Эксплуатация газлифтных скважин
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Филиал ТюмГНГУ в г.Сургуте
Отделение СПО
ОТЧЕТ
О прохождении производственной практики
Группа: НРт-12-(9)-1
Форма обучения: очная
Сроки похождения практики: 18.05.2015- 28.06.2015
Место прохождения практики: НГДУ «Сургутнефть»
Выполнил: Ситников Я.И.
Руководитель: Басова Н.В.
Оценка: (Подпись руководителя)
Сургут, 2015
СОДЕРЖАНИЕ
Введение 3
1. Ознакомление с предприятием: инструктаж по охране труда и пожарной безопасности на предприятии 4
1.1 Ознакомление с предприятием 4
1.2 Инструктаж по охране труда и пожарной безопасности на предприятии 5
2. Ремонтно-монтажные работы 7
3. Монтаж и демонтаж наземного оборудования 9
4. Освоение скважин 12
5. Эксплуатация фонтанных скважин 14
6. Эксплуатация газлифтных скважин 17
7. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин 19
8. Эксплуатация скважин, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами 21
9. Эксплуатация скважин, эксплуатируемых установками погружных бесштанговых насосов 23
Заключение 25
Список используемой литературы 26
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
| ОТЧЕТ
о производственной практике
|
ВВЕДЕНИЕ
Нефтегазодобывающая промышленность имеет огромнейшее значение для экономики нашей страны. Для обслуживания скважин, добычи, переработки, хранения и транспортировки нефтепродуктов, используется целый комплекс оборудования, такое оборудование активно эксплуатируется в добывающей промышленности, и называется «Нефтегазопромысловым оборудованием.
Оборудование используемое для нефтяной промышленности, обеспечивает высокоэффективную добычу нефти, и сопутствующего газа в любых климатических условиях и сложных местах разработки с геологической точки зрения. Нефтегазопромысловое оборудование — это не только агрегаты для бурения скважин, но и все установки, машины и другие вспомогательные материалы, обеспечивающие ремонт, обслуживание скважин, и подготовку их к эксплуатации.
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
1
СИНГ СПО. 131018.03 НРт-12-(9)-1
1
|
Поскольку Россия одна из самых крупных нефтедобывающих стран во всем мире, немаловажное внимание уделяется поддержке нефтегазопромысловой промышленности, сохранности качества нефти, и оперативность её добычи. Это обеспечивается постоянным контролем оборудования, его своевременного обновления и модернизации.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
- ознакомиться с инструктажем по технике безопасности и промышленной санитарии нефтегазового предприятия;
- изучить основы эксплуатации основных видов нефтяных скважин;
- рассмотреть различные методы воздействия на скважины;
- выявить последовательность ремонтных работ на скважинах на примере основных из них: подземного и капитального.
1 Ознакомление с предприятием: инструктаж по охране труда и пожарной безопасности на предприятии
1.1 Знакомство с предприятием
Компания зарегистрирована 27 июня 1996 года. Полное название: "СУРГУТНЕФТЬ" открытого акционерного общества "СУРГУТНЕФТЕГАЗ", нефтегазодобывающее управление. Основной вид деятельности: добыча сырой нефти и природного газа, предоставление услуг в этих областях - добыча сырой нефти и природного газа - добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа.
Говоря о более чем сорокалетней истории нефтегазодобывающего управления «Сургутнефть», приходиться сталкиваться с повторением слова «впервые» и вкратце пересказывать всю историю становления нефтедобычи в Западной Сибири. Потому что именно здесь – исток истоков и начало всех начал.
26 мая 1964 года началась нефтяная навигация Севера. Обустройство, создание мощной промышленной базы для массированного штурма уже открытых и вновь открываемых нефтеразведчиками месторождений – это являлось основной, первостепенной важности задачей, первого года пребывания нефтяников на сургутской земле.
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
1
СИНГ СПО. 131018.03 НРт-12-(9)-1
1
|
Ну и конечно, строительство жилья, социальной инфраструктуры. И, пожалуй, самое главное, хотя и не упоминаемое нигде в официальных документах, - формирование единого работоспособного коллектива.
1.2 Инструктаж по охране труда и пожарной безопасности
Инструктаж подразделяется на вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте (агрегатный), который делится на:
а) первичный;
б) повторный;
в) внеочередной.
Вводный инструктаж проводится инженером по технике безопасности с каждым вновь поступающим рабочим.
Цель инструктажа — дать общие знания по безопасности, о правилах поведения на территории и в цехе, ознакомить с правилами внутреннего распорядка, с вопросами электро-безопасности, со спецификой отдельных цехов.
Инструктаж на рабочем месте проводится мастером, механиком, энергетиком.
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
Инструктаж проводится в форме живой беседы с показом безопасных приемов и подкрепляется разбором случаев нарушения правил и инструкции по технике безопасности и их последствиями.
Первичный инструктаж проводится перед допуском к работе вновь поступивших и переведенных рабочих с другого участка.
При проведении первичного инструктажа необходимо объяснить:
— общие понятия о технологическом процессе и возможных опасностях в данном цехе, участке и оборудовании и правила поведения рабочего;
— устройство станка (машины), органов управления, защитных ограждений, инструмента, заземляющих устройств и порядок проверки их исправности;
— назначение и правила пользования предохранительными и индивидуальными защитными средствами, спецодеждой и спецобувью;
— правильную организацию и содержание рабочего места (укладка деталей, заготовок, инструмента, использование оргоснастки и т. п.);
— безопасные методы и приемы выполнения работы с учетом ее особенностей и требованиями производственно-профессиональной инструкцией по технике безопасности.
Повторный инструктаж со всеми работающими проводится в сроки, установленные руководителем предприятия, но не реже одного раза в 3 месяца. Повторный инструктаж проводится в объеме первичного.
Внеочередной инструктаж рабочих проводится:
— при переводе на другое оборудование;
— при выполнении новой, незнакомой работы;
— в случаях нарушения производственно-профессиональной инструкции по технике безопасности и применения опасных приемов работы;
— в случае получения травмы.
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
Мастер при проведении инструктажа обязан убедиться в полном усвоении рабочим инструкции по технике безопасности и умении применять безопасные приемы работы.
Инструктаж оформляется в контрольном листе росписью мастера, проводившего инструктаж и рабочего.
2 Ремонтно-монтажные работы
В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг.
Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, тр
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
убами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидация обрыва штанг, замена скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.
Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта. Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.
Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.
Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.
Капитальный ремонт скважин проводится в соответствии с планом-заказом и в указанной последовательности. Капитальный ремонт скважин предполагает обследование и исследование скважин.
Обследование скважины - это работы по определению глубины забоя, состояния эксплуатационной колонны, местонахождения и состояния аварийного подземного оборудования и др.
Исследование скважин - комплекс работ по: установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину; определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне; отбору глубинных проб нефти; измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней; контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др.
Ремонтно-изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в период освоения скважины или в процессе эксплуатации.
Для изоляции верхних вод через нарушение в колонне закачивают под давлением цементный раствор. Предварительно отверстия фильтра затрамбовывают песком и, если необходимо, создают цементный стакан под насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
3 Монтаж и демонтаж наземного оборудования
Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры, трансформатора. Наземное оборудование скважин в пр
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
оцессе эксплуатации должно находиться под постоянным контролем операторов эксплуатационной службы. Во время профилактических осмотров особое внимание следует уделять утечкам газа через фланцевые, резьбовые и сварные соединения, сальниковые уплотнения запорной арматуры, межколонным давлениям. При обнаружении неисправностей и пропусков газа скважины должны быть немедленно перекрыты и приняты меры по замене неисправных узлов и деталей или передаче скважины в ремонт.
Наземное оборудование скважины, эксплуатируемой УЭЦН, составляет устьевая арматура, станция управления работой скважинной установки и трансформатор напряжения. Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры, трансформатора и станции управления. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю и спускаемом с установленного на поверхности барабана. Кабель крепится к насосно-компрессорным трубам с помощью крепильного пояса. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать или останавливать установку и контролировать ее работу. Наземное оборудование скважины, эксплуатируемой УЭЦН, составляет устьевая арматура скважины, станция управления работой скважинной установки и трансформатор напряжения.
Ремонт наземного оборудования скважин заключается в проведении малых, средних и капитальных ремонтов наземного оборудования. При этом ремонт и модернизацию всех видов оборудования, как правило, должны осуществлять центральные прокатно-ремонтные базы, обслуживающие все предприятия объединения. Не герметичность наземного оборудования скважин (колонная обвязка) - перетоки газа из затрубного пространства в межколонное через нарушенные уплотнительные элементы устьевого пакера. Необходимо отметить, что на практике при размещении наземного оборудования скважин (сооружение фундаментов под станки-качалки, установка фонтанно-компрессорной арматуры на устье, оборудование устьев скважин, эксплуатирующихсяэлектропогружным и гидропоршневым насосами, а также монтаж прискваженных устройств) часто не принимается во внимание возможность
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
проведения работ по капитальному ремонту скважин.
Агрегат для наземного ремонта скважин АМР-1 предназначен для комплексного проведения профилактических и аварийных ремонтов наземного оборудования скважин и водшефтегазопроводов, а также для проведения такелажных, газоэлектросварочных, слесарных, монтажных и землеройных работ.
При выполнении текущего ремонта заказчик обязан вести контроль за выполнением работ, предусмотренных планом, обеспечить ревизию и необходимый ремонт наземного оборудования скважины. Несмотря на сравнительную простоту конструкции, установки плунжерного лифта не нашли широкого применения, что обусловлено трудностью подбора колонны НКТ, необходимостью значительной реконструкции наземного оборудования скважины и низкой эффективностью выноса жидкости из глубоких скважин. Комплексно-механизированное звено обеспечивает выполнение планового задания по добыче нефти и газа, соблюдая установленные режимы работы производственных объектов путем проведения своевременного и качественного планово-предупредительного ремонта наземного оборудования скважин. Состав звена, возглавляемого старшим оператором по добыче нефти, зависит от трудоемкости обслуживания производственных объектов. Операторы по добыче нефти и газа должны владеть смежными профессиями - тракториста, электромонтера, слесаря-ремонтника. За каждым звеном закрепляют транспорт. Все работы по обслуживанию и ремонту оборудования проводят по месячным графикам планово-предупредительного ремонта. Повышенные требования к знаниям и практическому опыту дежурных операторов обусловлены прежде всего тем, что по роду своей работы имеют дело с самыми разнообразными неисправностями и неполадками наземного оборудования скважин и но многих случаях должны принимать самостоятельные решения для быстрого устранения аварий и для непрерывной работы скважин. К электрооборудованию станка-качалки предъявляется также ряд требований, направленных на обеспечение безопасности эксплуатации этого оборудования, удобного и безопасного выполнения операций по пуску и остановке станка-качалки и других операций, связанных с обслуживанием наземного оборудования скважин.
В этом случае третья схема становится целесообразной, так как не требуется точного расположения насоса и, как следствие, облегчается борьба с песком; отсутствуют элементы автоматики, размещаемые на подземном или наземном оборудовании скважины, сложные токопроводы, открытые электрические контакты; и кроме того, возможно размещать регистрирующие приборы на выкидной линии скважины, а следовательно, упрощать их монтаж, регулирование и обслуживание. Звено по монтажу и демонтажу оборудования подготавливает территорию для размещения оборудования и приспособлений для ремонта, площадки под агрегат; осуществляет демонтаж и монтаж арматурной, площадки, осмотр и проверку кронблочной площадки, маршевых лестниц, приемных мостков, устанавливает якори, заземление, фундамент для подъемников; очищает наземное оборудование скважин и территорию от нефти после завершения ремонтных работ. Наземное оборудование нефтяных и газовых скважин разнообразно по своему назначению и конструктивному исполнению. Состав наземного оборудования скважин и специфичность опасностей, возникающих при обслуживании этого оборудования, определяются прежде всего способом эксплуатации скважин, но зависят также от принятой системы сбора и сепарации продукции и ряда других факторов.
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
4 Освоение скважин
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости.
После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин.
Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным. Достигается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем - нефтью.
Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами. Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока: замена скважинной жидкости на более легкую, компрессионный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, поршневание.
Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.
Замену скважинной жидкости производят следующим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления. Продавка с помощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.
Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами. Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих. Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами.
Тартание - извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью лебедки. В нижней части желонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части - скобу для прикрепления каната.
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
5 Эксплуатация фонтанных скважин
Эксплуатация фонтанных скважин требует неослабного контроля и наблюдения за состоянием устьевого оборудования, контрольно-измерительных приборов и автоматики, аппаратуры, выкидных линий, работающих под высоким давлением, и точного выполнения правил техники безопасности и противопожарных мероприятий. Поэтому каждый работник на промысле, особенно оператор по обслуживанию фонтанных скважин, должен быть ознакомлен с правилами техники безопасности при фонтанной эксплуатации скважин.
Эксплуатация фонтанных скважин длится, как правило, от 3 до 10 лет. И все это время на скважине установлена одна фонтанная арматура, от надежной работы которой зависит безоста
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
новочная работа скважины. Поэтому постоянный контроль за фонтанной арматурой, ее профилактика имеют особенно большое значение. При эксплуатации фонтанных скважин на хвостовике вместо муфты устанавливают уплотнительные элементы. Так как при эксплуатации скважин фонтанным способом длина труб не изменяется, то в хвостовике переводников не ставят, и колонна труб соединяется непосредственно с муфтой хвостовика. Для проведения подземного ремонта колонну труб поднимают. Как только труба будет приподнята, обратный клапан под действием пружины мгновенно перекроет центральный клапан устройства, и произойдет полное разобщение колонны.
При эксплуатации фонтанных скважин возникает необходимость в их исследовании для установления рационального технологического режима эксплуатации. При эксплуатации фонтанных скважин на хвостовике вместо муфты устанавливают уплотнительные элементы. Так как при эксплуатации скважин фонтанным способом длина труб не изменяется, то в хвостовике переводников не ставят, и колонна труб соединяется непосредственно с муфтой хвостовика. Для проведения подземного ремонта колонну труб поднимают. Как только труба будет приподнята, обратный клапан под действием пружины мгновенно перекроет центральный клапан устройства, и произойдет полное разобщение колонны. При эксплуатации фонтанной скважины должен быть установлен систематический контроль за арматурой, исправностью манометров, фланцевых соединений, дросселя и сальниковых уплотнений задвижек. Выход из строя любого перечисленного звена и несвоевременное его устранение могут служить причиной серьезной аварии.
При эксплуатации фонтанных ск
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
важин могут возникать всякого рода неполадки: запарафинирование насосно-компрессорных труб, образование песчаных пробок, разъедание штуцера, обводнение скважины, засорение штуцера или выкидной линии и др. Признаком таких неполадок может быть изменение буферного и затрубного давлений, изменение дебита нефти, количества воды и песка. При эксплуатации парафинистых фонтанных скважин однорядным лифтом осложнения происходят из-за скопления парафина в затрубном пространстве или в лифтовых трубах. Ликвидация прихватов и осложнений требует сложных аварийных работ, поэтому своевременным проведением профилактических мероприятий необходимо предотвращать скопление парафина в трубах. Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом. В процессе эксплуатации фонтанной скважины задачей бригады по добыче нефти и газа является тщательный и постоянный контроль за ее работой и восстановление нормальной работы скважины в случае ее нарушения. Технологический режим эксплуатации фонтанных скважин устанавливается геологической службой промысла ежемесячно. Изменяют режим в основном по результатам исследований скважин, которые повторяются не реже одного раза в три месяца, или же в связи с уточнением состояния разработки залежи. В процессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимость проводить исследование продуктивных пластов для определения пластовых давлений, температур и других характеристик пласта скважинными манометрами, термометрами и другими приборами. Установленный лубрикатор выдается, после чего при помощи лебедки, смонтированной на специальной машине, в скважину спускают прибор. Для наиболее экономичного расходования пластовой энергии и, следовательно, длительного фонтанирования скважины дебит ее регулируется созданием противодавления на устье при помощи штуцера. Штуцеры устанавливаются на в
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
ыкидных линиях фонтанной арматуры, после боковой задвижки, между фланцевыми соединениями обвязки. В процессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимость проводить исследование продуктивных пластов для определения пластовых давлений, температур и других характеристик пласта скважинными манометрами, термометрами и другими приборами. Приборы спускают через специальное герметизирующее устройство - лубрикатор, устанавливаемый на буферной задвижке фонтанной арматуры. После опрессовывания лубрикатора при помощи лебедки, смонтированной на специальной машине, спускают скважинный прибор. Для наиболее экономичного расходования пластовой энергии и, следовательно, длительного фонтанирования скважины дебит ее регулируется созданием противодавления на устье при помощи штуцеров, которые монтируют на выкидных линиях, после боковой задвижки, между фланцевыми соединениями. В процессе эксплуатации фонтанных скважин не исключается возможность открытого фонтана, а следовательно, взрывов, пожаров и отравлений тазом. Открытое фонтанирование наиболее вероятно при разработке месторождений с аномально высокими давлениями, а также в тех случаях, когда оборудование скважин эксплуатируется в агрессивной среде.
Эксплуатация газлифтных скважин
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин является как бы продолжением фонтанного способа добычи с той разницей, что при фонтанировании источником энергии служит газ, поступающий вместе с нефтью из пласта, а при газлифтной эксплуатации подъем жидкости осуществляется при помощи сжатого газа, нагнетаемого в скважину с поверхности. Газ на поверхности сжимают в компрессорах или используют газ высокого давления из ближайших газовых месторождений или газоносных пластов. В первом случае газлифт называется компрессорным, во втором - бескомпрессорным.
Предназначены для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин за счет энергии газового пласта, вскрытого в той же скважине. Установка типа УВЛГ предназначена для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин за счет энергии газового пласта, вскрытого в той же скважине, регулирования расхода газа и подачи его для подъема нефти внутри скважины с одновременной раздельной добычей газа из двух пластов одной скважины. В зависимости от взаимного расположения газового и нефтяного пластов видоизменяется компоновка подземного оборудования. Режим отбора нефти регулируется изменением сменных насадок в съемном штуцере, устанавливаемом в пакерующем устройстве, с помощью которого регулируется отбор газа из газового пласта. Установки предназначены для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин за счет энергии газового пласта, вскрытого в той же скважине.
Режим отбора нефти регулируют сменными насадками в съемном штуцере, с помощью которого регулируют отбор газа из газового пласта. Когда уровень пластового давления оказывается недостаточным для подъема нефти на поверхность, переходят к механизированным способам эксплуатации нефтяных скважин - газлифтному и насосному. Газлифтную эксплуатацию нефтяных скважин осуществляют путем закачки в скважину газа или воздуха. В первом случае метод эксплуатации носит название газлифтной, а во втором, при закачке воздуха - эрлифтный. Название этих методов эксплуатации происходит от газ и лифт (подъемник) или воздух и лифт. Газ с поверхности в скважину подают под давлением путем его сжатия специальными газлифтными компрессорными станциями. Такой способ называют компрессорным. В 1913 г. профессор Тихвинский впервые предложил закрытый цикл газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, при котором происходило выделение газового бензина после охлаждения сжатого компрессорами газа перед использованием его в газлифте. Сухой газ используют в качестве топлива в различных энергетических установках. В последнее время нефтяной газ применяют в качестве рабочего агента при газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, а также для закачки в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления и увеличения коэффициента нефтеотдачи.
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
Рис. 1 Принципиальная схема газлифта
7 Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин | СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин состоит в назначении и поддержании заданного технологического режима работы скважины; в выборе оборудования, обслуживании и управлении его работой: в выполнении работ по увеличению производительности; в проведении текущего, капитального и срочного ремонта; в постоянном контроле за дебитом, давлениями и температурами; в систематическом контроле за состоянием и показателями работы всего оборудования. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом, установленным при проектировании разработки месторождений.
Для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высокими пластовыми давлениями во избежание утечек через резьбовые соединения, особенно в верхней части, где создаются большие перепады давлений между затрубным и устьевым давлениями, следует применять трубы с высокогерметичными резьбовыми соединениями. В таких трубах высокая герметичность достигается конструкцией резьбовых соединений и резиновыми манжетами, устанавливаемыми в специальной выточке между ниппельной и раструбной частями. При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин для отделения газа от жидкости ( воды и конденсата) и твердых примесей ( частиц породы, выносимых из скважин) служат сепараторы. При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, часто бывает, что одновременный отбор газа и воды является необходимостью, например, при одновременном вскрытии водоносной и газоносной части пласта, при превышении в процессе испытания и эксплуатации скважин допустимой депрессии на пласт, вскрытии только газоносной части, а также тогда, когда допустимая депрессия существенно ограничивает производительность скважин. Определение дебитов газа и воды в зависимости от характеристики пласта в водоносной и газоносной частях и возможности выноса поступающей в скважину воды, а также в целях прогнозирования дальнейшего поведения обводнившихся скважин представляет большой практический интерес. Следует отметить, что в настоящее время отсутствуют пригодные для применения на практике методы определения дебитов газа и воды при одновременном притоке к скважине и их изменения в зависимости от различных факторов. При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин дебит жидкости, как правило, во много раз меньше дебита газа, поэтому газ при формировании газового потока играет основную роль, а жидкость имеет подчиненное значение.
Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов терпит изменения в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловлены либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные. Прежде всего следует отметить, что технологический режим, устанавливаемый на начальной стадии разработки, должен обеспечить оптимальный дебит скважин - при заданных геолого-промысловой и технической характеристиках пласта и скважины. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловлена изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонт-но-профилактических работ, нередко приводящих к снижению производительности. Обоснование необходимости изменения установленного технологического режима осуществляется исходя из изменения факторов, по которым устанавливается технологический режим эксплуатации скважины в стадии освоения и эксплуатации месторождения.
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
8 Эксплуатация скважин, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 2) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.
Рис.2 Штанговая насосная установка
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 для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.
Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривоши
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
пы 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 9. 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.
9 Эксплуатация скважин, эксплуатируемых установками погружных бесштанговых насосов
Для отбора из скважин больших объёмов жидкости применяется лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий высокий напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность при
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
вода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название погружные электронасосы. В первом случае — это установки центробежных электронасосов, во втором — установки погружных винтовых электронасосов.
Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД, позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом. При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия на внутреннюю поверхность НКТ.
Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и достигает 600 суток. Скважинный насос имеет 80—400 ступеней. Жидкость поступает через сетку в нижней части насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса — по плоскому.
Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (напряжение промысловой сети) до 400— 2000 В. Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически.
Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане. Для повышения эффективности работы для извлечения вязких жидкостей используется скважинные винтовые насосы с погружным электродвигателем. Установка скважинного винтового насоса, подобно установке ЭЦН, имеет погружной электродвигатель с компенсатором и гидрозащитой, винтовой насос, кабель, обратный и сливной клапаны (встроенные в НКТ), оборудование устья, трансформатор и станцию управления. За исключением насоса, другие части установки идентичны.
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
Рис.3 Установка УЭЦН
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Во время прохождения практики я ознакомился с практической работой оператора по добыче нефти и газа, с процессами, оборудованием и принципами его функционирования для бурения нефтяных и газовых месторождений, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения. Его роль в организации очень велика, а работа весьма опасна. Каждый аспект работы требует большого количества времени, труда, проверок и контроля оборудования прежде, чем какой-то метод работы зарекомендует себя как эффективный. Для наибольшей эффективности оператор по добыче нефти и газа планирует свою работу.
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
Практика послужила для меня начальным пунктом для дальнейшего развития в этой сфере работы, как будущей моей профессией.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
| СИНГ СПО. 131018.04 НРт-12-(9)-1
|
1. Амиров А.Д. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин, 1953 г. с. 313 – 320 .
2. Газизов А.А., А.Ш.Газизов (ОАО «НИИ Нефтепромхим»), с. 174 А.И.Никифоров (Институт механики и машиностроения КНЦ РАН) Об одном критерии эффективности разработки нефтяной залежи. с. 257 – 261.
3. Грайфер В.И., В.Д.Лысенко (АО «РИТЭК») О повышении эффективности разработки месторождений при применения химических реагентов. с. 175.
4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебное пособие для вузов. М.,1999. с. 94.
5. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1989. с. 249 – 256.
6. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. с. 175.
7. Проектирование разработки нефтяных месторождений (принципы и методы) / А.П. Крылов и др. М.: Гостоптехиздат, 1962. с. 63 – 74.
8. Технология добычи нефти и газа / И.М. Муравьев и др. М.: Недра, 1971. с. 45.
9. Раабен А.А., Шевалдин Л.Е., Максутов Н.Х. Ремонт и монтаж нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1989.
10. Сарваретдинов Р.Г. , Гильманова Р.Х., Хисамов Р.С. (НПО «Нефтегазтехнология», ОАО «Татнефть») Формирование базы данных для разработки геолого-технических мероприятий оптимизации добычи нефти. с. 249 – 252.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 219; | Поделиться с друзьями:
|
Мы поможем в написании ваших работ!
