаш-30) или обычные передвижные насосные агрегаты, смонтированные на автомобили или тракторе. 4. Обьекты по сбору, подготовке и транспортировке нефти, газа и воды. В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС) или сепарационные установки с насосной откачкой, а также центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН). Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диаметром 73-114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по коллекторам большого диаметра. Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. Так, в одних случаях продукция разделяется на АГЗУ на обводненную и безводную, а в других она транспортируется после АГЗУ по единому коллектору. На некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступенни, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо за счет давления в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке. Принцип работы элементов системы на всех месторождениях одинаковый: на АГЗУ фазы не разделяются. Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, деэмульсация продукции, обессоливание, стабилизация нефти. Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацией и обессоливанием. Основным оборудованием системы сбора являются: выкидные линии и коллекторы, автоматизированные групповые замерные установки, путевые подогреватели, дожимные насосные станции. Для промысловых коммуникаций используют трубопроводы из бесшовных горячекатаных труб. При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения. Выбор трубопровода должен быть обоснован технико-экономическими расчетами. Трубопроводная арматура разделяется на три группы: запорная, регулирующая, предохранительная. Транспорт попутного газа на площадях нефтяных месторождений осуществляется по газопроводам. Газопроводы, по которым газ поступает на прием компрессорной станции, называются подводящими, а по которым подводится к компрессорам - нагнетательными. Газопроводы, в которые поступает газ по нескольким трубопроводам, называются газосборными коллекторами. Конфигурация газосборного коллектора зависит от числа сепарационных установок, их размещения на месторождении и системы сбора и транспорта нефти и газа. Коллектор должен быть экономически целесообразным, обеспечивать бесперебойную подачу газа, а также быть маневренным и удобным в обслуживании. Расход жидкости или газа по трубопроводу определяют при помощи дифференциальных манометров. Блочные автоматизированные групповые замерные установки предназначены: для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа; На нефтяных месторождениях широко применяются блочные АГЗУ типа “Спутник”. За последние годы объем парафинистых и высоковязких нефтей в общей добыче нефти возрастает, что связано с открытием и вводом в разработку месторождений на п-ове Мангышлак, в Казахстане, Туркменистане, Коми и других районах. Практика эксплуатации показывает, что при совместном сборе нефти и газа одним из основных направлений борьбы с парафином являются снижение до минимума потерь тепла и поддержание оптимальной температуры при добыче и транспорте продукции скважин. Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. 5. Охрана труда, окружающей среды и недр в нефтегазодобывающей промышленности. Проведение буровых работ должно проводится в соответствии с правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 12.03.2013 г. Требования безопасности к применению буровых растворов регламентируются пунктами 207-221. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями обеспечивать безаварийные условия производства буровых работ. Буровой подрядчик должен осуществлять контроль наличия документов, подтверждающих соответствие химических реагентов и материалов, используемых для приготовления технологических и промывочных жидкостей. Обработка и приготовление бурового раствора производится в соответствии с рабочим проектом, при этом необходимо руководствоваться инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться защитными средствами. При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и другие) буровым подрядчиком должны быть разработаны мероприятия по охране труда по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Места, определенные рабочим проектом, где при производстве работ возможно выделение в рабочую зону опасных и вредных газов, должны оборудоваться автоматическими газоанализаторами, при появлении загазованности необходимо выяснить причины и принять меры по ее устранению. При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны. Во всех случаях, связанных с повреждением кожи, глаз, дыхательных путей, органов пищеварения химическими реагентами следует сразу после оказания первой медицинской помощи пострадавшему, обратится к врачу Основные правила экологической безопасности ведения буровых работ на всех этапах строительства скважины регламентируются РД 39-133-94. Потенциальными источниками загрязнения окружающей среды при строительстве скважин являются: - буровые и тампонажные растворы; - буровые сточные воды и шлам; - пластовые минерализованные воды; - продукты испытания скважины; - продукты сгорания топлива при работе котельных и ДВС; - горюче-смазочные материалы; - хозяйственно-бытовые сточные воды и твердые отходы; - загрязненные ливневые сточные воды. Контроль за состоянием и охраной окружающей среды при бурении скважин на нефть и газ осуществляется в виде разноплановых мероприятий. Рассмотрим мероприятия по охране атмосферного воздуха. На кустовой и индивидуальной площадке для эксплуатационных скважин при электрическом приводе основными источниками загрязнения атмосферного воздуха являются котельная ПКН-2М и передвижная электростанция. В составе отходящих газов в атмосферный воздух выбрасываются окись углерода, окислы азота, альдегиды, сажа. Предельно допустимые концентрации (ПДК) этих веществ СН N 3086-84 приведены в таблице 5.1. Таблица 5.1 – Предельно-допустимые концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе
При строительстве скважин осуществляются следующие мероприятия для снижения отрицательного воздействия на атмосферный воздух: - до начала бурения скважины проверяются и приводятся в исправное состояние все емкости, где будут храниться буровые растворы и химические реагенты; - осуществляется герметизация устья скважины, системы приема и замера пластовых флюидов, поступающих при испытании скважины; - для процесса строительства скважины используются химические реагенты, имеющие установленные значения ПДК; - доставка и хранение химических реагентов осуществляется в герметичных емкостях; - процесс сжигания топлива в котельной и ППУ регулируется (оптимизируется) согласно режимным картам; - применяемый при строительстве скважины передвижной транспорт своевременно проходит контроль; - определение содержания загрязняющих веществ в отработанных газах дизельных агрегатов и при работе двигателя автомобиля осуществляется с помощью газоанализатора. Рассмотрим мероприятия по охране подземных вод. В основным мероприятием по предупреждению загрязнения подземных вод является качественное цементирование заколонного пространства скважины. Горизонты, содержащие пресные воды, с целью исключения межпластовых перетоков и попадания в них сточных вод, перекрываются обсадными колоннами. Для этого на глубину 150 м спущено направление с подъемом цементного раствора до устья. Затем весь интервал залегания пресных вод перекрывается кондуктором с цементированием до устья. Эксплуатационной колонной перекрыты все нефтеводонасыщенные горизонты. Тампонажный раствор за эксплуатационной колонной скважины поднимается с перекрытием ранее спущенной колонны на 100 м. Вся продуктивная толща изолирована цементным раствором нормальной плотности, а вышележащие горизонты – облегченным. С целью повышения надежности изоляции пластов продуктивной части разреза, исключения пластовых перетоков эксплуатационная колонна в этом интервале оборудована специальной оснасткой, а в цементный раствор введены стабилизирующие добавки. В процессе освоения скважин продукты (нефть, минерализованная вода) закачиваются в нефтесборный коллектор (при отсутствии коллектора пластовый флюид вывозится автотранспортом в сбор-ный пункт месторождения). Рассмотрим мероприятия по охране земель. Буровые работы необходимо проводить только в пределах отведенной территории. Движение транспорта должно осуществляться по дорогам, которые должны иметь водопропускные каналы. Нельзя допускать пролив ГСМ на землю. Площадка под склад ГСМ должна быть гидроизолирована и обвалована. Сыпучие материалы должны храниться в сарае. Сбор бытовых отходов производится в мусоросборники (металлические контейнера), которые устанавливают рядом с кухней-столовой. Они вывозятся по мере заполнения. Жидкие отходы от кухни-столовой, бани, туалета, собираются в выгребных ямах, которые после окончания строительства скважины должны быть засыпаны грунтом. По окончании буровых работ отведенная территория рекультивируется. Рекультивация земель включает в себя два этапа: технический и биологический. При проведении технического этапа рекультивации земель должны быть выполнены следующие работы: - очистка площадки от бетонных и металлических отходов, оставшихся по завершении строительства скважины, засыпка нагорных водоотводных канав, террасирование откосов, засыпка амбаров, планировка площадки; - строительство подъездных путей к рекультивированным участкам, строительство въездов и дорог на них с учетом прохода сельскохозяйственной и другой техники; - мелиорация токсичных пород и загрязненных почв, если невозможна их засыпка слоем потенциально плодородных пород; - создание при необходимости экранирующего слоя; - покрытие земель слоем потенциально плодородных пород или плодородной почвы. Для защиты окружающей среды от загрязнения, выбуренную породу и избыточный глинистый раствор отводят или вывозят в специально отведенные для утилизации и захоронения места, согласованные с районной санэпидстанцией. Шлам и песок с вибросит и пескоотделителя по проемам и направляющим желобам отводят в амбар. Раствор, теряемый вместе со шламом, излишний буровой раствор, образующийся при цементировании скважин, отводят в амбар с последующим захоронением. Заключение. В ходе ознакомительной практики произошло ознакомление с процессами, оборудованием и принципами его функционирования бурения нефтяных и газовых месторождений, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения. Также закреплены знания по охране труда и окружающей среды, получен навык работы в производственном коллективе. Приложение. 1. Проект на бурение горизонтальной скважины № 7172А куста № 102А 2. Программа на проводку горизонтальной скважины № 9185А куста № 102А 3. Проект на бурение горизонтальной скважины № 9185А куста № 102А 4. Программа на проводку горизонтальной скважины № 7172А куста № 102А     | ||||||||||