Отчет по практике в бурение

     К наземному оборудованию  относится устьевая арматура, рабочие  манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки  – все оборудование, работающие на поверхности.

     Насосно-компрессорные  трубы в нефтяных скважинах  выполняют следующие основные  функции: а) являются каналом  для подъема добываемой жидкости; б) служат для подвески глубинного  оборудования; в) являются каналом  для проведения различных технологических операций; г) являются инструментом для воздействия на забой и призабойную зону.

     Пакеры – устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков скважины, например, призабойной зоны от остальной части. При этом они выполняют следующие функции:

- защищают обсадную колонну  от воздействия пластового давления;

- препятствуют контакту с ней  агрессивных пластовых жидкостей  и газов;

- способствуют давлению газа  только в НКТ, увеличивая их  коэффициент полезного действия;

- создают возможность раздельной разработки отдельных пластов и пропластков;

- позволяют осуществлять направленное  устьевое воздействие на отдельные  пропластки и пласты при технологических  операциях.

     Якорь предназначен  обеспечить дополнительную силу  для надежного удержания пакера в заданном интервале. Для этого якорь соединяется в один блок с пакером и спускаются в скважину одновременно. Удерживающими элементами в якоре являются плашки, срабатывающими от давления, создаваемого в колонне НКТ и передаваемого через канал под поршень.

     Фонтанная арматура  относится к оборудованию скважин,  которое призвано выполнять следующие  функции: а) герметизация кольцевого  пространства между обсадной  колонной и подъемными трубами;  б) направление движения газожидкостной  смеси; в) подвески глубинного оборудования; г) создание противодавления на устье;

Назначение основных из элементов  арматуры: колонный фланец – для  присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации затрубного пространства; тройник трубной головки  – для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка – для закрытия скважины; буферная задвижка – для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок – для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ) ; штуцер – для регулирования дебита скважины; вспомогательный монифольд – лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.

Обслуживание  фонтанных скважин.

     1. Оператор должен систематически проверять герметичность фонтанной арматуры.

      2. Принимая скважину от бригады ПРС и КРС, требовать укомплектованности арматуры уплотнительными кольцами и шпильками. Все болтовые соединения должны быть прочно  закреплены.

     З. Оператор постоянно должен следить за исправностью манометров для измерения давления в трубном и затрубном пространстве.

     4. Перед спуском скребка в скважину проверить исправность электролебедки, надёжность крепления её в салазке, наличие и исправность заземления электрического двигателя и пусковой аппаратуры. Убедиться в исправности скребка и его соединения, при наличии устранить неполадки.

     5. При внезапном фонтанном выбросе необходимо:

  а) принять меры для отключения энергии на участках сети, которые могут оказаться в зоне выброса;

  б) пользоваться инструментом, не дающим искру;

  в) потушить находящиеся вблизи бытовые и технические топки;

  г) вызвать пожарную охрану;

  д) перекрыть движение на дорогах, идущих к скважине;

  е) сообщить руководству ЦДНГ.

 

Трубная головка

 

1 — крестовик; 2 — набор манжет; 3 — грундбукса; 4 — трубодержатель; 5 — предохранитель; 6 — винт; 7 —  манжеты; 8 — гайка; 9 — втулка; 10 —  переводник.

Рис.8

 

 

 

 

 

 

 

 

Типовые схемы фонтанной арматуры

 

 

1 - манометр; 2 - запорное устройство  к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник,  крестовина; 6 - дроссель; 7 - переводник  трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка.

Рис.9

Оборудование скважины наземное и подземное при добыче нефти штанговыми глубинными насосами.

 

     Принудительный подъем  нефти из скважин с помощью  насосов является наиболее продолжительным  в жизни месторождения.

     Одним из разновидностей  этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН).

     УШГН представляет  собой поршневой насос одинарного  действия, шток которого связан  колонной штанг с наземным  приводом – станком-качалкой. 
     Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

     Подземное оборудование составляют: насосно-компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями.

     К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий монифольд.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Схема установки  со штанговыми глубинными насосами.

1 — всасывающий клапан; 2 — нагнетательный  клапан; 3 — насосные штанги;

4 — тройник; 5 — сальник; 6 — балансир; 7 и 8 — кривошипно-шатунный механизм; 9 — двигатель.

Рис. 10

 

     Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд (процесс нагнетания).

     При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Оборудование скважины наземное и подземное при добыче нефти нештанговыми глубинными насосами.

 

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. (привод – станок-качалка, установленный на поверхности, воздействует через колонну штанг на насос, находящийся в скважине на значительной глубине). 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.

К БШНГ следует отнести  струйные насосы. Разработанные и  испытываемые в настоящее время  на промыслах союза. Они основаны на принципе подъема нефти за счет эжекционного эффекта, создаваемого потоком  подаваемой в скважину жидкости.

Применяются и электродиафрагменные насосы, в которых подача жидкости производится перемещающейся диафрагмой.

     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).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Схема оборудования скважины погружным  центробежным электронасосом на кабеле-канате для принудительного перетока

а - переток из нижнего пласта в  верхний; б - переток из верхнего пласта в нижний; 1 - разделительный пакер; 2 - электродвигатель (ПЭД); 3 - гидрозащита; 4 - центробежный насос; 5 - якорь; 6 - кабель-канат; 7 - приемная сетка насоса                                              Рис.11

Основные объекты  системы нефтегазосбора.

 
1. Добывающие, нагнетательные, поглощающие,  контрольные и другие виды. Бурятся на иные горизонты в соответствии со своим назначением.  
2. Подвесные компрессоры. Предназначены для отбора газа из затрубного пространства скважин и улучшения условий охраны окружающей среды. 
3. Групповые замерные установки (ГУ). Осуществляют по заданной программе замер количества и качества  добываемых нефти, газа и воды из каждой или групп скважин и передают информацию на диспетчерский пункт для оперативного контроля. 
4. Дозаторные установки. В соответствии с заданным режимом вводят в продукцию скважин реагенты-деэмульгаторы для разрушения эмульсии в процессе транспортирования по трубопроводам, ингибиторы коррозии и другие необходимые химикаты.  
5. Путевые нагреватели. Нагревательные печи. Осуществляют нагрев продукции скважин для снижения ее вязкости и обеспечения транспортабельности, разрушения эмульсии в процессе движения по трубопроводам, осуществления предварительного сброса воды и улучшения процесса сепарации газа.

6. Сепараторы газа. 
7.Дожимные насосные станции (ДНС). Мулътифазные насосы. В зависимости от режима работы обеспечивают: 
8. Коммуникационные трубопроводы. Выполняя традиционные функции, не должны нейтрализовать положительные технологические эффекты, достигнутые на предыдущих участках, и выполнять функции технологических аппаратов различного типа.. 
9. Установки подготовки нефти. В варианте высокой удельной производительности обеспечивают: обезвоживание и обессоливание нефти, снижение содержания в ней механических примесей до допустимого уровня.

10. Очистные сооружения. В необходимых наборах аппаратов (отстойники, резервуары, фильтры) осуществляют очистку воды до установленных норм, в том числе отбираемой на водозаборах, промливневых стоков, технологических потоков воды, а так же пластовой воды, сбрасываемой из технологических аппаратов всех типов. 
12. Резервуарные парки.Обеспечивают прием и хранение сырой нефти для стабильной работы ДНС и УПН при временных отключениях скважин на промыслах, а также выполняют функции аппаратов предварительного сброса воды, буферных емкостей, отстойников для улучшения качества нефти, концевых ступеней сепарации, накопителей шламов, аппаратов очистки воды и т.д. 
13. Компрессорные станции и системы улавливания паров нефти (УЛФ). Принимают газ из сетей газосбора, аппаратов и резервуаров низкого и среднего давления, дожимают его до давления, обеспечивающего транспортирование газа до ГПЗ или до магистрального газопровода высокого давления.

14. Блоки очистки газа от сероводорода. Пока широко не применяются, но полезны на ГУ и ДНС для очистки небольших объемов газа с превращением сероводорода в элементарную серу с помощью каталитических абсорбентов. 
15. Мини-электростанции. Предназначены для получения эл/энергии необходимого качества при сжигании факельных газов, улучшения условий охраны окружающей среды. 
16. Головные сооружения. Резервуарные парки, насосные станции, магистральные трубопроводы предназначены для приема, обработки и последующей транспортировки нефти на НПЗ из различных НГДУ, улучшения качества нефти. 
17. Система ППД. Очистные сооружения, водозаборы, насосные станции (компрессорные станции) и система трубопроводов обеспечивают очистку по каскадной технологии для более эффективного воздействия на пласт и сокращения затрат на очистку воды. 
18. Установки по переработке нефтешламов. Обеспечивают извлечение нефти, воды и твердых взвесей из нефтесодержащих шламов с качеством, позволяющим использовать их в виде товарных продуктов.

Конструкция скважин.

 

Под конструкцией скважины подразумевается схема ее устройства: диаметры по интервалам глубины бурения, диаметры и длина колонн обсадных труб, глубина их спуска, места цементирования. Обсадные трубы необходимы для закрепления устья скважины и предохранения его от размывания, закрепления залегающих в верхней части разреза неустойчивых, водоносных и выветренных горных пород, перекрытия зон разрушенных, раздробленных, неустойчивых и водоносных пород и других интервалов, закрепления карстовых пустот, перекрытия подземных горных выработок и толщи вод (при морском бурении).