Автор: Пользователь скрыл имя, 14 Декабря 2012 в 09:11, отчет по практике
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 сев
Введение 3
1. Бурение нефтегазовых скважин. 4
1.1. Назначение бурильной колонны, ее составные элементы 4
1.2. Назначение промывочной жидкости и требования,
предъявляемые к ней.Классификация 5
1.3. Понятие о вскрытии продуктивных горизонтов. Способы
вскрытия продуктивных пластов 6
2. Понятие о конструкции скважины, ее составные элементы.
Изображение конструкции скважины на схеме. 8
2.1. Составные элементы обсадной колонны и ее назначение. 9
2.2. Понятие о цементировании обсадных колонн. Цели и способы
цементирования скважин. 10
3. Эксплуатация скважин 12
3.1. Способы вызова притока из пласта при освоении скважин.
Испытаниескважины на продуктивность. 12
3.2. Фонтанная эксплуатация 14
3.3. Назначение, основные схемы и состав фонтанной арматуры. 14
3.4. Подземное оборудование фонтанных скважин 18
4. Газлифтная эксплуатация 19
4.1. Системы газлифтных подъемников. Условие газлифтной
эксплуатации 19
4.2. Конструкции и системы газлифтных подъемников 19
4.3. Достоинства и недостатки газлифтного способа эксплуатации 20
5.Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами (ЭЦН) 21
5.1.Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) 21
6 Эксплуатация скважин штанговыми насосами 27
6.1 Основные узлы и особенности конструкции вставных и
невставных штанговых скважинных насосов. 27
6.2. Станки-качалки 32
6.3 Устьевое оборудование 34
6.4. Штанги насосные (ШН) 35
6.5. Правила безопасности при эксплуатации скважин
штанговыми насосами 36
7. Эксплуатация скважин другими методами (применение ГПН,
ЭДН, ЭВН ) 37
7.1.Особенности конструкции винтовых насосов для скважинной
добычи нефти. 37
7.2. Основные узлы УЭДН и их конструктивные особенности 38
7.3. Гидропоршневые насосные установки для добычи нефти 38
8. Поддержание пластового давления на месторождении 41
8.1. Системы разработки нефтяных залежей (месторождений) с
поддержанием пластового давления. 41
8.2. Технологии в использовании сеноманских вод в системах ППД
на месторождениях 42
9. Подземный и капитальный ремонт скважин 44
9.1.Общие понятия о ремонте скважин 44
9.2. Установки и агрегаты для подземного и капитального
ремонта и освоения скважин 44
10. Сбор и подготовка нефти, газа и воды на месторождении 48
10.1. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды 48
11. Экология. 55
11.1. Экологическая характеристика нефтегазодобывающего производства 55
11.2. Источники и масштабы техногенного загрязнения в
нефтяной промышленности. 58
Список используемых источников 60
Замковая опора типа ОМ предназначена для закрепления цилиндра скважинных насосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насосно-компрессорных труб. Высокая точность изготовления поверхностей деталей опоры обеспечивает надежную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно-компрессорных трубах на заданной глубине скважины и одновременно предотвращает искривление насоса в скважине.
Замковая опора ОМ (рис. ) состоит из опорного кольца 2, пружинного якоря 3, опорной муфты 4, кожуха 5 и переводников 1 и 6.
Переводник имеет на верхнем конце гладкую коническую резьбу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготавливают из нержавеющей стали. Конической внутренней (15о) фаской оно сопрягается с ответной конической поверхностью конуса замка насоса и обеспечивает герметичную посадку насоса.
Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения движущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного оборудования. Максимальное усилие срыва замка 3¸3,5 кН.
Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска (рис.). Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки.
Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.
Рис. Область применения ШСН Сураханского машиностроительного завода
Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличия песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ - в зависимости от типа и условного размера насоса.
6.2. Станки-качалки
Станок-качалка , является индивидуальным приводом скважинного насоса.
Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное.
Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.
Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.
Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.
Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.
Долгое время нашей
промышленностью выпускались
Таблица
Станок-качалка |
Число ходов балансира в мин. |
Масса, кг |
Редуктор |
СКД3-1,5-710 |
5¸15 |
3270 |
Ц2НШ-315 |
СКД4-2,1-1400 |
5¸15 |
6230 |
Ц2НШ-355 |
СКД6-2,5-2800 |
5¸14 |
7620 |
Ц2НШ-450 |
СКД8-3,0-4000 |
5¸14 |
11600 |
НШ-700Б |
СКД10-3,5-5600 |
5¸12 |
12170 |
Ц2НШ-560 |
СКД12-3,0-5600 |
5¸12 |
12065 |
Ц2НШ-560 |
В шифре, например, СКД8-3,0-4000, указано Д - дезаксиальный; 8 - наибольшая допускаемая нагрузка Рmax на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3,0 - наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент Мкр, max на ведомом валу редуктора, умноженный на 10-2 кН*м.
АО «Мотовилихинские
заводы» выпускает привод штангового
насоса гидрофицированный ЛП-114.00.
Моноблочная конструкция
небольшой массы делает возможным
его быструю доставку (даже вертолетом)
и установку без фундамента (непосредственно
на верхнем фланце трубной головки)
в самых труднодоступных
Фактически бесступенчатое
регулирование длины хода и числа
двойных ходов в широком
Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример - передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН».
6.3 Устьевое оборудование
Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.
В оборудовании устья
колонна насосно-компрессорных
Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник типа СУС1 или СУС2.
Рис. Устьевой сальник типа СУС1:
1 - нипель; 2 - накидная гайка; 3 - втулка; 4 - шаровая крышка; 5 - крышка головки; 6 - верхняя втулка; 7 - нажимное кольцо; 8,10 - манжеты; 9 - шаровая головка; 11 - опорное кольцо; 12 - нижняя втулка; 13 - кольцо; 14 - гайка; 15 - тройннк; 16 - болт откидной; 17 - палец
Арматура устьевая типа АУШ-65/50х14 состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей, клапана перепускного, устьевого сальника и трубной подвески.
Трубная подвеска, имеющая два уплотни тельных кольца, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством наверху. Корпус трубной головки имеет отверстие для выполнения исследовательских работ.
Проекция скважины поступает
через боковое отверстие
6.4. Штанги насосные (ШН)
ШН предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные - 1000-1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.
Рис. Насосная штанга
Шифр штанг - ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей - сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.
Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из от-дельных штанг, соединенных посредством муфт.
Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ - для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП - для соединения штанг разного диаметра.
Для соединения штанг применяются муфты - МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм).
Рис. . Соединительная муфта:
а - исполнение 1; б - исполнение II
АО «Очерский
Преимущества: снижение веса штанг в 3 раза, снижение энергопотребления на 18¸20%, повышение коррозионной стойкости при повышенном содержании сероводорода и др. Применяются непрерывные штанги «Кород».
6.5. Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
Устье скважины должно быть
оборудовано арматурой и
Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине.
До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».
На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический». Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве.
Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт.
Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС - 01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70% потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70% номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье.
Для облегчения обслуживания
и ремонта станков-качалок
7. Эксплуатация скважин другими методами (применение ГПН, ЭДН, ЭВН и другие установки)
7.1.Особенности конструкции винтовых насосов для скважинной добычи нефти.
Основным элементом погружного винтового насоса (ПВН) является червячный винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля. В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта. Приводом служит такой же ПЭД, как и для ЭЦН, с частотой вращения, вдвое меньшей.
Если для ЭЦН увеличение частоты вращения улучшает эксплуатационные характеристики насоса, то для ПВН, наоборот, желательно уменьшение частоты вращения вала, так как в противном случае увеличивается износ, нагрев, снижается к. п. д. и другие показатели. Внешне ПВН мало отличается от ЭЦН.
В комплект установки
входят: автотрансформатор или
Применение ПВН весьма эффективно при откачке высоковязких нефтей. Они менее чувствительны к присутствию в нефти газа, а попадание последнего в рабочие органы не вызывает срыва подачи.
На рис. показана схема винтового насоса «фирмы «Гриффин». На устье скважины находится двигатель (газовый, электрический, гидравлический), который через редуктор вращает штанговую колонну и ротор винтового насоса по часовой стрелке. Винтовые насосы перспективны для применения при работе на нефтяных месторождениях.
Условия применения
Производительность до 185 м3/сут
Глубина подачи до 1830 м
Удельная плотность нефти не ниже 0,82
Содержание воды любое
Содержание песка любое
Забойная температура не выше 107оС
7.2. Основные узлы УЭДН и их конструктивные особенности.
Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН предназначены для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин преимущественно с пескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми и наклонными стволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм.
Отличительной конструктивной особенностью диафрагменного насоса является изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой и работа этих органов в герметичной полости, заполненной чистой жидкостью.