Отчёт по практике в "Славнефть"

 

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

государственное образовательное учреждение высшего  профессионального

образования

Кубанский Государственный Технологический  университет

 

 

 

 

Кафедра нефтегазового промысла

 

 

 

 

 

 

 

 

ОТЧЕТ

по  первой производственной практике

 

Специализации: «Капитальный ремонт скважин»

 

 

 

 

 

 

 

Студента 09-Н-РЭ2 Талдыка К.С.

 

 

 

 

Руководитель  практики

от кафедры НГП          Проселков Е.Б.

 

 

 

 

 

 

Оценка защиты:

 

 

 

г. Краснодар, 2012 г

 

Содержание

 

№  п/п	Название	Стр.
1	Введение	3
2	1. Бурение нефтегазовых скважин.	4
3	1.1. Назначение бурильной  колонны, ее составные элементы	4
4	1.2. Назначение промывочной  жидкости и требования,        предъявляемые  к ней.Классификация	5
5	1.3. Понятие о вскрытии  продуктивных горизонтов. Способы         вскрытия продуктивных пластов	6
6	2. Понятие о конструкции  скважины, ее составные элементы.      Изображение  конструкции скважины на схеме.	8
7	2.1. Составные элементы обсадной колонны и ее назначение.	9
8	2.2. Понятие о цементировании  обсадных колонн. Цели и способы        цементирования  скважин.	10
9	3. Эксплуатация скважин	12
10	3.1. Способы вызова  притока из пласта при освоении  скважин.         Испытаниескважины  на продуктивность.	12
11	3.2. Фонтанная эксплуатация	14
12	3.3. Назначение, основные  схемы и состав фонтанной арматуры.	14
13	3.4. Подземное оборудование  фонтанных скважин	18
14	4. Газлифтная эксплуатация	19
15	4.1. Системы газлифтных  подъемников. Условие газлифтной         эксплуатации	19
16	4.2. Конструкции и системы  газлифтных подъемников	19
17	4.3. Достоинства и недостатки  газлифтного способа эксплуатации	20
18	5.Эксплуатация скважин  электроцентробежными насосами (ЭЦН)	21
19	5.1.Установки погружных  электроцентробежных насосов (УЭЦН)	21
20	6 Эксплуатация скважин  штанговыми насосами	27
21	6.1 Основные узлы и  особенности конструкции вставных  и        невставных  штанговых скважинных насосов.	27
22	6.2. Станки-качалки	32
23	6.3 Устьевое оборудование	34
24	6.4. Штанги насосные (ШН)	35
25	6.5. Правила безопасности  при эксплуатации скважин        штанговыми  насосами	36
26	7. Эксплуатация скважин  другими методами (применение ГПН,      ЭДН, ЭВН  )	37
27	7.1.Особенности конструкции  винтовых насосов для скважинной        добычи  нефти.	37
28	7.2. Основные узлы УЭДН  и их конструктивные особенности	38
29	7.3. Гидропоршневые насосные  установки для добычи нефти	38
30	8. Поддержание пластового  давления на месторождении	41
31	8.1. Системы разработки  нефтяных залежей (месторождений)  с        поддержанием пластового давления.	41
32	8.2. Технологии в использовании сеноманских вод в системах ППД         на месторождениях	42
33	9. Подземный и капитальный  ремонт скважин	44
34	9.1.Общие понятия о  ремонте скважин	44
35	9.2. Установки и агрегаты  для подземного и капитального          ремонта и освоения скважин	44
36	10. Сбор и подготовка  нефти, газа и воды на месторождении	48
37	10.1. Промысловый сбор  и подготовка нефти, газа и  воды	48
38	11. Экология.	55
39	11.1. Экологическая характеристика  нефтегазодобывающего производства	55
40	11.2. Источники и масштабы техногенного загрязнения в          нефтяной промышленности.	58
41	Список используемых источников	60

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые - Аганское (с запада), Малочерногорское (с северо-востока),Лорьеганское (с востока),Мыхпайское (с юга) месторождения.  

Географически район  месторождения приурочен к водоразделу  рек Вах, являющейся судоходной, и  Ватинского Егана, правых притоков р.Оби. Рельеф слабопересеченный, с абсолютными  отметками от плюс 45 до плюс 75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озёра. Наиболее крупными являются: Самотлор (его площадь 62 км2), Кымыл,              Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Многие озёра и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием  хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озёр.

Климат территории континентальный  с коротким прохладным летом и  продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет -3*С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (-23*С), самым тёплым - июль (+18*С). Абсолютный минимум температур (-49*С) был зарегистрирован в январе, абсолютный максимум (+39*С) - в июле.

По характеру выпадаемых атмосферных осадков описываемая  территория относится к районам с избыточным увлажнением.

Населенные пункты непосредственно  на площади месторождения отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие расположены на берегу р. Оби в 35 и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района - русские, ханты и манси. В малонаселенном прежде районе в настоящее время быстро увеличивается численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов страны.

Основными отраслями  хозяйства района являются нефтедобывающая  промышленность, геолого-разведочные  работы на нефть и газ, строительство  объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота.

 

1. Бурение нефтегазовых скважин.

 1.1. Назначение бурильной колонны, ее составные элементы

Бурильная колонна (БК) соединяет  долото (или забойный двигатель и  долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).

БК предназначена для следующих целей:

• передачи вращения от ротора к долоту;
• восприятия реактивного момента забойного двигателя;
• подвода бурового раствора к ПРИ и забою скважины;
• создания нагрузки на долото;
• подъема и спуска долота;
• проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).

БК состоит (рис.)  из свинченных друг с другом ведущей  трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных  бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя  часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.

Кроме названных выше элементов в компоновку БК могут  включаться калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, промежуточные опоры для УБТ, обратные клапаны, фильтры, шламометаллоуловители, амортизаторы, протекторные кольца, средства наклонно-направленного бурения, керноприемные устройства и другое специальное оборудование.

 

 1.2. Назначение промывочной жидкости и требования, предъявляемые к ней. Классификация

Промывочных жидкостей и продувочных агентов.

Для выноса на поверхность  выбуренной породы (шлама),  применяют промывочные жидкости (буровые растворы). Основная задача промывки - обеспечение эффективного процесса бурения скважин - включает в себя сохранение как устойчивости стенок скважин, так и керна.

Промывочная жидкость имеет  кроме основной функции ряд других:

• Охлаждение и смазка трущихся деталей долота
• Предотвращение обвалов стенок скважины, за счет гидростатического давления столба жидкости; склеивания частиц обваливающихся пород; ограничение попадания фильтрата раствора (водоотдача) в пласты
• Уравновешивание пластового давления нефтегазоносных пластов.
• Смазка бурильных труб, стенок скважины, обсадных труб, частей бурового насоса и т.п.
• Удержание осколков выбуренной породы во взвешенном состоянии и предотвращение выпадения их на забой;
• Обеспечение осаждения песка и частиц выбуренной породы в отстойных емкостях. Таким образом, раствор должен иметь две противоположные особенности: удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии в стволе скважины и в то же время осаждать ее в отстойных емкостях;
• Передача энергии гидравлическим забойным двигателям;
• Передача сигналов от забойных приборов на принимающие приборы на поверхности.

В зависимости от величины частиц растворенного вещества буровые  растворы подразделяют на:

• Истинные –  частицы, которых состоят из  отдельных молекул, например раствор соли, сахара;
• Коллоидные – частицы, которых состоят из многих молекул (молекулярных цепочек), например раствор крахмала желатина и  т.п.
• Суспензии - частицы, которых имеют еще более крупные размеры, например раствор мела, графита и т.п.

Классификация промывочных жидкостей

В практике разведочного бурения в качестве исходных промывочных жидкостей используются:

1) вода;

2) водные растворы;

3) водные дисперсные  системы на основе:

• добываемой твердой фазы (глинистые, меловые, сапропелевые, комбинированные растворы);
• жидкой дисперсной фазы (эмульсии);
• конденсированной твердой фазы;
• выбуренных горных пород (естественные промывочные жидкости);

4) дисперсные системы  на углеводородной основе;

5) сжатый воздух.

В исключительных условиях для промывки скважин используются углеводородные жидкости (дизельное  топливо, нефть);

Все дисперсные системы  с твердой фазой могут быть с малым (до 7%), нормальным (до 20 – 22%) и повышенным содержанием (более 20 – 22%) твердой фазы.

Промывочные жидкости в  определенных условиях искусственно насыщаются воздухом и переходят в категорию аэрированных. В воде и водных растворах воздух в зависимости от его содержания может выступать в качестве дисперсной фазы или дисперсионной среды. В последнем случае промывочные жидкости называют пенами.

Промывочные жидкости с  водной средой делятся по степени и составу минерализации. По степени минерализации промывочные жидкости могут быть:

1) слабоминерализованными (менее 3%),

2) среднеминерализованными  (3 – 10%),

3) высокоминерализованными  (более 10%).

По составу минерализации они классифицируются в соответствии с названием соли, содержание которой является наибольшим – хлорнатриевая, хлоркальциевая, силикатная и т. д. По особенностям поведения в условиях повышенных забойных температур промывочные жидкости делятся на термоустойчивые и термонеустойчивые. Они могут быть термосолеустойчивыми.

Все промывочные жидкости делятся на обработанные химическими  реагентами и необработанные.

По назначению промывочные жидкости подразделяются на:

1) жидкости для нормальных  геологических условий бурения  (вода, некоторые водные растворы, нормальные глинистые растворы);

2) жидкости для осложненных  геологических условий бурения.

По основному эффекту, достигаемому химической обработкой, промывочные жидкости для осложненных  условий бурения можно подразделить на ингибированные, в которых структурообразование приостановлено на определенном уровне; солестойкие; термостойкие.

По способу приготовления промывочные жидкости бывают:

1) естественные (вода, углеводородные  жидкости и промывочные жидкости, получаемые в процессе бурения за счет постепенного образования дисперсной фазы из разбуриваемых пород);

2) искусственно приготовленные (все остальные).

Наибольшее распространение  в качестве промывочных жидкостей  получили глинистые растворы. В целом  их можно разделить на две группы:

1) нормальные (растворы, не обработанные реагентами);

2) специальные (растворы, обработанные реагентами с целью  направленного регулирования свойств  применительно к конкретным геологическим  и технологическим условиям).

 1.3. Понятие о вскрытии продуктивных горизонтов. Способы вскрытия продуктивных пластов.

Вскрытие  пласта — это комплекс операций для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Различают первичное и вторичное вскрытие пласта.

Первичное вскрытие — это процесс углубления забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта.

Вторичное — это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны. После вскрытия пласта скважину осваивают, вызывая приток жидкости из пласта, восстанавливая (частично) продуктивные характеристики призабойной зоны. От эффективности операций вскрытия продуктивного пласта и освоения скважин зависит величина притока жидкости из пласта, т. е. эффективность последующей эксплуатации скважин.

При вскрытии продуктивного пласта промывочная жидкость попадает в призабойную зону и снижает ее проницаемость. Особенно существенно снижение естественной проницаемости при вскрытии глинистых или глинизированных пластов. Основной отрицательный эффект связан с набуханием глин при поступлении в пласт пресной воды. Вследствие этого реальный дебит скважины всегда меньше, чем ее потенциально возможный. Поэтому при вскрытии пласта стремятся к созданию таких условий, при которых загрязнение пласта было бы минимальным.