Отчёт по практике в ТПП

 

По данной таблице мы видим, что план по добыче нефти с начала года выполнен на 99,9% невыполнение плана связано с набором нефти в РВС на ДНС в объёме 2000 тонн. Наработка на отказ УШГН и УЭЦН выполняется по плану.

 

 

 

4. Способы и особенности эксплуатации скважин. Фонд скважин.

1. Эксплуатация фонтанных скважин                                                     Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости. Различают два вида фонтанирования скважин: фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, - артезианское фонтанирование; фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования. Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины. Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании.                                                                                    2. Эксплуатация скважин  штанговыми насосами                                                                                                     ШСНУ состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном  (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном  (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги и трубы. Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ). Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира. Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК. Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде. Все элементы станка-качалки - пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг. Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

3. Эксплуатация  скважин электроцентробежными насосами        Электроцентробежные насосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения. Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя полость такой трубы содержит большое число сложных деталей, требующих совершенной технологии изготовления.  Погружные электроцентробежные насосы - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. Электроцентробежные насосы опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой.

Фонд нефтяных и нагнетательных скважин на 01.09.2011 год

	Общий пробуренный фонд на 01.09.2011 г. равен 744            скважин: действующий нефтяной фонд- 163 скв. в бездействии-14 скв. в консервации-132 скв. пьезометрические-36 скв. в ликвидации-176 скв.
	действующий нагнетательный фонд-109 скв. в бездействии-19 скв. в консервации-49скв. пьезометрические-3скв. в ликвидации-43скв.

 

 

 

 

 

 

 

5. Способы повышения эффективности эксплуатационного фонда.

Эксплуатационный фонд скважин - та часть основных фондов нефтегазодобывающих  предприятий, который обеспечивает добычу нефти и газа.

Эксплуатационный фонд скважин n_скв.э представляет собой основную рабочую часть фонда скважин, обеспечивающую задание по добыче нефти и газа, это все когда-либо сданные в эксплуатацию скважины -- действующие n_скв.д и бездействующие n_скв.б.

n_скв.э = n_скв.д + n_скв.б

Поскольку эксплуатационный фонд скважин  представляет собой основную часть  фонда скважин и только он обеспечивает задание по добыче нефти и газа, показатели объема работ на каждый данный момент определяются этой частью фонда и выражаются в виде числа  нефтяных и газовых скважин на начало или конец данного периода  времени.

Повышение эффективности использования  основных фондов нефтегазодобывающих  предприятий достигается следующими путями.

1. Увеличение времени полезной  работы основных фондов (экстенсивные  резервы). К этим резервам относятся:

-- ввод в эксплуатацию бездействующих  скважин. Бездействие скважин  определяет неполное использование  производственной мощности предприятий,  потери добычи нефти и газа, ухудшение экономических показателей.  Число бездействующих скважин  сокращается благодаря предотвращению  выхода из строя эксплуатационных  скважин, ускорению освоения новых  скважин, укреплению цехов капитального  ремонта и повышению технического  уровня ремонтных работ. Сохранению  скважин в действующем фонде  способствуют установление и  поддержание оптимального технологического  режима их эксплуатации, правильный  выбор эксплуатационного оборудования, эффективная борьба с выносом  песка, отложениями парафина и  др.;

-- ликвидация аварий и простоев  в процессе эксплуатации скважин.  Устранение простоев требует  правильного распределения рабочей  силы, средств, труда, материальных  ресурсов;

-- эффективное увеличение межремонтного  периода эксплуатации скважин,  при котором обеспечивается поддержание  постоянного дебита, установленного  технологическим режимом эксплуатации  скважин. Удлинению межремонтного  периода эксплуатации скважин  способствуют широкое внедрение  методов искусственного воздействия  на пласты, массовое применение  погружных электроцентробежных насосов (обладающих большим межремонтным периодом), совершенствование методов борьбы с выносом песка и отложениями парафина;

-- продление срока жизни нефтяных  скважин. Этому способствуют многопластовость  месторождений, широкое применение  вторичных методов добычи нефти  и различных методов повышения  производительности скважин, детальное  изучение мало дебитных, бездействующих  и ликвидированных скважин. 

-- эффективное удлинение сроков  службы нефтяного оборудования. Большой эффект дает улучшение  качества глубинных насосов, применение  экономичных колонн насосно-компрессорных  труб (изготовленных из нескольких  марок сталей разной стоимости), реставрация этих труб и их  повторное использование. Все  это сокращает капитальные вложения  в оборудование скважин.

2. Увеличение производительности  использования основных фондов  в единицу времени (интенсивные  резервы), т. е. повышение интенсивности  использования скважин, пластов  и месторождения в целом путем:

-- расширения и совершенствования  искусственного воздействия на  нефтяные пласты. Поддержание пластового  давления в сочетании с внедрением  редких сеток скважин позволило  исключить за 20 лет его применения  бурение 22 тыс. скважин и реализовать  другие преимущества;

-- применения методов воздействия  на призабойную зону скважин.  К наиболее эффективным из  них относятся: гидравлический  разрыв пластов, солянокислотная  обработка забоев скважин, обработка  призабойной зоны поверхностно-активными  веществами и другие методы;

-- предотвращения осложнений в  работе скважин;

-- установления и совершенствования  оптимального технологического  режима эксплуатации скважин.  На многих инженерно-технологических  службах все действующие скважины  эксплуатируются на таких режимах;

-- одновременно-раздельной эксплуатации  двух и более пластов одной  скважиной, обеспечивающей увеличение  добычи нефти и газа, экономию  капитальных вложений и издержек  производства;

-- широкого развития безвышечной  эксплуатации. Стационарные вышки  и мачты используется в течение  не более 15--20 дней в году, а  остальное время бездействуют  и разрушаются от коррозии. Повышению  фондоотдачи и рентабельности  способствует применение передвижных  агрегатов, оснащенных мачтами  или вышками и комплексом механизмов  для спускоподъемных операций;

-- комплексной автоматизации нефтегазодобывающих  предприятий, обеспечивающей совершенствование  режимов работы скважин, повышение  экономической эффективности производства, облегчение и изменение условий  труда;

-- устранения потерь продукции скважин; для этого необходимо своевременное строительство объектов газового хозяйства, сбор и утилизация парафиновой массы, ликвидация потерь нефти .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Новое оборудование применяемое в данном цехе.

Приборы и устройства для  контроля за работой скважин.

 

Установка магнитной обработки  жидкости.

УМЖ-73-0,03 предназначена для обработки пластовой жидкости магнитным полем в нефтепромысловых скважинах с внутреннем диаметром эксплуатационной колонны 73 мм, с целью снижения интенсивности солеотложений, АСПО и вязкости эмульсии в колонне НКТ и продления межремонтного периода эксплуатации скважин.

Пример условного обозначения  установки при её заказе и в  технической документации EV:-73-0.03; где EV:-название устройства, 73- диаметр несущей трубы, 0,03-величина магнитной индукции.

 

Счётчик жидкости

Счётчики предназначены  для измерения массы жидкости, поступающей из скважин, на объектах добычи нефти и узлах  оперативного контроля учёта нефти.

Камерный преобразователь  расхода КПР счетчика СКЖ состоит  из корпуса и, в зависимости от типоразмера, одного или двух блоков измерительных. Для работы счетчика необходимо присутствие в его  корпусе свободного газа. Поэтому  счетчик наиболее подходит для измерения  веществ, содержащих в своем составе  попутный газ, способный выделяться в корпусе счетчика.  
Счетчики СКЖ измеряют расход в тоннах за сутки, а общую накопленную массу - в килограммах. В качестве измеряемой среды может быть жидкость, газожидкостная смесь, например, поступающая из нефтяных скважин, растворы различных веществ, в том числе пульпы с мелкодисперсными частицами, сжиженные газы. Возможно применение счетчика СКЖ для измерения сыпучих веществ.  
При измерении счетчиком массы жидкости в составе газожидкостной смеси в большинстве случаев не требуется предварительного разделения ее на жидкость и газ.  
Счетчики СКЖ могут применяться в разных областях, пока наиболее широкое применение они нашли в нефтедобывающей и химической промышленности. Счетчики СКЖ устанавливаются на устье добывающей скважины, на групповой замерной установке, на узле сбора и подготовки нефти, в системах контроля и регулирования технологических процессов. Счетчики СКЖ также могут использоваться для порционного взвешивания в процессах смешивания, дозирования, проверки. При работе счетчик СКЖ выдает нормируемый импульсный выходной сигнал для передачи информации в систему телеметрии, а также имеет интерфейс EIA RS-232 и EIA RS-485, что позволяет легко встраивать его в любые системы автоматизированного контроля и управления.                                             Условное обозначение счетчика СКЖ:                                                                             СКЖ1 -ХХХ2 -ХХ3 ХХ4 -Х5 -Х6 -Х7  
1 - Сокращенное наименование счетчика  
2 - Верхний предел измерения расхода жидкости,(30, 60, 120, 210, 420), т/сут  
3 - Максимальное рабочее давление, кгс/см2  
4 - Модификация счетчика                                                                                                5 - Код комплектации вычислителем                                                                             6 - Код комплектации устройством электрообогрева                                                7 - Климатическое исполнение