Отчет по практике обязанности помбура в бурении


Отчет по практике в НВФ ООО «РН-Бурение»

Содержание

Введение 1. Общие сведения о НВФ ООО «РН-Бурение» 2. Перечень основных работ и заданий, выполнениых в процессе практики 3. Описание выполняемой индивидуальной работы и полученные результаты 4. Вопросы охраны труда и промышленной безопасности 5. Вопросы охраны недр и окружающей среды Заключение

Список использованных источников

Введение

Главной точкой отсчета в истории стремительного развития Нижневартовска принято считать открытие Самотлора, вошедшего в пятерку крупнейших нефтяных месторождений мира, на котором 29 мая 1965 года забил первый нефтяной фонтан. Но Самотлора не было бы без первой нефти, найденной в Нижневартовском регионе на Мегионском месторождении еще в 1961 году. Именно «распечатав» подземные кладовые Западной Сибири в начале 60-х годов, СССР взял курс на срочное решение проблем промышленной добычи сибирской нефти и ее транспортировки на перерабатывающие заводы. И уже к середине 60-х годов в Ханты-Мансийском округе родилась новая отрасль промышленности — нефтегазодобывающая.

Целю моей второй производственной практики закрепление теоретических знаний, полученных во время аудиторных занятий и учебных проактик. Приобретение общекультурных, общепрофессиональных и профессиональных компетенций, путем непосредственного участия в производственной деятельности организации НВФ ООО «РН-Бурение», а также преобщение к социальной среде.

Место прохождения моей производственной практики является г. Нижневартовск Самотлорское месторождение куст 307 скв. 11471.

Дата начала прохождения практики с 8 июля 2017 года продолжительностью 4 недели.

1. Общие сведения о НВФ ООО «РН-Бурение»

Вторую производственную практику я прохожу в НВФ (Нижневартовском филиале) ООО «РН-Бурение».

ООО «РН-Бурение» создано в марте 2006 года в результате консолидации сервисных активов «НК «Роснефть»».

Участниками Общества являются:

– ПАО «НК «Роснефть»» с долей участия 99,999996%;

– ООО «РН-Иностранные проекты» с долей участия 0,000004 %.

Общество осуществляет деятельность по бурению нефтяных и газовых эксплуатационных и разведочных скважин.

Генеральным директором Общества является С.Н. Виноградов.

Общество обладает одной из самых разветвленных филиальных сетей в России среди буровых компаний, работающих в Российской Федерации (10 филиалов).

Регионы деятельности Общества:

  • Ханты-Мансийский автономный округ — Югра (Нефтеюганский филиал)
  • Ямало-Ненецкий автономный округ (Губкинский филиал)
  • Республика Коми (Усинский филиал)
  • Краснодарский край (Краснодарский филиал)
  • Красноярский край (Восточно-Сибирский филиал)
  • Иркутская область (Иркутский филиал)
  • Сахалинская область (Сахалинский филиал)
  • Чеченская республика (Грозненский филиал)
  • Оренбургская область (Оренбургский филиал)
  • Ханты-Мансийский автономный округ — Югра (Нижневартовский филиал)

Парк буровых установок ООО «РН-Бурение», с учетом созданного Нижневартовского филиала, составляет 257 единиц.

Количество буровых бригад — 211 (в т.ч. бригад ЗБС — 31).

Нижневартовский филиал обазовался сравнительно недавно в 2015 году путем слияния нескольких буровых организайия. О двух из них в г. Нижневартовске, это НВБН и НПРС-1. Сейчас они называются УБР-1 и УБР-2 и входят в состав НВФ ООО»РН-Бурение».

УБР-1 ведет бурение и нефтяных эксплуатационных скважин  и осуществляет капитальный ремонт скважин с зарезкой боковых стволов приемущественно эшелоными буровыми станками.

УБР-2  ведет бурение и нефтяных эксплуатационных скважин  и осуществляет капитальный ремонт скважин с зарезкой боковых стволов приемущественно мобильными буровыми станками, активно используя производство Китайских мобильных буровых станков марок ZJ. Головной офис НВФ ООО «РН-Бурение» нахоится по адреку в г. Нижневартовск ул. 60 лет Октября здание 20А.

2. Перечень основных работ и заданий, выполнениых в процессе практики

Участие в технологическом процессе бурения скважин на нефть установками глубокого бурения. Пуск буровой установки под руководством бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ. Выполнение верховых работ при спуско-подъемных операциях. Участие в работах по укладке бурильных и обсадных труб, компоновке низа бурильной колонны, опрессовке бурильных труб. Приготовление и обработка бурового раствора. Пуск, остановка буровых насосов и контроль за их работой и изменением уровня промывочной жидкости в приемных емкостях буровых насосов. Определение и устранение неисправностей в работе буровых насосов, замена изношенных частей буровых насосов. Участие в работах по ликвидации осложнений, цементированию обсадных колонн в скважине, установке и разбуриванию цементных мостов, оборудования устья скважины, освоению эксплуатационных и испытанию разведочных скважин. Проведение профилактического ремонта бурового оборудования, заключительных работ на скважине. Участие в монтаже, демонтаже и транспортировке бурового оборудования при движении бригады со своим блоком.

3. Описание выполняемой индивидуальной работы и полученные результаты

Пуск, остановка буровых насосов марки F-1000 и контроль за их работой и изменением уровня промывочной жидкости в приемных емкостях буровых насосов.

Определение и устранение неисправностей в работе буровых насосов, замена изношенных частей буровых насосов. Быстроизнашивающиеся части – это поршня, клапона, втулки, седла клапанов, резиноыие кольца и прокладки.

В результате были заменены одно седло клапана, один клапана и один поршень на буровом насосе F-1000, бурение под эксплуатационную калонну ф168 продолжелось в штатном режиме.

После проделанной индивидуальной работы, по выполнению задания по замене быстроизнашиваемых частей бурового насоса я приобрел технические навыки работы с буровым насосом F-1000. И познакомился с его комплектующими. Теперь я знаю способы, методы и порядок замены быстроизнашиваемых изделий бурового насоса F-1000.

4. Вопросы охраны труда и промышленной безопасности

Общие требования безопасности

1.1 Каждый член буровой бригады должен знать свои обязанности и соответствовать требованиям по безопасности и охране труда, изложенных в инструкциях по ПБ и ОТ по профессиям.

Таблица 1. Инструкции по профессиям

1.2 Вахта буровой бригады приступает к работе при стопроцентной укомплектованности.

1.3 Буровой мастер должен проверять наличие и состояние документации по ПБ, ОТ и ООС, а также предупредительных плакатов согласно Перечню защитных средств и средств пожаротушения.

1.4 Механик и электромеханик буровой обязаны:

  • проверить наличие и состояние механизмов, приспособлений и приборов, обеспечивающих безопасность при производстве работ;
  • осмотреть состояние бурового и силового оборудования вышки, электростанции и потребителей электроэнергии;
  • обкатать и испытать буровое и силовое оборудование, механизмы.

1.5 Буровой мастер совместно с руководством буровой организации обязаны проверить наличие необходимых материалов, химических реагентов, труб, ГСМ и др. для успешной проходки скважины.

1.6 Бурение скважины начинается только при наличии промывочного раствора с параметрами согласно геолого-техническому наряду.

1.7 Буровой мастер обязан ознакомить буровую бригаду с правилами эксплуатации оборудования, механизмами, применяемым материалом и безопасными приемами труда. Особое внимание обращается на вновь внедряемое оборудование, техпроцессы, материалы.

1.8 Бурение шурфа, направления, спуск и цементирование производятся буровой бригадой под руководством бурового мастера и его помощника с соблюдением установленных регламентов.

1.9 Привлечение члена вахты к несвойственным работам, как электромонтера, слесаря, или дизелиста к спускоподъемным операциям и т.п. при отсутствии удостоверения на производство таких работ, категорически запрещается. При привлечении рабочих к подсобным работам, буровой мастер должен провести целевой инструктаж с отметкой в журнале инструктажа.

1.10 Пуск в работу буровой установки может быть произведен после полного завершения и проверки качества строительно-монтажных работ, обкатки оборудования при наличии укомплектованной бригады по решению рабочей комиссии с участием представителя территориального органа Ростехнадзора России.

2 Требования безопасности перед началом работы

2.1 Проводка скважины осуществляется в соответствии с техническим проектом (технологическая карта, геолого-технический наряд), разработанным исходя из геолого-технических условий проводки скважин. Строительство скважины на месторождениях с содержанием в нефти (газа) более 6% (особенных) сероводорода, с кустовых площадок должно проводиться с применением дополнительных мер безопасности, установленных соответствующими разделами Правил.

2.2 Члены буровой бригады должны быть обеспечены касками, спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты (СИЗ), в соответствии с “Отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и предохранительных приспособлений”.

2.3 Запрещается находиться на рабочей площадке буровой без каски, в одежде и обуви, не соответствующих отраслевым нормам. Посторонним лицам находиться на территории производственного объекта без разрешения руководителя объекта или администрации организации запрещается.

2.4 Каждая буровая бригада должна быть обеспечена знаками пожарной безопасности, плакатами по охране труда и промышленной безопасности.

2.5 Буровая установка должна быть укомплектована контрольно-измерительными приборами (индикатор веса, амперметр, вольтметр, манометр, газоанализатор и др.) в количестве, предусмотренном проектом. Приборы, установленные на щите, должны быть хорошо видны с поста бурильщика и защищены от вибрации.

2.6 Контрольно-измерительные приборы (КИПиА) должны быть исправны и иметь пломбу или клеймо Госповерителя или организации, производящей их ремонт.

2.7 Подходы к механизмам и приспособлениям, входящим в комплект буровой установки, должны быть свободны и обеспечивать удобство их обслуживания и ремонта. Запрещается эксплуатировать оборудование с не огражденными движущимися частями.

2.8 Буровая установка должна быть обеспечена средствами пожаротушения по перечню. Ежемесячно, с каждой вахтой отдельно, должны проводиться учебные тревоги по тушению пожаров, с записью в журнале проведения учебных тревог.

2.9 Перед началом работ по проводке скважины необходимо:

  • очистить пол буровой, подсвечник, ротор и др.;
  • удалить все ненужные для работы инструменты и оборудование, мешающие движению рабочих;
  • убедиться в правильности монтажа ротора, проверить надежность крепления ротора к основанию и его работоспособность;
  • пробным вращением ротора на небольших оборотах проверить вращение вертлюга;
  • проверить наличие и крепление ограждений, надежно закрывающих со всех сторон доступ к движущимся частям буровой лебедки, ротора, буровых насосов и т.д.;
  • проверить исправность КИП, а также наличие тарировочной таблицы индикатора веса;
  • проверить исправность сигнализации: насосная – пульт бурильщика, бурильщик – верховой;
  • проверить все блокировки, предохранительные устройства;
  • проверить исправность машинных ключей, элеваторов, ключа АКБ-ЗМ, пневмосистемы, поясов верхового, с записью в журнале состояния оборудования.

2.10 Во избежание опасности падения с высоты различных предметов необходимо, чтобы помощник бурильщика (верхний рабочий) до начала бурения скважины:

  • осмотрел и проверил состояние кронблочной площадки и кронблока, балкона и люльки верхнего рабочего, маршевых лестниц, перил вышки и др.;
  • удалил с балкона верхнего рабочего, маршевых лестниц и переходных площадок посторонние предметы, а ненужные в работе инструменты закрепил.

2.11 При проверке кронблока, крюкоблока, вертлюга особое внимание следует уделить креплению их деталей. Болтовые соединения оборудования должны быть застопорены контргайками и зашплинтованы.

2.12 Перед бурением скважин, оборудованных на устье превентором, необходимо убедиться, что подходы к штурвалу и задвижкам превентора свободны и легко доступны, а в ночное время освещены (освещенность не менее 75 лк). Превенторная установка должна быть смонтирована в соответствии с утвержденной инструкцией и схемой.

2.13 Каждую вахту буровую вышку должен осматривать бурильщик с записью в журнале, и не реже одного раза в два месяца механик и буровой мастер. Результаты осмотра за их подписью должны заноситься в журнал проверки технического состояния оборудования. При нарушении центровки вышки, работы по проводке скважины запрещаются. Обнаруженные дефекты должны быть устранены до начала бурения.

2.14 Перед началом работ по проводке скважины, в интервалах с возможными нефтегазопроявлениями, бурильщик должен убедиться в наличии на буровой двух опрессованных шаровых крана и двух обратных клапанов, соответствующих диаметрам используемых бурильных труб, на мостках должна находиться бурильная труба с переводником и шаровым краном (или обратным клапаном) по диаметру и прочностной характеристике, соответствующей верхней секции, используемой бурильной колонны. Труба, переводники, шаровой кран окрашиваются в красный цвет.

2.15 Если перед бурением скважины производились ремонтные работы, то перед тем, как пустить механизмы в ход, необходимо удалить посторонние предметы (болты, гайки, ручной инструмент и др.) с ремонтируемого оборудования, установить снятое ограждение, надежно закрепить его и проверить качество произведенного ремонта кратковременным пуском оборудования, предварительно удалив людей из опасной зоны и подав сигнал о начале пуска.

2.16 В процессе приема вахты необходимо убедиться в наличии необходимого запаса бурового раствора и соответствии его параметров геолого-техническому наряду.

2.17 Тип и свойство бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями должны обеспечивать безаварийные условия проходки ствола.

3 Требования безопасности во время работы

3.1 Проходка ствола:

3.1.1 во время бурения скважины стопор, предотвращающий поворот крюка, и предохранительная защелка на зеве крюка должны быть закрыты;

3.1.2 подъем ведущей трубы из шурфа после наращивания колонны бурильных труб следует произвести плавно, на пониженной скорости буровой лебедки. Запрещается нахождение рабочих на пути движения ведущей трубы;

3.1.3 при свинчивании ведущей трубы со спущенной колонной бурильных труб, независимо от способов свинчивания, рабочие должны быть удалены из опасной зоны;

3.1.4 по окончании наращивания и в процессе бурения оставлять порожний элеватор на столе ротора запрещается;

3.1.5 снимать элеватор с ротора следует вспомогательной лебедкой при помощи специальных стропов, надетых на проушины элеватора, элеватор при этом должен быть закрыт;

3.1.6 при вкладывании зажимов ведущей трубы в ротор рабочим необходимо держать их за проушины с помощью специального приспособления (крючка и др.);

3.1.7 во избежание вылета зажимов ведущей трубы из ротора во время его вращения зажимы должны быть соединены между собой болтами;

3.1.8 при роторном бурении скважины для предотвращения выпадения штропов с крюка их необходимо снять. Снимать штропы следует при помощи специальных крючков;

3.1.9 при сборке секционного турбобура необходимо пользоваться разъемными хомутами соответствующего диаметра;

3.1.10 во время бурения ведущую трубу (квадрат) удерживать в клиньях ПКР можно только с помощью специальных вкладышей;

3.1.11 при бурении скважины турбобуром в верхней муфте колонны бурильных труб необходимо установить фильтр;

3.1.12 пусковые задвижки буровых насосов должны иметь дистанционное управление. Перед пуском бурового насоса проходная и пусковая задвижки должны быть открыты. Открытие проходной задвижки следует проверять положением указателя на штоке задвижки;

3.1.13 во избежание образования ледяных пробок в нагнетательном трубопроводе следует проводить периодическую прокачку бурового раствора или слить его в емкость после остановки бурового насоса. Перед пуском бурового насоса линию необходимо продуть. Запрещается продавливать ледяные пробки, образовавшиеся в выкидных линиях буровых насосов. На случай длительной остановки бурового насоса в зимнее время манифольдная линия должна продуваться воздухом.

3.1.14 при пуске буровых насосов, работающих в спаренном режиме, включение второго насоса следует производить после того, как первый насос получит полное число оборотов и восстановится циркуляция;

3.1.15 рабочее давление пневмокомпенсатора по паспорту должно быть не менее максимального рабочего давления, создаваемого буровым насосом;

3.1.16 запрещается эксплуатация буровых насосов, оборудованных пневмокомпенсаторами с предварительным сжатием, при давлении в компенсаторах ниже установленного паспортом. Запрещается использовать компенсаторы, имеющие неровную поверхность (вмятина, выступы, наружные трещины, заплаты, косо приваренные фланцы);

3.1.17 на каждом буровом насосе должно монтироваться предохранительное устройство заводского изготовления, рассчитанное на давление, превышающее на 10% рабочее давление насоса, в зависимости от установленных в буровом насосе цилиндровых втулок. Установка и проверка состояния предохранительных устройств регистрируется в журнале технического состояния оборудования;

3.1.18 в процессе бурения скважины бурильщику необходимо внимательно следить за показаниями КИПиА;

3.1.19 независимо от того, имеется ли автоматическое управление процессом бурения или нет, бурильщику оставлять этот процесс без надзора запрещается;

3.1.20 изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения скважины может явиться показателем либо поглощения (уменьшения объема), либо проявления (увеличения объема). В связи с вышеуказанным, необходимо постоянно контролировать положение бурового раствора в приемных емкостях и при его изменении следует срочно принять меры по предупреждению возникновения осложнений;

3.1.21 при обнаружении пропуска бурового раствора через сальник вертлюга необходимо остановить бурение и, установив ведущую трубу с вертлюгом в шурф, подтянуть уплотнительную гайку или заменить сальник. При этом необходимо периодически расхаживать инструмент;

3.1.22 во избежание разрыва бурового (грязевого) шланга давлением раствора во время бурения скважины, необходимо следить за его состоянием. Если же началось просачивание бурового раствора или имеются нарушения наружной оплетки шланга, бурение скважины следует немедленно остановить и, подняв несколько свечей (при возможности до башмака спущенной колонны), обязательно заменить буровой шланг, приняв меры против открытого фонтанирования;

3.1.23 при прекращении подачи электроэнергии бурение скважины следует прекратить и, используя аварийный дизель-генератор (ДЭС), принять меры по предотвращению прихвата инструмента и безопасной эвакуации людей в темное время суток. Работы могут быть возобновлены только после подачи электроэнергии. Применение открытого огня в целях освещения запрещается;

3.1.24 в процессе бурения скважины необходимо следить за чистотой переходных площадок желобной системы и площадки вокруг гидроциклонной установки. Желоба и вибросито следует периодически очищать от шлама;

3.1.25 во время бурения скважины запрещается:

  • производить ремонт, крепление каких-либо движущихся частей механизмов или нагнетательных трубопроводов, находящихся под давлением;
  • производить чистку и смазку движущихся частей механизмов;
  • удалять ограждения и проходить за ограждения;
  • переходить через приводные ремни и цепи или под ними даже при наличии ограждения;
  • находиться на роторе;
  • проводить профилактический осмотр и ремонт превентора;

3.1.26 после остановки буровых насосов давление в нагнетательной линии следует снизить до атмосферного;

3.1.27 при длительных остановках в процессе бурения, необходимо поднять инструмент до башмака спущенной технической колонны и закрыть превентор. В компоновке бурильной колонны должен быть предусмотрен обратный клапан;

3.1.28 во время промывки скважины необходимо проверить исправность лебедки и ее привода, ротора, ПКР, и их кранов управления, ключа АКБ-ЗМ2 и его пульта управления, талевой системы, талевого каната, машинных ключей, элеваторов и т.д.;

3.1.29 кроме того, перед производством спуско-подъемных операций, бурильщик должен лично проверить состояние машинных ключей, наличие шплинтов на пальцах шарнирных соединений машинных ключей и пневмораскрепителя, состояние рабочих и страховых канатов и их крепление, сухарей, элеваторов и шпилек. Наличие дефектов на канатах машинных ключей не допускается;

3.1.30 запрещается проводить СПО при:

отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;

неисправности СПО и инструмента;

неполным составом вахты;

3.1.31 после остановки буровых насосов и снижения давления в системе необходимо открыть пусковую задвижку ДЗУ, убедиться в отсутствии давления в нагнетательной линии, отвернуть квадрат и в зимнее время продуть нагнетательную линию сжатым воздухом или паром.

3.2 Бурение шурфа под квадрат турбобуром:

3.2.1 перед началом бурения под шурф, буровой мастер обязан произвести дополнительный инструктаж на рабочем месте с членами вахты;

3.2.2 после спуска долота с турбобуром под пол буровой, зазоры между полом и ведущей трубой должны быть закрыты досками;

3.2.3 запрещается применение цепного и машинного ключей, а также пенькового каната для задержки обратного вращения;

3.2.4 задержка турбобура производится специальными приспособлениями для бурения шурфа;

3.2.5 при бурении шурфа, во избежание закручивания струн талевой системы, разгружать её полностью запрещается;

3.2.6 после окончания бурения шурфа и подъема турбобура 1-2 м от забоя при остановленных насосах необходимо отсоединить канат приспособления;

3.2.7 перемещение турбобура с долотом от шурфа следует производить плавно;

3.2.8 спуск шурфовой трубы в шурф производить только на талевой системе.

3.3 Крепление скважин:

3.3.1 перед спуском колонны обсадных труб в скважину, буровой мастер и механик должны проверить исправность всей буровой установки, талевой системы и инструмента, предназначенных для выполнения операции по спуску колонны;

3.3.2 обнаруженные неисправности необходимо устранить до начала спуска обсадной колонны и составить акт проверки оборудования;

3.3.3 спуск в скважину обсадной колонны разрешается только при наличии у бурового мастера утвержденного плана проведения этой работы. Буровой мастер обязан провести инструктаж рабочим по безопасному ведению работ, четко распределить обязанности среди членов бригады;

3.3.4 в ночное время приемные мостки и стеллажи должны иметь освещение не менее 10 лк;

3.3.5 при спуске колонны один из рабочих назначается ответственным за шаблон. Назначается также ответственный за элеватор. Во время подъема очередной трубы он должен подавать знак бурильщику о выходе шаблона из трубы;

3.3.6 запрещается рабочим находиться у нижнего конца обсадной трубы, поднимаемой для навинчивания;

3.3.7 во время подъема трубы, при затаскивании ее в буровую, должен применяться удерживающий пеньковый канат, который одним концом крепится к ноге вышки, другой конец остается свободным;

3.3.8 предохранительные кольца раскреплять при помощи специального ключа. Работа по отвороту колец должна производиться в рукавицах;

3.3.9 режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнения, связанных с гидроразрывом пород и поглощением;

3.3.10 при возникновении “посадки” во время спуска нельзя разгружать колонну более чем на 5 делений по индикатору веса. В этом случае необходимо выбросить трубу, навернуть на колонну квадрат и пройти зону “посадки” с промывкой.

3.4 Цементирование скважин:

3.4.1 в процессе цементирования скважин, члены буровой бригады выполняют работу только под руководством бурового мастера;

3.4.2 на площадке для цементировочных машин, пролитые горюче-смазочные материалы должны быть засыпаны сухим песком или землей (для предотвращения пожара от искр выхлопных газов двигателей);

3.4.3 перемещать цементировочную головку в буровую, бурильщик должен после того, как петля стропа продета через оба рым-болта и входящие концы петли надеты на крюк вспомогательной лебедки. Запрещается применять ломы и другие предметы для навинчивания (отвинчивания) цементировочной головки на обсадную колонну (с обсадной колонны).

Эти операции следует выполнять с помощью машинных или цепных ключей, при этом запрещается:

отход от пульта управления бурильщику;

производство других работ вспомогательной лебедкой;

3.4.4 для обеспечения безопасности при подсоединении к цементировочной головке элементов нагнетательного трубопровода их следует снимать вспомогательной лебедкой при помощи стропа и поддерживать на весу до полного закрепления;

3.4.5 во время опрессовки нагнетательных трубопроводов и заливочной головки бурильщик и члены буровой вахты, не связанные с проведением данной работы, должны находиться в безопасном месте. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление;

3.4.6 в процессе цементирования скважин запрещается находиться на цементировочных агрегатах и около нагнетательных трубопроводов лицам, не работающим на них.

3.5 Испытание и освоение скважин:

3.5.1 при испытании скважины члены буровой бригады действуют под руководством бурового мастера. Если испытание (опробование) производят с помощью испытательных пластов, опускаемых на трубах, члены буровой бригады выполняют те же функции и соблюдают те же меры безопасности, что и при спуско-подъемных операциях. Спускать испытательный инструмент следует плавно, без резких остановок;

3.5.2 все замковые соединения бурильных труб и испытателя для обеспечения герметизации должны крепиться только машинными ключами;

3.5.3 при спуске бурильные трубы частично или полностью заполняют технической водой или глинистым раствором, скорость спуска должна быть не более 0,3 м/с;

3.5.4 во время спуска испытателя необходимо наблюдать за уровнем промывочной жидкости в затрубном пространстве, так как резкое снижение уровня жидкости свидетельствует о нарушении герметичности инструментов. В таком случае испытание следует прекратить и поднять инструмент из скважины;

3.5.5 если в бурильные трубы попадает большое количество нефти, необходимо строго соблюдать меры по предупреждению пожара;

3.5.6 при проведении работ с опробователями пластов на каротажном кабеле, не допускается резкое торможение прибора, пробивание уступов, сужений. При появлении посадок и затяжек бурильщик должен немедленно доложить об этом буровому мастеру;

3.5.7 при использовании испытателей, спускаемых внутрь бурильных труб, и опробователей пластов на каротажном кабеле, запрещается находиться вблизи блок-баланса и каротажного кабеля во избежание захлестывания кабелем в случае его разрыва;

3.5.8 рабочие, не участвующие в спуске испытателя или опробователя, должны находиться за пределами буровой;

3.5.9 для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение.

4 Требования безопасности в аварийных ситуациях

4.1 При возникновении поломок оборудования, угрожающих аварией на рабочем месте, необходимо прекратить его эксплуатацию, а также подачу к нему электроэнергии, сжатого воздуха, воды и т.п. Доложить руководителю работ о ситуации и принятых мерах и действовать в соответствии с полученными указаниями.

4.2 В случае проявления ГНВП или ОФ действовать согласно ПЛА .

4.3 В случае определения запаха HS необходимо немедленно прекратить работу, одеть СИЗОД и действовать согласно ПЛА .

4.4 В случае возникновения пожара необходимо:

  • прекратить все технологические операции;
  • сообщить о пожаре;
  • отключить электроэнергию;
  • принять меры к удалению людей из опасной зоны;
  • умело и быстро выполнить обязанности, изложенные в плане ликвидации аварий;
  • изолировать очаг пожара от окружающего воздуха;
  • горящие объемы заполнить негорючими газами или паром;
  • принять меры по искусственному снижению температуры горящего вещества.

В большинстве случаев горение ликвидируется одновременным применением нескольких методов.

4.5 При несчастном случае необходимо немедленно освободить пострадавшего от воздействия травмирующего фактора, оказать ему первую доврачебную помощь и сообщить непосредственному руководителю о несчастном случае.

При необходимости вызвать скорую помощь или отправить пострадавшего в учреждение здравоохранения.

По возможности сохранить обстановку на месте несчастного случая до начала расследования, за исключением случаев, когда необходимо вести работы по ликвидации аварии и сохранению жизни и здоровья людей.

5 Требования безопасности по окончании работы

5.1 Отключить использованное тепловое и механическое оборудование от электрической сети. Закрыть краны на трубопроводах, подводящих к остановленному оборудованию сжатый воздух, пар, воду и т.п.

5.2 Привести в порядок рабочее место. Приспособления, инструмент убрать и уложить в отведенное для них место.

5.3 Ознакомить принимающего смену со всеми изменениями и неисправностями в работе оборудования, которые происходили в течение смены.

5.4 Снять защитные средства, спецодежду и спецобувь, привести их в порядок и уложить в места хранения (бригадную сушилку).

5.5 Вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ. Для трудноудаляемых загрязнений применять специальные очищающие средства.

5.6 После работы с моющими растворами сначала вымыть руки под струей теплой воды до устранения “скользкости”. Смазать руки питающим и регенерирующим кожу кремом. 

5. Вопросы охраны недр и окружающей среды

1. При бурении скважин на нефтяных месторождениях должны быть приняты меры, обеспечивающие:

– предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, поглощения промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин;

– надежную изоляцию в пробуренных скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разрезу;

– необходимую герметичность всех технических и обсадных колонн, труб, спущенных в скважину, их качественное цементирование;

– предотвращение ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, сохранение их естественного состояния при вскрытии, креплении и освоении.

2. В процессе разведки при подготовке месторождений к разработке необходимо опробовать все пласты, нефтегазоносность которых отлична по результатам анализа шлама, образцов пород и геофизических исследований. В случае получения при опробовании этих пластов воды на них должны быть проведены исследовательские работы, уточняющие источник поступления воды, и, при необходимости, повторное опробование после изоляционных работ.

3. Вскрытие пластов с высоким давлением, угрожающим выбросами или открытыми фонтанами, необходимо проводить при установленном на устье скважин противовыбросовом оборудовании с праменением промывочной жидкости в соответствие с техническим проектом на бурение скважин.

4. Эксплуатационные объекты месторождения следует разбуривать при обеспечении всех необходимых мер по предотвращению ущерба другим объектам. При первоочередном разбуривании нижних пластов должны быть предусмотрены все необходимые технические мероприятия, гарантирующие успешную проводку скважин через верхние продуктивные пласты (предотвращающие нефтяные или газовые выбросы и открытые фонтаны, а также глинизацию верхних пластов и ухудшение их естественной проницаемости).

5. В скважинах, проводимых на нижележащие пласты, должны быть осуществлены технические мероприятия по предупреждению ухода промывочной жидкости в верхние пласты. При уходе жидкости в верхние разрабатываемые пласты эксплуатация добывающих скважин, ближайших к бурящейся, должна быть прекращена до окончания ее бурения или спуска промежуточной колонны, перекрывающей эксплуатируемый пласт.

6. Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны скважин в результате длительного воздействия на них воды или глинистого раствора после окончания бурения скважин и перфорации колонны должны быть приняты меры по немедленному освоению скважин. Временное бездействие скважин, связанное с отставанием обустройства площадей, допускается только при условии заполнения ствола скважины (или хотя бы его нижней части) пластовой жидкостью.

7. В разведочной скважине, имеющей эксплуатационную колонну, последовательное опробование нескольких нефтеносных пластов производится раздельно «снизу вверх». После окончания опробования очередного пласта его изолируют путем установки цементного моста (или других технических средств) с последующей проверкой его местоположения и герметичности, снижением уровня и опрессовкой.

8. В скважинах, не законченных бурением по техническим причинам (вследствие аварий или низкого качества проводки), в пройденном разрезе которых установлено наличие нефтегазоводоносных пластов, необходимо произвести изоляционые работы в целях предотвращения межпластовых перетоков нефти, воды и газа.

9. В процессе бурения и освоения разведочных, эксплуатационных (добывающих) и нагнетательных скважин должен быть проведен комплекс геофизических, гидродинамических и других исследований.

10. Мероприятия по охране окружающей среды в процессе разбуривания нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнений земли, поверхностных и подземных вод буровыми растворами, химреагентами, нефтепродуктами, минерализованными водами. Они включают в себя:

– планировку и обваловку буровых площадок, емкостей с нефтепродуктами и химреагентами, использование для хранения буровых растворов и шлама разборных железобетонных емкостей или земляных амбаров с обязательной гидроизоляцией их стенок и днища;

– многократное использование бурового раствора, нейтрализацию, сброс ц поглощающие горизонты или вывоз его и шлама в специально отведенные места;

– рациональное использование и обязательную рекультивацию земель после бурения.

Заключение

Результатом производственной практики стало закрепление теоретических знаний и применение их на практике в области бурения нефтяных и газовых скважин. Получены представления о монтажных работах, связанных с подготовкой буровой установки к бурению; конструкции скважин различного назначения; методах регулирования технологических параметров буровых растворов; техническом обслуживании и ремонте бурового оборудования; методах обработки и систематизации геолого-технической и технологической информации при проведении буровых, проектных и научно-исследовательскихработ.

Получены практические навыки механка и помощника бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ (второго) V разряда.

Пракика оставила только хорошее впечатление и позитивные имоции. От проделанной самостоятельной работы мною получено душевное удовлетворение.

Список использованных источников

1. Авторский надзор за реализацией «Дополнения к технологической схеме разработки Самотлорского нефтяного месторождения», Нижневартовскй нефтяной научный центр, Нижневартовск, 2005 г. 2. Дмитриев А.Ю. Основы технологии бурения скважин: учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2008. – 216 с. 3. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004. 4. Интернет ресурс: Источник: http://greenologia.ru/eko-problemy/proizvodstvo-neft/samotlorskiy-gigant.html 5. Интернет ресурс: https://ru.wikipedia.org/wiki/Самотлорское_нефтяное_месторождение 6. Интернет ресурс : http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/khanty_mansijskij_ao/samotlorskoe_mestorozhdenie/6-1-0-541 7. Интернет ресурс: http://studbooks.net/785436/geografiya/analiz_razrabotki_ 8. mestorozhdeniya 9. 08-624-03 “Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности”

10. РД 08-254 “Типовая инструкция по безопасности работ при строительстве нефтяных и газовых скважин Ростехнадзора” от 12.07.96 г.

Отчет по практике в НВФ ООО «РН-Бурение» обновлено: Ноябрь 28, 2017 автором: Научные Статьи.Ру

nauchniestati.ru

отчет по практике. Отчет по учебной практике Выполнил студент группы бгбзс1211 Гарипов И. Ф. Проверил преподователь Нафикова Р. А

11. Организация работы в буровой бригаде . Организационная структура буровой бригады. Расстановка рабочих и распределение обязанностей между ними при выполнении различных операций: при механическом бурении, сборке и разборке турбобура, спуске обсадных колонн . Что должны уметь и знать и, за что отвечает бурильщик , слесарь, помощник бурильщика, электромонтеры, дизелисты.Организация работы в буровой бригадеПеречень выполняемых работ и организация труда буровой бригады зависят от целей бурения, глубины и конструкции скважины. Круг обязанностей ее членов довольно широк и разнообразен. Это выполнение подготовительных работ перед забуриванием скважины (оснастка талевой системы, установка ротора, соединение бурового рукава со стояком нагнетательного трубопровода и вертлюгом; приготовление промывочной жидкости, оснащение буровой элементами малой механизации, механизмами и инструментом для выполнения спуско-подъемных операций и других работ в процессе проводки скважины). Обеспечение углубления скважины и подготовка ее ствола к проведению геофизических исследований, спуск обсадных колонн, установка противовыбросового и фонтанного оборудования, а также проведение работ по заканчиванию скважины и многое другое. На организацию труда буровой бригады и ее состав существенно влияют продолжительность и структура цикла строительства скважины.В глубоком бурении организуется непрерывная (посменная) работа буровой. Как правило, это три смены (вахты), которые работают по 8 либо две по 12 часов в сутки по различным графикам. Всего в буровой бригаде четыре вахты. Этим соблюдается рациональный режим труда и отдыха. На принятие определенного графика работ влияет множество факторов:- удаленность объекта от баз и поселков проживания членов бригады;

- обеспеченность района проведения буровых работ качественной дорожной сетью;

- транспортные расходы на осуществление вахтовых перевозок;- личные пожелания членов бригады и т. д.Количественный и квалификационный состав вахт видоизменяется в зависимости от типа БУ и категории сложности поставленных задач (как правило, зависимых от проектной глубины скважины). Он регламентируется тарифно-квалификационными требованиями и отраслевыми нормативами, разрабатываемыми специальными организациями по заказам нефтяных компаний, предприятий по бурению и согласованными с органами Госгортехнадзора. Как правило, вахта состоит из следующих работников:1. Бурильщик 6-го разряда.2. Первый помощник бурильщика 5-го разряда.3. Второй помощник бурильщика 4-го разряда (верховой рабочий).4. Третий помощник бурильщика 4-го разряда.5. Буровой рабочий 3-го разряда.6. Моторист 5-го разряда (дизельный привод БУ).7. Моторист 4-го разряда (дизельный привод БУ).8.Электрик 4-го разряда (электропривод БУ).С вводом в эксплуатацию новых видов БУ, оснащенных современным оборудованием (автоматы СПО, системы верхнего привода, автоматический ключ буровой и т.д.), состав вахты может изменяться.Буровую бригаду возглавляет буровой мастер. На эту должность назначают дипломированного специалиста. Он несет персональную ответственность за бесперебойное проведение работ, обеспечение процесса всеми необходимыми материалами, соблюдение и выполнение проекта на строительство скважины, обеспечение безопасных условий труда и осуществление мер по охране окружающей среды, участвует в работе комиссии по приемке БУ из монтажа и при сдаче ее в демонтаж.Буровой мастер является материально ответственным лицом. На него возложено ведение всей оперативной технической документации и финансовой отчетности (суточный рапорт бурового мастера, карта отработки долот, табель учета рабочего времени, прием и сдача в соответствующие службы аппарата управления накладных на получение материально-технических ресурсов и лимитно-заборных карт и многое другое).

Вахту возглавляет бурильщик. Он несет персональную ответственность за все работы, выполняемые в период его смены. Бурильщик - это высокопрофессиональный рабочий, имеющий удостоверение от горнотехнического надзора о сдаче экзамена на правоведения буровых работ.

В его задачи входит:- прием оборудования и инструмента от предшествующей вахты;- осуществление основных работ по углублению скважины;- соблюдение предписанного режимно-технологической картой и геолого-техническим нарядом режима бурения;- осуществление контроля за состоянием бурового и вспомогательного оборудования;- руководство работой всех членов вахты.Во время выполнения СПО и работы долота на забое бурильщик находится у пульта управления БУ.Первый помощник бурильщика при СПО обслуживает машинный ключ, обеспечивает выполнение основных операций по свинчиванию, развинчиванию бурильных труб, перемещению труб в магазин «свечами» при вертикальной расстановке или на приемные мостки и совместно с третьим помощником бурильщика выполняет операции с элеватором. Во время бурения в его обязанности входит наблюдение за работой буровых насосов, контроль за параметрами промывочной жидкости и работой очистной системы, участие в приготовлении и обработке раствора.Второй помощник бурильщика во время СПО работает наверху (в специально оборудованном на буровой вышке месте, называемом балконом верхового рабочего). Он надевает или снимает элеватор и перемещает верхний конец свечи. В остальное время он выполняет задания бурильщика.

\ Третий помощник бурильщика при СПО работает возле ротора на машинном ключе, помогает перемещать нижний конец свечи. В остальное время следит за чистотой на буровой, а также выполняет задания бурильщика.

Буровой рабочий используется, как правило, для выполнения работ, не требующих высокой квалификации (погрузо-разгрузочные, ремонтные, уборка территории и содержание оборудования в чистоте).В состав буровой бригады входят также помощник бурового мастера, мотористы (при применении привода БУ от двигателей внутреннего сгорания), электрики (при использовании электрического привода), лаборанты-коллекторы, слесари по обслуживанию БУ, операторы котельных установок, повара и т.д. Обязанности каждого члена буровой бригады строго регламентированы отраслевыми инструкциями по профессиям, согласованными с надзорными органами.Работы, выполняемые буровой бригадойВо время углубления скважины, если бурение происходит в нормальных условиях (без осложнений), бурильщик находится у пульта управления, осуществляя контроль технологических параметров режима бурения (нагрузка на долото, количество оборотов ротора, давление промывочной жидкости в нагнетательной системе и т. д.) и управляя ими.Большие нагрузки на всех членов вахты ложатся при выполнении спуско-подъемных операций и спуске обсадных колонн. Здесь необходимы слаженная работа всех членов вахты, хорошее знание своих обязанностей, навыки в работе.

СПО выполняют для замены долота или буровой коронки по причине их износа или применения инструмента другого типа, при необходимости проведения геофизических исследований в скважине или изменения компоновки низа бурильной колонны, а также неисправности забойного двигателя. Перед подъемом бурильной колонны ствол скважины промывается в течение определенного времени (согласно требованиям ГТН), с целью более полного выноса выбуренного шлама на поверхность.

После окончания промывки бурильщик, управляя лебедкой, приподнимает бурильную колонну с таким расчетом, чтобы над ротором показался нижний переводник ведущей трубы. В это время помощники бурильщика, работающие на роторе, вынимают из него малые вкладыши (при использовании роликовых вкладышей или верхнего силового привода эта операция исключается из процесса) и вставляют в пневматический клиновой захват клинья, на которых осуществляется подвеска бурильной колонны. Затем развинчивают трубы. Во время развинчивания резьбового соединения ведущую трубу с вертлюгом поддерживают на весу. Отсоединенную ведущую трубу приподнимают и с помощью специального приспособления (автозатаскивателя), прикрепляемого к ее нижнему концу, заводят в шурф.

Первый и третий помощники бурильщика отсоединяют буровой крюк от вертлюга и заводят штропы в проушины элеватора, ранее надетого на бурильную трубу, выступающую над столом ротора. Начинается подъем бурильной колонны. Как только она будет извлечена на длину первой свечи и над ротором покажется ее нижнее муфтовое соединение, бурильщик останавливает лебедку и производит торможение и посадку колонны в клиновой захват, с учетом расположения резьбового соединения на уровне рабочей части автоматического ключа для последующего отвинчивания свечи. После этого свеча приподнимается и устанавливается на подсвечник. Второй помощник бурильщика, работающий наверху, открывает элеватор и заводит верхний конец свечи за палец (специальный патрубок для удержания свечей в вертикальном положении). Бурильщик опускает талевый блок с элеватором, притормаживая его около муфты очередной трубы. Первый и третий помощники бурильщика надевают элеватор на нее, и процесс подъема очередной свечи повторяется. Следует отметить, что при подъеме инструмента из скважины на него надевают специальное прорезиненное устройство для очистки труб от бурового раствора, которое крепится к пневмоклиновому захвату.

Во время подъема бурильной колонны уровень промывочной жидкости в скважине понижается вследствие уменьшения объема вытеснения ее бурильной колонной, в результате чего снижается противодавление на пласты и стенки скважины, что может привести к осложнениям. Для недопущения этого используется специальная емкость с фиксированным объемом, из которой осуществляется постоянный долив промывочной жидкости в скважину с контролируемым расходом.При спуске бурильного инструмента операции выполняются в обратной последовательности, с добавлением лишь элемента смазывания резьбовых соединений специальной смазкой.В процессе углубления скважины время от времени необходимо дополнять трубами бурильную колонну, эта операция называется наращиванием.

Оно выполняется после того, как будет пробурен интервал, равный длине ведущей трубы. Суть этого действия заключается в следующем. Поднимается на длину ведущей трубы бурильная колонна, отсоединяется и устанавливается в шурф ведущая труба, с мостков подается в буровую (при помощи вспомогательной лебедки или консольно-поворотного крана) заранее подготовленная и замеренная труба. Затем на трубу надевается элеватор, она выводится на ось скважины и производится ее свинчивание с бурильной колонной и спуск в скважину. После этого к колонне присоединяется ведущая труба и процесс бурения продолжается.

Особенно трудоемким и ответственным является процесс спуска в скважину обсадных колонн. Он осуществляется по специальному плану проведения работ, подготавливаемому отделами аппарата управления и утверждается главным инженером бурового предприятия.Спускают обсадную колонну под руководством ответственного ИТР и геолога после получения разрешения на спуск геологической службы и проверки буровой вышки (с составлением соответствующего акта) представителями службы главного механика. Буровой персонал тщательно готовится к этим работам, чтобы выполнить их четко, без задержек и простоев. Спуск обсадных труб осуществляется на элеваторах или слайдерах, соответствующих весу обсадной колонны. В данном разделе приведены лишь некоторые, особенно трудоемкие, процессы цикла строительства скважины. Надо отметить, что бурение имеет по своему характеру немало особенностей: отличается высокой интенсивностью и повышенной травмоопасностью. Поэтому практически любая операция или действия членов буровой бригады при строительстве скважины регламентированы соответствующими инструкциями и положениями.

12.Заключение.

Литература

Аскеров М. М., Сулейманов А. Б. Ремонт скважин: Справ. пособие. — М.: Недра, 1993.Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению: В 4 кн. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1996.Булатов А.И. и др. Справочник по промывке скважин.-М.: Недра, 1984.Горное дело. Терминологический словарь /Л. И. Барон, Г. П. Демидюк, Г. Д. Лидин и др. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1981, 479 с.Гукасов Н. А. Справочное пособие по гидравлике и гидродинамике в бурении. — М: Недра, 1982. 302 с.Гульянц Г. М. Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию скважин. — М: Недра, 1983.Грей ДЖ.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов,- М.: Недра, 1985. Демихов В. И. Средства измерения параметров бурения скважин: Справочное пособие. - М.: Недра, 1990.Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Недра, 1990.Калинин А. Г., Григорян Н. А.,Султанов Б. З. Бурение наклонных скважин: Справочник. — М.: Недра, 1990.Карнаухов М. Л., Рязанцев Н. Ф. Справочник по испытанию скважин. - М.: Недра, 1984.

Мальцев А. В., Дюков Л. М. Приборы и средства контроля процессов бурения: Справочное пособие. М.: Недра, 1989.

Масленников И. К. Буровой инструмент: Справочник. — М: Недра, 1989.

Пустовойтенко И. П., Сельващук А. П. Справочник мастера по сложным буровым работам. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1983, с. 248.

Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1988.

Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин,- М.: Недра, 1985.

Справочник инженера по бурению / Под ред. В. И. Мищевича, Н. А. Сидорова. М.: Недра, 1973. Т. 1. 520 с.

Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин: В 2 т./ Под общ. ред. проф. Е. А. Козловского. — М.: Недра, 19

topuch.ru

Отчет по практике

МИНИСТЕРСТВО

ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УХТИНСКИЙ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА

РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ПОДЗЕМНОЙ ГИДРОМЕХАНИКИ

Отчет-0206562-060800-01-32 Группа ЭТК -2-05

-01-10 IMS-05

-00-92

-01-04

Ю.А. Пилецкая

В.Н. Лаптева

П.С. Самойленко

А.Ю. Буданова

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ

Ухта 2007

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 4

1 БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 5

1.1 Подготовительные работы к строительству буровой 5

1.1.1 Перемещение буровой 5

1.1.2 Размещение и монтаж бурового и энергетического оборудования 6

1.2 Бурение скважин 9

1.2.1 Буровая вышка и буровое оборудование 9

1.2.2 Способы бурения 14

1.2.3 Породоразрушающий инструмент 14

1.2.4 Оптимизация режима бурения 17

1.2.5 Назначение, состав и свойства промывочных растворов,

их роль в преду­преждении осложнений 18

1.2.6 Оборудование для промывки скважин 20

1.3 Заканчивание скважин 22

1.3.1 Работа по креплению и цементированию скважин 23

1.3.2 Оборудование для цементирования скважин 25

1.3.3 Вскрытие пластов и испытание скважин 26

1.3.4 Состав и квалификация буровой бригады 27

2 ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА 28

2.1 Работа операторов по добыче нефти и газа 28

2.2 Скважина и ее элементы 28

2.3 Освоение скважин 29

2.4 Порядок сдачи скважин в эксплуатацию 30

2.4.1 Способы добычи нефти и газа 30

2.4.2 Фонтанный способ добычи. Устьевое и подземное оборудование 31

2.4.3 Газлифтный способ добычи. Подземное оборудование 32

2.4.4 Эксплуатация скважин, оборудованных ЭЦН. Подземное

оборудование 34

2.4.5 Схема наземного и подземного оборудования при добыче ШНС

и описание способа добычи 35

2.5 Подземный ремонт скважин 35

2.5.1 Текущий ремонт скважин 36

2.6 Методы воздействия на призабойную зону. Применяемое

оборудование 37

2.7 Методы воздействия на пласт 39

2.7.1 Поддержание пластового давления (ППД) 41

2.7.2 Методы повышения нефтеотдачи 42

2.8 Шахтный способ добычи нефти 44

2.9 Сбор, подготовка и хранение нефти и газа на промысле 46

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 47

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 48

ВВЕДЕНИЕ

Для выполнения отчета мне потребовалось, ознакомиться с организацией нефтегазодобывающего производства, задачами, технологическим функционированием и техническим оснащением основных звеньев этого производства.

Практика проходила на предприятии «ЛУКОЙЛ БУРЕНИ ПЕРМЬ» в городе Усинске. Работал помощником бурильщика 4-ого разряда.

  1. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

    1. Подготовительные работы к строительству буровой

В ходе подготовительных работ выбирают место для буро­вой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.

В цикл строительства скважины входят:

1) подготовительные работы;

2) монтаж вышки и оборудования;

3) подготовка к бурению;

4) процесс бурения;

5) крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;

6) вскрытие пласта и испытание па приток нефти и газа.

В практике вышкостроения применяют следующие способы транспортировки буровых вышек:

1) автотракторным транспортом при разборке вышек на от­дельные детали;

2) в собранном виде в вертикальном положении на специ­альных санях или основаниях с опорными полозьями;

3) в собранном виде в вертикальном положении на возимых основаниях с использованием гусеничных или колесных транс­портных средств;

4) водным транспортом на баржах;

5) в собранном виде на транспортных средствах с использо­ванием воздушной подушки;

6) в разобранном виде на вертолетах большой грузоподъем­ности.

Применение каждого из этих способов транспортировки за­висит от следующих условий: способов сооружения буровых, ти­пов применяемых вышек, конструкций подвышенных оснований, рельефа местности и естественных препятствии, расстояния пе­ребазировки буровых установок и др.

В некоторых случаях оборудование перевозится на конструк­тивно с ним связанных полозьях, а вышки на специальных по­лозьях.

Под вышки типа ВМ-41 в начале изготовляли сани из бу­рильных труб, получивших название «сани Коробова». Каждый полоз этих саней выполнен из трех труб с приваренными к ним опорами для башмаков вышки.

Сани для вышек с размерами основания 8X8 м, имеющих более жесткую конструкцию, были разработаны ВНИИБТ. По­лозья таких саней выполнены из двух швеллеров, уси­ленных листовой сталью. Между собой полозья соединены двумя поперечными балками и диагональными стяжками. К полозьям приварены башмаки для крепления вышки, а для присоедине­ния буксирных канатов в полозьях имеются отверстия.

Для транспортировки вышек типа 2ВБ53ХЗОО с размерами основания 10X10 м используют сани ферменной конструкции, обладающие большой жесткостью. Ферма полоза собирается из бурильных труб, соединенных между собой при помощи стоек. Полоз имеет башмаки для крепления вышки и буксирные стойки для присоединения тросов.

      1. Размещение и монтаж бурового и энергетического оборудования

Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопас­ность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.

В общем случае (рис. 1.1) в центре буровой вышки 1 распо­лагают ротор 3, а рядом с ним - лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материя лов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находит­ся стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяй­ственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды.

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобиль­ный, железнодорожный или воздушный транспорт.

При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16...20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.

При крупноблочном методе установка монтируется из 2...4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа бу­ровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

После этого последовательно монтируют талевый блок с кронблоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.

Рис. 1.1 Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой: 1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы; 5 - стеллажи; 6 - инструментальная площадка; 7 - площадка отработанных долот; 8 - хозяйственная будка; 9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка ловильного инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов; 12 приемные мостки; 13 верстак слесаря;

14 - стеллаж легкого инструмента; 15 - очистная система; 16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка; 18 - силовой привод; 19 - насосы

      1. Буровая вышка и буровое оборудование

Буровая вышка представляет собой вертикальную металли­ческую конструкцию в виде усеченной пирамиды, сужающуюся кверху. Она состоит из боковых граней, верхняя часть которых снабжена рамой для монтажа кронблока, а нижняя часть гра­ней крепится к основанию буровой. В средней части вышки смонтированы балкон для работы второго помощника буриль­щика и магазин для размещения верхних концов свечей. Вышки оборудуются лестницами, стремянками или подъемником.

Вышки классифицируют по максимальной нагрузке, по раз­мерам — высоте и площади основания, по системе опирания и передачи нагрузки на основание, по степени разборности и спо­собам монтажа. Основные параметры вышек — максимальная нагрузка и размеры — высота и площадь основания.

Вышки подразделяются на мачтовые, имеющие одну или две опоры, и башенные, имеющие три или четыре опоры. Степень разборности вышки определяет монтажеспособность и транспор­табельность. Мачтовые секционные вышки состоят из нескольких сварных неразборных секций, собираемых обычно в горизонтальном положении, мачтовую вышку поднимают в собранном виде (рис 1.2). Башенные вышки собирают в верти­кальном положении из отдельных элементов, на что тратится больше времени, чем при монтаже мачтовых. В настоящее время в установках для бурения на континенте применяют вышки мачтового типа большой грузоподъемности 400—500 т и более. В установках для бурения на море, наоборот, используют прак­тически только башенные вышки, так как они не разбираются, но обладают большой устойчивостью.

Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответ­ствующей грузоподъемности.

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобож­дения бурильных труб.

Рис. 1.2 Мачтовая А–образная вышка

1 – площадка для обслуживания и ремонта кронблока; 2 – сварная секция;

3 – балкон; 4 – ноги вышки; 5 – подкос; 6 – маршевые лестницы

Ключ АКБ-ЗМ устанавливается между лебедкой и ротором на специальном фундаменте. Его основными частями яв­ляются блок ключа, каретка с пневматическими цилиндрами, стойка и пульт управления. Блок ключа - основной механизм, не­посредственно свинчивающий и развинчивающий бурильные трубы. Он смонтирован на каретке, которая перемещается при помощи двух пневматических цилиндров по направляющим: либо к бурильной тру­бе, установленной в роторе, либо от нее.

Зажимные устройства, как и механизм передвижения блока ключа, работают от пневматических цилиндров, включаемых с пуль­та управления. Для этого в систему подается сжатый воздух от ресивера.

Ключ ПБК-1 подвешивается в буровой на канате. Высота его подвески регулируется пневматическим цилиндром с пульта управ­ления.

Пневматический клиновой захват ПКР-560 служит для ме­ханизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб. Он монтируется в роторе и имеет четыре клина, управляемых с пуль­та посредством пневмоцилиндра.

Наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении, включает вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор. Вертлюг - это механизм, соединяющий не вращаю­щиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидко­сти под давлением. Корпус вертлюга подвешивается на буровом крюке (или крюкоблоке) с помощью штропа. Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршневые двухцилиндровые насосы двойного действия. Напорный рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной жид­кости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Ротор передает вращательное движение бурильно­му инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колон­ны, создаваемый забойным двигателем. Во время работы вращательное движение от лебедки с помощью цепной переда­чи сообщается валу и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.

Привод буровой установки может быть дизельным, электри­ческим, дизель- электрическим и дизель-гидравлическим. Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необ­ходимой мощности. Электрический привод от электродвигателей переменного и постоянного тока отличается простотой в монтаже и эк­сплуатации, высокой надежностью и экономичностью, но применим только в электрифицированных районах. Дизель-электрический при­вод из дизеля, который вращает генератор, питающий, в свою очередь, электродвигатель. Дизель-гидравлический привод состоит из двига­теля внутреннего сгорания и турбопередачи. Последние два типа привода автономны, но в отличие от дизельного не содержат громозд­ких коробок перемены передач и сложных соединительных частей, имеют удобное управление, позволяют плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.

Суммарная мощность силового привода буровых установок составляет от 1000 до 4500 кВт. В процессе бурения она распределяет­ся на привод буровых насосов и ротора. При проведении спускоподъемных операций основная энергия потребляется лебедкой, а остальная часть - компрессорами, вырабатывающими сжатый воз­дух, используемый в качестве источника энергии для автоматического бурового ключа, подвесного бурового ключа, пневматического клино­вого захвата и др.

Циркуляционная система буровой установки служит для сбо­ра и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину. К привышечным сооружениям относятся:

1) помещение для размещения двигателей и передаточных ме­ханизмов лебедки;

2) насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей;

3) приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей;

4) запасные резервуары для хранения бурового раствора;

5) трансформаторная площадка для установки трансформатора;

6) площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового раствора и хранения сухих материалов для него;

7) стеллажи для размещения труб.

Буровое оборудование и инструмент

В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непос­редственно над долотом.

Турбобур - это многоступенчатая турбина (число ступеней до 350), каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток жидкости, стекая с лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращатель­ного момента, снова натекает на лопатки статора и т.д. Хотя каждая ступень турбобура развивает относительно небольшой момент, бла­годаря их большому количеству, суммарная мощность на валу турбобура оказывается достаточной, чтобы бурить самую твердую породу.

При турбинном бурении в качестве рабочей используется промывочная жидкость, двигающаяся с поверхности земли по буриль­ной колонне к турбобуру. С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от бурильной колонны.

При бурении с помощью электробура питание электродви­гателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб.

Способы бурения скважин классифицируются по характеру воздействия на горные породы: механическое, термическое, фи­зико-химическое, электрическое и т. д. Однако промышленное применение находят только способы бурения, обеспечивающие механическое разрушение горной породы. Другие же способы бурения пока еще не вышли из стадии экспериментальной раз­работки.

Способы бурения скважин, связанные с механическим воз­действием на горную породу, осуществляются либо с использо­ванием мускульной силы человека (ручное бурение), либо с применением двигателей (механическое бурение).

Ручное бурение применяют в основном при инженерно-геологических исследованиях и при решении проблем водо­снабжения, когда бурят скважины небольшого диаметра (100— 200 мм) на незначительную глубину (до 20—30 м).

Наиболее распространены два вида механического бурения с использованием энергии двигателей — ударное и враща­тельное.

Из всех разновидностей ударного бурения применяется только ударно-канатное.

      1. Породоразрушающий инструмент.

Для повышения износостойкости зубцы и тыльная часть шарошек армируются зернистым твердым сплавом вольфрама.

Алмазные долота применяются при бурении неабразивных и малоабразивных пород средней твердости и твердых, а также при бурении нижних интервалов глубоких скважин, где их высокая стоимость компенсируется долговечностью и, снижением затрат времени на спускоподъемные операции. Выпускаются алмазные долота двух типов: спиральные — для турбинного бурения (рис.1.3 а) и радиальные — для роторного бурения.

Рис. 1.3 Алмазное долото для сплошного бурения

1 — алмазная несущая головка; 2 — корпус; 3 — резьба; 4 — контактный сектор; 5 — канал для направления жидкости.

Наряду с долотами, армированными естественными алма­зами, при бурении глубоких скважин в последние годы получали применение долота, армированные сверхтвердыми сплавами.

Хорошие результаты, особенно при бурении с забойными дви­гателями в породах средней твердости, дают долота, армирован­ные зернистым твердым сплавом и зубцами, выполненными из твердого сплава «славутич» (рис. 31). Промывочная жидкость в таких долотах подается к забою скважины по шести промы­вочным отверстиям, обеспечивая хорошую очистку забоя от вы­буренной породы и охлаждение контактных секторов.

Опыт проходки глубоких нефтяных и газовых скважин пока­зал, что одним алмазным долотом можно пробурить до 240—-300 м при непрерывном бурении в течение 150—200 ч. Таким об­разом, одним алмазным долотом можно заменить 15—20 шаро­шечных долот.

В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатацион­ной скважины периодически отбираются породы в виде нетрону­тых целиков (кернов) для составления стратиграфического разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти или газа в порах пород и т. д. Для извлечения на поверхность керна применяют колонковые долота. Состоит такое долото из бурильной головки 1 и колонкового набора, присоединяемого к корпусу бурильной головки с помощью резьбы (рис. 1.4)

В зависимости от свойств породы, в которой осуществляете бурение с отбором керна, применяют бурильные головки шарошечные, алмазные и твердосплавные. Шарошки в бурильной головке смонтированы так, чтобы порода в центре забоя скважины при бурении не разрушалась, что создает возможность образования керна 2. Существуют четырех-, шести- и даже восьми шарошечные бурильные головки, предназначенные для бурения с отбором керна в различных породах. Расположение пород разрушающих элементов в алмазных и твердосплавных бурильных головках также позволяет осуществлять разрушение горне породы только по периферии забоя скважины.

а б

Рис. 1.4 а - долото, армированное сверхтвердым сплавом «Славутич»; б - схема устройства ко­лонкового долота:

1 - бурильная головка; 2 - керн; 3 - грунтоноса; 4 - кор­пус колонкового набора; 5 - шаровой клапан

Образующаяся колонка породы поступает при углублении скважин в колонковый набор, состоящий из корпуса 4 и колонковой трубы.

      1. Оптимизация режима бурения

Как показала практика, в силу разнообразия условий проводки скважин и множества переменных, от которых зависят показате­ли, не представляется возможным, даже при помощи ЭВМ, зара­нее абсолютно точно рассчитать и установить величины парамет­ров, отвечающих оптимальном режиму. В любом случае в процессе бурения приходится корректировать расчетные параметры режима бурения применительно к конкретным условиям. Однако эта кор­ректировка зависит от индивидуальных способностей бурильщика и его квалификации и поэтому в ряде случаев связана с лишними затратами времени. Для того чтобы максимально исключить влия­ние бурильщика и вместе с тем помочь ему в принятии оконча­тельных решений, разработаны и используются, особенно за ру­бежом, устройства для управления буровыми операциями с помо­щью ЭВМ главным образом персональных. Аппаратура и датчи­ки, размещенные в различных пунктах буровой установки, обес­печивают ЭВМ исходными данными, необходимыми для оценок. Обрабатывая полученную информацию, ЭВМ выдает: прогноз проходки на долото до его износа, прогноз времени работы доло­та до его износа, оптимальную величину нагрузки на долото, оптимальную частоту вращения долота, а также другие рекоменда­ции по проводке скважины.

      1. Назначение, состав и свойства промывочных растворов, их роль в преду­преждении осложнений

Основные функции промывочных жидкостей:

1) вынос частичек выбуренной породы из скважины;

2) удерживание частичек выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

3) создание противодавления на стенку скважины, а следовательно, предотвращение обвалов пород и предупреждение проникновения в скважину газа, нефти и воды из разбуриваемых пластов;

4) глинизация стенки скважины;

5) охлаждение долота, турбобура, электробура и колонны;

6) смазывание трущихся деталей долота, турбобура;

7) передача энергии турбобуру;

8) защита бурового оборудования и бурильной колонны от коррозии;

Промывочная жидкость должна быть инертной к воздействию температур, минерализованных пластовых вод и облом­ов выбуренных пород. О

Промывочные жидкости классифицируются следующим об­разом:

1) затворенные на водной основе, характерные представители которых вода и глинистые растворы;

2) затворенные на неводной основе, к которым относятся уг­леводородные растворы (нефтяные);

3) аэрированные.

Глинистые растворы приготовляют из глины и воды. Однако не всякая глина пригодна для этого.

Глина — смесь глинистых минералов, придающих ей свой­ства пластичности, и твердых минералов (песка, карбонатов), осложняющих процесс качественного приготовления глинистого Раствора. Наиболее распространенные глинистые минералы, вхо­дящие в состав глин: каолинит А12О3-28Ю2-2Н2О, галлуизит Al203-2SiO2-3h3O и монтмориллонит А12О3-45Ю2-2Н2О. При большом содержании твердых минералов (примесей) глины превращаются в мергели, глинистые пески и другие осадочные горные породы, обладающие незначительной пластичностью.

studfiles.net

Бурение нефтяных и газовых скважин - Отчет по практике

ВВЕДЕНИЕ Для выполнения отчета мне потребовалось, ознакомиться с организацией нефтегазодобывающего производства, задачами, технологическим функционированием и техническим оснащением основных звеньев этого производства.

Практика проходил на предприятии ООО«НК Действие» в городе Димитровград на 1 Уткинском месторождении. Работал электромонтером 3-го разряда и оператором по добыче нефти и попутного газа. При этом изучал бурение скважин и ввод их в эксплуатацию. В процессе работы обслуживал скважины, следил за качеством добываемой нефти и соблюдал технологический процесс добычи нефти и транспортировкой ее в НГДУ Русснефть. Основной задачей являлось соблюдение техники безопасности при работе на скважине, Безаварийная работа насосов по добыче нефти.

  1. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
    1. Подготовительные работы к строительству буровой

В ходе подготовительных работ выбирают место для буро­вой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.

В цикл строительства скважины входят:

1) подготовительные работы;

2) монтаж вышки и оборудования;

3) подготовка к бурению;

4) процесс бурения;

5) крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;

6) вскрытие пласта и испытание па приток нефти и газа.

В практике вышкостроения применяют следующие способы транспортировки буровых вышек:

1) автотракторным транспортом при разборке вышек на от­дельные детали;

2) в собранном виде в вертикальном положении на специ­альных санях или основаниях с опорными полозьями;

3) в собранном виде в вертикальном положении на возимых основаниях с использованием гусеничных или колесных транс­портных средств;

4) водным транспортом на баржах;

5) в собранном виде на транспортных средствах с использо­ванием воздушной подушки;

6) в разобранном виде на вертолетах большой грузоподъем­ности.

Применение каждого из этих способов транспортировки за­висит от следующих условий: способов сооружения буровых, ти­пов применяемых вышек, конструкций подвышенных оснований, рельефа местности и естественных препятствии, расстояния пе­ребазировки буровых установок и др.

В некоторых случаях оборудование перевозится на конструк­тивно с ним связанных полозьях, а вышки на специальных по­лозьях.

Под вышки типа ВМ-41 в начале изготовляли сани из бу­рильных труб, получивших название «сани Коробова». Каждый полоз этих саней выполнен из трех труб с приваренными к ним опорами для башмаков вышки.

Сани для вышек с размерами основания 8X8 м, имеющих более жесткую конструкцию, были разработаны ВНИИБТ. По­лозья таких саней выполнены из двух швеллеров, уси­ленных листовой сталью. Между собой полозья соединены двумя поперечными балками и диагональными стяжками. К полозьям приварены башмаки для крепления вышки, а для присоедине­ния буксирных канатов в полозьях имеются отверстия.

Для транспортировки вышек типа 2ВБ53ХЗОО с размерами основания 10X10 м используют сани ферменной конструкции, обладающие большой жесткостью. Ферма полоза собирается из бурильных труб, соединенных между собой при помощи стоек. Полоз имеет башмаки для крепления вышки и буксирные стойки для присоединения тросов.

      1. Размещение и монтаж бурового и энергетического оборудования

Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопас­ность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.

В общем случае (рис. 1.1) в центре буровой вышки 1 распо­лагают ротор 3, а рядом с ним - лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материя лов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находит­ся стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяй­ственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды.

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобиль­ный, железнодорожный или воздушный транспорт.

При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16...20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.

При крупноблочном методе установка монтируется из 2...4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа бу­ровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

После этого последовательно монтируют талевый блок с кронблоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора. Рис. 1.1 Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой: 1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы; 5 - стеллажи; 6 - инструментальная площадка; 7 - площадка отработанных долот; 8 - хозяйственная будка; 9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка ловильного инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов; 12 приемные мостки; 13 верстак слесаря;

14 - стеллаж легкого инструмента; 15 - очистная система; 16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка; 18 - силовой привод; 19 - насосы

      1. Буровая вышка и буровое оборудование

Буровая вышка представляет собой вертикальную металли­ческую конструкцию в виде усеченной пирамиды, сужающуюся кверху. Она состоит из боковых граней, верхняя часть которых снабжена рамой для монтажа кронблока, а нижняя часть гра­ней крепится к основанию буровой. В средней части вышки смонтированы балкон для работы второго помощника буриль­щика и магазин для размещения верхних концов свечей. Вышки оборудуются лестницами, стремянками или подъемником.

Вышки классифицируют по максимальной нагрузке, по раз­мерам — высоте и площади основания, по системе опирания и передачи нагрузки на основание, по степени разборности и спо­собам монтажа. Основные параметры вышек — максимальная нагрузка и размеры — высота и площадь основания.

Вышки подразделяются на мачтовые, имеющие одну или две опоры, и башенные, имеющие три или четыре опоры. Степень разборности вышки определяет монтажеспособность и транспор­табельность. Мачтовые секционные вышки состоят из нескольких сварных неразборных секций, собираемых обычно в горизонтальном положении, мачтовую вышку поднимают в собранном виде (рис 1.2). Башенные вышки собирают в верти­кальном положении из отдельных элементов, на что тратится больше времени, чем при монтаже мачтовых. В настоящее время в установках для бурения на континенте применяют вышки мачтового типа большой грузоподъемности 400—500 т и более. В установках для бурения на море, наоборот, используют прак­тически только башенные вышки, так как они не разбираются, но обладают большой устойчивостью.

Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответ­ствующей грузоподъемности.

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобож­дения бурильных труб.

Рис. 1.2 Мачтовая А–образная вышка

1 – площадка для обслуживания и ремонта кронблока; 2 – сварная секция;

3 – балкон; 4 – ноги вышки; 5 – подкос; 6 – маршевые лестницы

Ключ АКБ-ЗМ устанавливается между лебедкой и ротором на специальном фундаменте. Его основными частями яв­ляются блок ключа, каретка с пневматическими цилиндрами, стойка и пульт управления. Блок ключа - основной механизм, не­посредственно свинчивающий и развинчивающий бурильные трубы. Он смонтирован на каретке, которая перемещается при помощи двух пневматических цилиндров по направляющим: либо к бурильной тру­бе, установленной в роторе, либо от нее.

Зажимные устройства, как и механизм передвижения блока ключа, работают от пневматических цилиндров, включаемых с пуль­та управления. Для этого в систему подается сжатый воздух от ресивера.

Ключ ПБК-1 подвешивается в буровой на канате. Высота его подвески регулируется пневматическим цилиндром с пульта управ­ления.

Пневматический клиновой захват ПКР-560 служит для ме­ханизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб. Он монтируется в роторе и имеет четыре клина, управляемых с пуль­та посредством пневмоцилиндра.

Наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении, включает вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор. Вертлюг - это механизм, соединяющий не вращаю­щиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидко­сти под давлением. Корпус вертлюга подвешивается на буровом крюке (или крюкоблоке) с помощью штропа. Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршневые двухцилиндровые насосы двойного действия. Напорный рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной жид­кости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Ротор передает вращательное движение бурильно­му инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колон­ны, создаваемый забойным двигателем. Во время работы вращательное движение от лебедки с помощью цепной переда­чи сообщается валу и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.

Привод буровой установки может быть дизельным, электри­ческим, дизель- электрическим и дизель-гидравлическим. Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необ­ходимой мощности. Электрический привод от электродвигателей переменного и постоянного тока отличается простотой в монтаже и эк­сплуатации, высокой надежностью и экономичностью, но применим только в электрифицированных районах. Дизель-электрический при­вод из дизеля, который вращает генератор, питающий, в свою очередь, электродвигатель. Дизель-гидравлический привод состоит из двига­теля внутреннего сгорания и турбопередачи. Последние два типа привода автономны, но в отличие от дизельного не содержат громозд­ких коробок перемены передач и сложных соединительных частей, имеют удобное управление, позволяют плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.

Суммарная мощность силового привода буровых установок составляет от 1000 до 4500 кВт. В процессе бурения она распределяет­ся на привод буровых насосов и ротора. При проведении спускоподъемных операций основная энергия потребляется лебедкой, а остальная часть - компрессорами, вырабатывающими сжатый воз­дух, используемый в качестве источника энергии для автоматического бурового ключа, подвесного бурового ключа, пневматического клино­вого захвата и др.

Циркуляционная система буровой установки служит для сбо­ра и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину. К привышечным сооружениям относятся:

1) помещение для размещения двигателей и передаточных ме­ханизмов лебедки;

2) насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей;

3) приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей;

4) запасные резервуары для хранения бурового раствора;

5) трансформаторная площадка для установки трансформатора;

6) площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового раствора и хранения сухих материалов для него;

7) стеллажи для размещения труб.

Буровое оборудование и инструмент

В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непос­редственно над долотом.

Турбобур - это многоступенчатая турбина (число ступеней до 350), каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток жидкости, стекая с лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращатель­ного момента, снова натекает на лопатки статора и т.д. Хотя каждая ступень турбобура развивает относительно небольшой момент, бла­годаря их большому количеству, суммарная мощность на валу турбобура оказывается достаточной, чтобы бурить самую твердую породу.

При турбинном бурении в качестве рабочей используется промывочная жидкость, двигающаяся с поверхности земли по буриль­ной колонне к турбобуру. С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от бурильной колонны.

При бурении с помощью электробура питание электродви­гателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. Способы бурения скважин классифицируются по характеру воздействия на горные породы: механическое, термическое, фи­зико-химическое, электрическое и т. д. Однако промышленное применение находят только способы бурения, обеспечивающие механическое разрушение горной породы. Другие же способы бурения пока еще не вышли из стадии экспериментальной раз­работки.

Способы бурения скважин, связанные с механическим воз­действием на горную породу, осуществляются либо с использо­ванием мускульной силы человека (ручное бурение), либо с применением двигателей (механическое бурение).

Ручное бурение применяют в основном при инженерно-геологических исследованиях и при решении проблем водо­снабжения, когда бурят скважины небольшого диаметра (100— 200 мм) на незначительную глубину (до 20—30 м).

Наиболее распространены два вида механического бурения с использованием энергии двигателей — ударное и враща­тельное.

Из всех разновидностей ударного бурения применяется только ударно-канатное.

      1. Породоразрушающий инструмент.

Для повышения износостойкости зубцы и тыльная часть шарошек армируются зернистым твердым сплавом вольфрама.

Алмазные долота применяются при бурении неабразивных и малоабразивных пород средней твердости и твердых, а также при бурении нижних интервалов глубоких скважин, где их высокая стоимость компенсируется долговечностью и, снижением затрат времени на спускоподъемные операции. Выпускаются алмазные долота двух типов: спиральные — для турбинного бурения (рис.1.3 а) и радиальные — для роторного бурения.

Рис. 1.3 Алмазное долото для сплошного бурения

1 — алмазная несущая головка; 2 — корпус; 3 — резьба; 4 — контактный сектор; 5 — канал для направления жидкости.

Наряду с долотами, армированными естественными алма­зами, при бурении глубоких скважин в последние годы получали применение долота, армированные сверхтвердыми сплавами.

Хорошие результаты, особенно при бурении с забойными дви­гателями в породах средней твердости, дают долота, армирован­ные зернистым твердым сплавом и зубцами, выполненными из твердого сплава «славутич» (рис. 31). Промывочная жидкость в таких долотах подается к забою скважины по шести промы­вочным отверстиям, обеспечивая хорошую очистку забоя от вы­буренной породы и охлаждение контактных секторов.

Опыт проходки глубоких нефтяных и газовых скважин пока­зал, что одним алмазным долотом можно пробурить до 240—-300 м при непрерывном бурении в течение 150—200 ч. Таким об­разом, одним алмазным долотом можно заменить 15—20 шаро­шечных долот.

В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатацион­ной скважины периодически отбираются породы в виде нетрону­тых целиков (кернов) для составления стратиграфического разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти или газа в порах пород и т. д. Для извлечения на поверхность керна применяют колонковые долота. Состоит такое долото из бурильной головки 1 и колонкового набора, присоединяемого к корпусу бурильной головки с помощью резьбы (рис. 1.4)

В зависимости от свойств породы, в которой осуществляете бурение с отбором керна, применяют бурильные головки шарошечные, алмазные и твердосплавные. Шарошки в бурильной головке смонтированы так, чтобы порода в центре забоя скважины при бурении не разрушалась, что создает возможность образования керна 2. Существуют четырех-, шести- и даже восьми шарошечные бурильные головки, предназначенные для бурения с отбором керна в различных породах. Расположение пород разрушающих элементов в алмазных и твердосплавных бурильных головках также позволяет осуществлять разрушение горне породы только по периферии забоя скважины.

а б

Рис. 1.4 а - долото, армированное сверхтвердым сплавом «Славутич»; б - схема устройства ко­лонкового долота:

1 - бурильная головка; 2 - керн; 3 - грунтоноса; 4 - кор­пус колонкового набора; 5 - шаровой клапан

Образующаяся колонка породы поступает при углублении скважин в колонковый набор, состоящий из корпуса 4 и колонковой трубы.

      1. Оптимизация режима бурения

Как показала практика, в силу разнообразия условий проводки скважин и множества переменных, от которых зависят показате­ли, не представляется возможным, даже при помощи ЭВМ, зара­нее абсолютно точно рассчитать и установить величины парамет­ров, отвечающих оптимальном режиму. В любом случае в процессе бурения приходится корректировать расчетные параметры режима бурения применительно к конкретным условиям. Однако эта кор­ректировка зависит от индивидуальных способностей бурильщика и его квалификации и поэтому в ряде случаев связана с лишними затратами времени. Для того чтобы максимально исключить влия­ние бурильщика и вместе с тем помочь ему в принятии оконча­тельных решений, разработаны и используются, особенно за ру­бежом, устройства для управления буровыми операциями с помо­щью ЭВМ главным образом персональных. Аппаратура и датчи­ки, размещенные в различных пунктах буровой установки, обес­печивают ЭВМ исходными данными, необходимыми для оценок. Обрабатывая полученную информацию, ЭВМ выдает: прогноз проходки на долото до его износа, прогноз времени работы доло­та до его износа, оптимальную величину нагрузки на долото, оптимальную частоту вращения долота, а также другие рекоменда­ции по проводке скважины.

      1. Назначение, состав и свойства промывочных растворов, их роль в преду­преждении осложнений

Основные функции промывочных жидкостей:

1) вынос частичек выбуренной породы из скважины;

2) удерживание частичек выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

3) создание противодавления на стенку скважины, а следовательно, предотвращение обвалов пород и предупреждение проникновения в скважину газа, нефти и воды из разбуриваемых пластов;

4) глинизация стенки скважины;

5) охлаждение долота, турбобура, электробура и колонны;

6) смазывание трущихся деталей долота, турбобура;

7) передача энергии турбобуру;

8) защита бурового оборудования и бурильной колонны от коррозии;

Промывочная жидкость должна быть инертной к воздействию температур, минерализованных пластовых вод и облом­ов выбуренных пород. О

Промывочные жидкости классифицируются следующим об­разом:

1) затворенные на водной основе, характерные представители которых вода и глинистые растворы;

2) затворенные на неводной основе, к которым относятся уг­леводородные растворы (нефтяные);

3) аэрированные.

Глинистые растворы приготовляют из глины и воды. Однако не всякая глина пригодна для этого.

Глина — смесь глинистых минералов, придающих ей свой­ства пластичности, и твердых минералов (песка, карбонатов), осложняющих процесс качественного приготовления глинистого Раствора. Наиболее распространенные глинистые минералы, вхо­дящие в состав глин: каолинит А12О3-28Ю2-2Н2О, галлуизит Al203-2SiO2-3h3O и монтмориллонит А12О3-45Ю2-2Н2О. При большом содержании твердых минералов (примесей) глины превращаются в мергели, глинистые пески и другие осадочные горные породы, обладающие незначительной пластичностью.

Глины содержат также окислы железа Fe2O3> щелочных (ка-К20, натрия NaoO) и щелочноземельных (кальция СаО, MgO) металлов. Образуются глины при выветривании горных пород, главным образом полевого шпата, под действием воды и углекислого газа, содержащегося в воздухе:

К2О • А12О3 • 6SiOa+CO2+2h3O = K3CO3+4SiO2 + Al2O8-2SiO, • 2Н20.

полевой шпат каолинит

В результате этого процесса происходит накопление в земле глины, кремнезема и солей калия.

Во всех глинах имеется химически связанная вода, образующая на поверхности глинистых частиц слой гидроксильных групп ОН, которые обладают большой полярностью. Поэтому они со­здают вокруг частиц сильное поле притяжения. Водород этих гидроксильных групп может быть замещен как металлом (Na, К, Са и др.), так и кислотными радикалами (SO4, C1, СО3 и др.).

Химически связанная вода глинистых минерал. Я удаляется только при прокаливании глины до температур 500—700° С. После этого вернуть глине первоначальные свойства уже нельзя.

Гидроксильные группы ОН, создающие вокруг глинистых ча­стиц сильное поле притяжения, притягивают к поверхностям глинистых частиц молекулы воды. Эта вода в отличие от химически связанной воды называется физически связанной водой.

Физически связанная вода, окружающая глинистые частицы слоями, почти полностью удаляется при нагревании глины до 100—150° С. Однако при этом первоначальные пластические свойства глины почти не теряются.

Глинистые частицы имеют вид плоских чешуйчатых пластинок. Следовательно, площадь контакта при их соприкосновения гораздо больше, чем при сближении зерен песка, имеющие округлую форму.

В не осложненных условиях бурения плотность глинистого раствора поддерживают в пределах 1180—1220 кг/м3.

Вязкость (внутреннее трение) — свойство жидкостей и га­зов оказывать сопротивление перемещению одной их части от­носительно другой. Внутреннее трение, возникающее при движе­нии глинистого раствора, слагается из трения между молеку­лами физически связанной воды, между глинистыми частицами, а также между молекулами физически связанной воды и глини­стыми частицами.

Водоотдача — способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. При бурении сква­жины глинистый раствор под влиянием перепада давления про­никает в поры пластов и со временем закупоривает (глинизует) их. Образовавшаяся на стенке скважины глинистая корка препятствует проникновению в пласты даже очень малых частиц глины, но не задерживает воду, отделяющуюся от глинистого Раствора.

Статическое напряжение сдвига характеризует прочность структуры неподвижного раствора. Эта прочность воз­растает с течением времени, прошедшего с момента перемеши­вания глинистого раствора.

В глинистый раствор добавляют химические реагенты, условно подразделяющиеся на три группы: реагенты — понизители водоотдачи, реагенты — понизители вязкости и реагенты специального назначения. Кратко рассмотрим наиболее распространенные реагенты каждой группы.

      1. Оборудование для промывки скважин

Для первостепенной очистки бурового (рис 1.5) раствора наибольшее распространение получили вибрационные сита, блоки параллельно соединенных гидроциклонов (песко- и илоотделители), сепараторы (блок гидроциклонов с виброситом), глиноотделители (центрифуги).Основной рабочий орган пескоотделителя – гидроциклон.

Технология очистки по трехступенчатой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на вибросите и тонкую очистку – пескоотделение и илоотделение – на гидроциклонных установках. Такой технологией достигается практически полное удаление из бурового раствора частиц шлама размером более 0,04 мкм.

Рис. 1.5 Циркуляционная система бурового раствора:

1 - устье скважины; 2 - желоб; 3 - вибросито; 4 - гидроциклон; 5 - блок

приготовления бурового раствора; 6 - ёмкость; 7 - шламовый насос; 8 - приёмная ёмкость; 9 - буровой насос; 10 - нагнетательный трубопровод.

Применение методов механической и вакуумной дегазации позволяет производить очистку бурового раствора от пластового газа и воздуха. Это достигается при помощи различных дегазаторов, разбрызгивателей, устройств с вращающимся ротором.

Между бурением и вводом скважины в экс­плуатацию ведется целых ряд работ, объединяемых понятием заканчивание скважины:

1) бурение в продуктивном горизонте;

2) исследование продуктивного горизонта;

3) выбор конструкции призабойной части скважины;

4) оборудование устья скважины;

5) сообщение эксплуатационной колонны с пластом (перфо­рация);

6) вызов притока нефти или газа из пласта и сдача сква­жины в эксплуатацию.

От правильного выполнения перечисленных работ зависят дебит скважины и ее рентабельность, а также продолжитель­ность межремонтного периода при ее эксплуатации.

Выбор конструкции призабойной части сква­жины осуществляется до начала бурения скважины в зави­симости от ее местоположения на залежи, литологического и физического свойств пласта, наличия в кровле и подошве пла­ста водоносных горизонтов и ряда других факторов.

Эта конструкция наиболее распространена в советской и зарубежной практике бурения, хотя и имеет крупные недостатки: ухудшение коллекторских свойств пласта в связи с отрицательным воз­действием на него цементного раствора, уменьшение площади питания пласта и т. д. Распространена эта конструкция приза­бойной зоны потому, что в практике бурения чаще встречаются неоднородные пласты с водоносными горизонтами, подстилаю­щими и покрывающими их. Рис. 1.6

Рис. 1.6 Конструкция призабойной части скважины с зацементированной экс­плуатационной колонной:

1 - нефтеносный пласт; 2 - газоносный пласт; 3 - водоносный пласт- 4 - эксплуатаци­онная колонна; 5 - фильтр-хвостовик; 6 - пакер; 7 - перфорированные отверстия на кондуктор 3, и пьедеста­ла 1, который навинчивается на верхний конец эксплуата­ционной колонны. Контроль­ный отвод 4 с вентилем 5 слу­жит для отвода газа из затрубного пространства.

      1. Работа по креплению и цементированию скважин.

Цель цементирования скважин. Крепление скважин осуществля­ется для разобщения нефтегазоносных пластов от всех вышележа­щих с обязательным одновременным разобщением нефтесодержащих и газосодержащих пластов друг от друга и защиты обсадных труб от коррозирующего действия минерализованных вод, цирку­лирующих в недрах. Поэтому спущенные в скважину обсадные ко­лонны должны быть зацементированы путем закачки тампонажного материала в кольцевое пространство между стенками сква­жины и обсадной колонны.

Процесс цементирования заключается в следующем. После того как обсадная колонна спущена, скважину подготавливают к це­ментированию, промывая ее после спуска обсадной колонны труб. Для этого на спущенную колонну труб навинчивают цементиро­вочную головку и приступают к промывке. Промывку производят до тех пор, пока буровой раствор не перестанет выносить взве­шенные частицы породы, т.е. плотность бурового раствора, посту­пающего в скважину, и плотность бурового раствора, выходящего из нее, станут одинаковыми. При промывке необходимо фиксиро­вать давления на выкиде насоса.

После того как скважина промыта и вся арматура проверена (все линии от цементировочных агрегатов к цементировочной го­ловке должны быть спрессованы на давление, в 1,5 раза превы­шающее максимальное расчетное давление; давление опрессовки линий от агрегатов должно выдерживаться в течение 3 мин) приступают к приготовлению и закачиванию цементного раствора в скважину. Рекомендуется непосредственно перед началом затворения цементной смеси произвести закачивание в колонну буфер­ной жидкости, в качестве которой наиболее широко используется вода и водные растворы солей NaCl, СаС12, и т.п., щелочей NaOH и ПАВ (сульфанол). Смешиваясь с буровым раствором, они разжи­жают его, уменьшают статическое и динамическое напряжение сдвига и вязкость. Объем буферной жидкости подсчитывается из условия допустимого снижения гидростатического давления на про­дуктивный пласт. После закачивания буферной жидкости в колонну опускают нижнюю пробку. Затем при помощи цементосмесителей и цементировочных агрегатов приготавливают це­ментный раствор, который агрегатами перекачки перекачивается в скважину. После закачки цементного раствора из цементировоч­ной головки продавливают верхнюю пробку, и це­ментный раствор движется между двумя пробками к башмаку ко­лонны.

Далее приступают к продавке цементного раствора вниз. Буро­вые насосы перекачивают глинистый раствор в тарированные мерники цементировочных агрегатов. При продавке цементного ра­створа ведется счет закачиваемой в колонну продавочной жидкости. Это делается для того, чтобы до прокачки оставшейся 0,5... 1,0 м3 продавочной жидкости перейти на один агрегат, которым и про­изводится посадка пробок на упорное кольцо. Этот момент характеризуется резким повышением давления на зали­вочной головке, так называемым «ударом». Величина «удара» за­висит от руководителя работ и обычно не превышает 0,5... 1,0 МПа сверх максимального давления, имевшегося перед моментом схож­дения пробок. На этом заканчивается процесс цементирования, и скважина оставляется в покое при закрытых кранах на головке на срок, необходимый для схватывания и твердения цементного раствора.

      1. Оборудование для цементирования скважин

К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементи­ровочные агрегаты, цементосмесительные установки, цементиро­вочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудова­ние (краны высокого давления, устройства для распределения ра­створа, гибкие металлические шланга и т.п.).

При помощи цементировочного агрегата произво­дят затворение цемента (если не используется цементосмесительная установка), закачивают цементный раствор в скважину и про­давливают его в затрубное пространство. Кроме того, цементиро­вочные агрегаты используются и для других работ (установка це­ментных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметич­ность и др.).

Учитывая характер работ, цементировочные агрегаты изготав­ливают передвижными, с монтажом всего необходимого обору­дования на грузовой автомашине. На открытой платформе авто­машины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора в колонну обсадных труб; ротаци­онный насос, которым подают воду в цементную мешалку во время приготовления цементного раствора; замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости, закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для при­вода насоса.

Для цементирования обсадных колонн в отечественной прак­тике применяют цементировочные агрегаты (ЦА) различных типов: ЦА 320А; ЦА 320С; ЗЦА 400А; УНБ 2-630-50; УНБ-2-160; УНБ2-400-40. Они отличаются друг от друга прежде всего гид­равлической мощностью насосов. Для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем скважины применяют блок манифольдов. Он состоит из коллектора высокого давления для соединения ЦА с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к ЦА. Блок мани­фольдов, как правило, оборудован грузоподъемным устройством.

      1. Вскрытие пластов и испытание скважин

В отечественной практике бурения наиболее распростра­нены следующие способы вскрытия пластов.

1. Скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спус­кают эксплуатационную колонну и цементируют ее с подъемом цементного раствора через башмак. Затем разбуривают цемен­тировочные пробки, упорное кольцо и углубляют скважину до подошвы продуктивного пласта.

Описанный способ при­меняют, когда отсутствуют водоносные горизонты в пласте, в его кровле и подошве.

2. Скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее одно- или двухступенчатым способом. После твердения цемент­ного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо для сообщения эксплуата­ционной колонны с пластом. Иногда в целях пред­отвращения попадания песка в эксплуатационную колонну устанавливают фильтр.

Скважины испытывают на приток перед освоением. При испытании скважин с невысоким пластовым давлением иногда применяют метод тартание (вычерпывание) при помощи желонки. Желонка представляет собой длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном тросе. Многократным спуском желонки скважину очищают от шлама и бурового раствора, и столб жидкости замещается нефтью, поступающей из пласта.

Метод испытания выбирают исходя из геологических и технологических условий эксплуатации месторождения с учётом индивидуальных особенностей каждой скважины. После исследования и установив норму добычи, скважину сдают в эксплуатацию.

      1. Состав и квалификация буровой бригады

Буровая установка обслуживается бригадой, которая состоит из четырех вахт, работающих 5 дней по 8 ч и имеющих после этого 2 выходных дня.

Каждая вахта буровой бригады состоит из бурильщика, помощника бурильщика и бурового рабочего.

Бурильщик руководит работой членов своей вахты и непо­средственно сам управляет станком, следит за механизмами, ведет документацию.

Помощник бурильщика следит за работой насосов и двигателей внутреннего сгорания, состоянием промывочной жидкости. При спуско-подъемах снаряда он работает около устья скважины производя свинчивание и развинчивание колонны бурильных труб.

Буровой рабочий выполняет все подсобные работы. Во время спуска и подъема снаряда работает на рабочем полке вышки. При работе с полуавтоматическим элеватором буровой рабочий из состава вахты исключается.

Если в партии нет монтажновышечных бригад, монтаж и де­монтаж оборудования, сооружение и разборка вышки, перевозка установки на новую точку производятся всеми членами буровой бригады при работе в одну смену.

Работой одной - двух буровых бригад руководит буровой мастер.

    1. Работа операторов по добыче нефти и газа

Основные задачи операторов, занятых обслуживанием замер­ных установок газа, — это установление и поддержание заданных технологических режимов при оптимальном расходовании энер­гии и материалов и обеспечении условий безопасности.

При постоянном или периодическом оперативном обслужи­вании замерных установок контролируют параметры, определя­ющие режим данного технологического процесса, и при откло­нении величин этих параметров от заданных значений проводят их регулирование, руководствуясь инструкцией по эксплуатации объекта.

Основные контролируем параметры на замерных установ­ках: расход нефти, газа и давление. Давление на входе и выходе в групповую установку; уровень жидкостей в технологических ем­костях.

При необходимости операторы выполняют соответствующие ремонтные работы.

Скважина — горная выработка (вертикальная или нак­лонная) круглого сечения глубиной от нескольких метров до нескольких километров и диаметром свыше 75 мм, сооружаемая в толще горных пород (рис. 2.1).

Элементы скважины: устье — выход на поверхность; забой — дно; ствол или стенка — боковая поверхность. Расстояние от устья до забоя по оси ствола — длина скважины, а по проекции оси на вертикаль — ее глубина.

Скважины бурят, как правило, с уменьшением диаметра от интервала к интервалу. Начальный диаметр обычно не пре­вышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 75 мм.

Углубление скважин осуществляется путем разрушения по­роды по всей площади забоя (сплошное бурение) или по его периферийной части (колонковое бурение).

Рис. 2.1 Скважины:

а, б - вертикальные; в - наклонная; а, в - сплошное бурение; б - колонковое бу­рение; 1 - устье; 2 - стенка (ствол); 3 - ось; 4 - забой; 5 – керн.

Освоением нефтяных эксплуатационных скважин называется технологический процесс вызова притока продукции из пласта после окончания бурения и сооружения скважины или ее ремонта. Перед освоением скважины ее устье герметизируют, к эксплуатационной колонне крепят фонтанную арматуру. Затем скважину проверяют на герметичность и проводят перфорирование для сообщения эксплуатационной колонны с пластом коллектором. Способ вызова притока жидкости выбирают в зависимости от величины пластового давления, свойств пласта и схемы забоя скважины.

    1. Порядок сдачи скважин в эксплуатацию

Порядок сдачи в эксплуатацию фонтанной скважины про­водится при установленной на ее устье фонтанной арматуры и спущенных фонтанных трубах одним из следующих способов: 1) заменой жидкости, заполняющей ствол скважины после бу­рения, на более легкую — например, глинистого раствора на воду, воды на нефть — промывка; 2) насыщение заполняющей скважину жидкости газом или воздухом, нагнетаемым с поверх­ности — продавка сжатым газом (воздухом); 3) заменой жид­кости в скважине на газожидкостную смесь — аэрация.

      1. Способы добычи нефти и газа

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами — один из основных способов механизированной добычи нефти в Советском Союзе. Штанговый насос представляет собой плун­жерный насос специальной конструкции, привод которого осу­ществляется с поверхности через колонну штанг.

Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжа­тым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через баш­мак или через клапаны, называется газлифтным.

Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необхо­димы два канала: 1) для подачи газа; 2) для подъема на по­верхность жидкости.

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществля­ется за счет природной энергии, называется фонтанным.

Если давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления и призабойная зона не загрязнена (ствол скважины сообщается с пластом), то жидкость будет переливаться через устье скважины, т. е. скважина будет фон­танировать. Фонтанирование может происходить под влиянием гидростатического напора или энергии расширяющегося газа, или того и другого вместе.

      1. Фонтанный способ добычи. Устьевое и подземное оборудование

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществля­ется за счет природной энергии, называется фонтанным. Рис. 2.2

После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию прини­мают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фон­танирования ее и по наиболее рациональному расходованию пластовой энергии.

Правильная эксплуатация фонтанной сква­жины заключается в обеспечении оптимального дебита при возможно меньшем газовом факторе. Кроме того, на место­рождениях, где продуктивные пласты сложены из песков, во время фонтанирования скважины необходимо поддерживать та­кие скорости струи жидкости, чтобы песок не мешал нормаль­ной работе скважины, т. е. чтобы поступление песка в нее было наименьшим. В процессе фонтанирования необходимо также регулировать соотношение нефти и воды в продукции сква­жины, когда она начинает обводняться в результате прорыва контурных или подошвенных вод.

Рис.2.2 Устройство для фонтанной добычи нефти:

1- эксплуатационная колонна, 2 – насосно-компрессорные трубы, 3 – башмак, 4 – фланец, 5 – фонтанная арматура, 6 – штуцер.

      1. Газлифтный способ добычи. Подземное оборудование

Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжа­тым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через баш­мак или через клапаны, называется газлифтным. Рис.2.3

Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необхо­димы два канала: 1) для подачи газа; 2) для подъема на по­верхность жидкости.

В зависимости от числа рядов труб, спускаемых в скважину, их взаимного расположения и направления движения газа и га­зонефтяной смеси применяют газовые подъемники (газлифты) различных типов и систем. Если в качестве рабочего агента служит воздух, систему называют воздушным подъемником или эрлифтом.

В стволе газлифтных скважин размещают воздушную и подъемную трубы. Но в отличие от классической схемы газлифта подъемную трубу в настоящее время оборудуют пусковыми клапанами, расположенными на внутренней стороне в расчетных точках. Благодаря этому, при закачке газа в межтрубное пространство газлифт начинает работать, как только нефть будет оттеснена ниже уровня установки первого клапана. После опускания уровня нефти в межтрубъе ниже отметки второго пускового клапана газ начинает проникать в подъемную трубу и через неё. Процесс последовательного срабатывания пусковых клапанов будет продолжаться до тех пор, пока весь столб жидкости в подъемной трубе не будет газирован.

Рис.2.3 Устройство скважины для газлифтной добычи нефти.

1 – обсадная труба, 2 – подъемная труба, 3 – воздушная труба.

Для создания газового подъемника в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, которые приме­няют при фонтанной эксплуатации.

Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника используют газ из газовых пластов с высоким дав­лением. В этом случае система назы­вается бескомпрессорным газ­лифтом.

Бескомпрессорная газлифтная установка в целом отличается от компрессорной отсутствием компрессорной станции (со всеми узлами и агрегатами), наличием источника природного газа вы­сокого давления и отсутствием тех или иных устройств для борьбы с гидратообразованием в газовых коммуникациях

      1. Эксплуатация скважин, оборудованных ЭЦН. Подземное
оборудование.

ЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости.

Установка ЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.

Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ (рис. 2.4)

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.

Рис. 2.4 Схема компоновки оборудования для эксплуатации скважины с помощью погружного центробежного электронасоса: 1- фонтанная арматура; 2 - барабан для намотки кабеля; 3 - станция управления; 4- крепежные хомуты; 5 - бронированный кабель; 6 - насосно-компрессорные трубы; 7 - насос; 8 - приемная сетка; 9 - протектор; 10 - погружной электродвигатель; 11 – компенсатор

2.4.5 Схема наземного и подземного оборудования при добыче ШНС

и описание способа добычи

Штанговый насос представляет собой плунжерный насос спе­циальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги. Рис.2.5

Рис. 2.5 Схема штанговой насосной установки

1 - скважинный насос; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - штанги; 4 - трой­ник; 5 - устьевой сальник; 6 - планшайба; 7 - полированный шток; 9 - канат; 10 - го­ловка балансира; 11 - балансир; 12 - стойка: 13 - кривошип; 14 - шатун; 15 - редуктор; 16 - электродвигатель; 17 - рама; 18 - бетонное основание; 19 - анкерные болты; 20 -криво­шипный противовес;21- балансирный противовес.

В нижней части насоса установлен всасывающий клапан. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном, подвеши­вается на насосной штанге. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник и соединяется с головкой балансира станка-ка­чалки. При помощи кривощипно-шатунного механизма головка балансира передает возвратно-поступательное движение штанге и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие элект­родвигателем через систему передач.

Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верхний клапан закрыт, так как на него действует давление вышеле­жащего столба жидкости, и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан, и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз ниж­ний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы.

При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидко­сти уровень последней в насосных трубах поднимается до устья, и она поступает в выкидную линию через тройник.

Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, воз­можность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводненных скважинах, недостаточно высокая подача, неболь­шие (до 2 км) глубины эксплуатации.

Комплекс работ, связанных со спуском в скважины и подъ­емом труб, штанг, насосов или каких-либо инструментов, на­зывается подземным ремонтом.

Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и сложности работ условно разделяют на текущий и капиталь­ный.

Бригады по подземному ремонту скважин работают повахтенно. В состав вахты (смены) входят обычно три человека: двое (оператор с помощником) работают у устья скважины, третий (тракторист или моторист) - на лебедке подъемного механизма.

Работы, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием (ловля и извлечение оборванных труб), исправлением поврежденных эксплуатационных колонн, изоляцией вод, переходом на другой эксплуатационный объект, относятся к категории капитального ремонта скважин. Такие работы выполняют специализированные бригады по ка­питальному ремонту скважин. Эти же бригады обычно выпол­няют все операции по обработке призабойных зон (гидравличе­ский разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислот­ная обработка, виброобработка и др.).

К текущему подземному ремонту относятся: замена на­сосов, замена труб и штанг или изменение характера их под­вески, очистка скважин от песчаной пробки, несложные ловильные работы (ловля оборвавшихся штанг и других предме­тов в колонне насосно-компрессорных труб). Эти работы выполняют бригады по подземному ремонту скважин, органи­зуемые на каждом предприятии по добыче нефти и газа.

    1. Методы воздействия на призабойную зону. Применяемое
оборудование

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механиче­ские, тепловые и физические. Часто для получения лучших ре­зультатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воз­действия дают хорошие результаты в слабопроницаемых кар­бонатных породах. Их успешно применяют также в сцементи­рованных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пла­стах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интен­сификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления из приза­бойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодис­персных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницае­мость пород для нефти.

Кислотные обработки скважин основаны на способности ки­слот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, — к повышению производи­тельности скважин.

Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НС1) и фтористоводородную (HF) кислоты.

При солянокислотной обработке кислота растворяет карбо­натные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений.

Термокислотная обработка — процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора* производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой а каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обра­ботки, следующей без перерыва за первой, производится обыч­ная кислотная обработка.

Метод гидропескоструйной перфорации основан на исполь­зовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из наса­док перфоратора и направленной на стенку скважины. За ко­роткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направ­ляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у сква­жины.

При гидропескоструйной перфорации применяют то же на­земное оборудование, что и для гидравлического разрыва пла­ста: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и др.

Подземное оборудование состоит из гидроперфоратора, спу­скаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах.

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давле­ния различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Для осуществления процесса в скважину на насосно-компрессорных трубах спускается гидравлический вибратор золот­никового типа, который устанавливается против выбранной для обработки части продуктивной зоны пласта.

Процесс торпедирования для увеличения притока нефти и газа в скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном на­правлении.

Взрывные методы воздействия применят также при осво­бождении прихваченных бурильных и обсадных труб, для раз­рушения на забое металлических предметов, которые не уда­ется извлечь, для разрушения плотных песчаных пробок и т. п.

Тепловые методы воздействия на призабойную зону приме­няют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность по­роды в призабойной зоне, снижает вязкость и увеличивает по­движность нефти, что также облегчает условия ее продвиже­ния в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи электронагре­вателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт.

При электротепловой обработке призабойных зон в скважину на кабель-тросе спускают электронагреватель, который состоит из трубчатых электронагревательных элемен­тов (ТЭН), заключенных в перфорированном кожухе.

При паротепловой обработке скважин теплоно­сителем служит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специальных паропередвижных установках (ППУ), смонти­рованных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соеди­няют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в приза­бойную зону пласта.

    1. Методы воздействия на пласт

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в обра­зовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в сква­жину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомк­нуться после снятия давления.

Образованные в пласте трещины или открывающиеся и рас­ширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от за­боя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1—2 мм, запол­ненные крупнозернистым песком, обладают значительной про­ницаемостью.

Разрыв пласта давлением пороховых газов рекоменду­ется применять в нефтяных, газовых и нагнетательных сква­жинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песча­ников.

Этот метод основан на образовании тре­щин в горной породе за счет энергии поро­ховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате.

      1. Поддержание пластового давления (ППД)

Искусственное поддержание пластовой энер­гии — наиболее эффективное мероприятие по увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициен­тов нефтеотдачи, характерных для напорных режимов разра­ботки.

Воду закачивают в пласт через нагнетательные сква­жины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные скважины рас­полагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллель­ными контуру.

Если площадь нефтяной залежи значительная по размерам, то для интенсификации ее разработки применяют внутри-контурное заводнение. Сущность этого метода состоит в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные площади или блоки путем закачки воды в ряды нагнетательных скважин, которые располагаются вдоль намеченных линий раз­резания внутри контура нефтеносности. Таким образом созда­ются близкие к эксплуатаци­онным скважинам искусствен­ные контуры питания, а каж­дая площадь разрабатывается самостоятельно.

      1. Методы повышения нефтеотдачи

Известно несколько методов вытеснения нефти из пластов, обеспечивающих повышение их суммарной нефтеотдачи.

Закачка в пласт воды, обработанной ПАВ. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) применяются во мно­гих отраслях промышленности как моющие и пенообразующие средства, снижающие поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела фаз вследствие положительной адсорбции этих веществ на поверхности раздела.

Закачка в пласт углекислоты. Для увеличения нефтеотдачи углекислый газ нагнетается в пласт в сжиженном виде и проталкивается далее карбонизированной водой. Полу­чен эффект также при вытеснении нефти непосредственно вод­ными растворами углекислоты. Повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислотой объясняется рядом причин. Про­исходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углево­дородов в жидком С02, что сопровождается уменьшением вяз­кости нефти, возрастанием ее объема, снижением поверхност­ного натяжения на границе с водой.

Нагнетание в пласт теплоносителя. В качестве теплоносителя для нагнетания в пласт обычно используют го­рячую воду и водяной пар.

Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании теплоносителей достигается за счет снижения вязкости нефти и теплового расширения пластовой нефти скелета пласта.

Внутрипластовое горение. При этом методе после зажигания тем или иным способом нефти у забоя зажигатель­ной (нагнетательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным сква­жинам и извлекаются через них на поверхность.

Вытеснение нефти из пласта растворите­лями. Частичное или полное устранение отрицательного влия­ния на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть достигнуто путем создания в пласте условий, при которых вытесняемая фаза (нефть) полностью смешивалась бы с вы­тесняющей фазой (растворитель, газ) без образования границы раздела между ними.

Повышение газоотдачи газовых пластов достига­ется за счет режимных мероприятий и прежде всего своевремен­ной изоляции прорвавшихся вод по отдельным пропласткам. Кроме того, повышение газоотдачи может быть достигнуто пу­тем доведения пластового давления до минимально возмож­ного — отбор газа из скважин под вакуумом.

Повышение конденсатоотдачи в газоконденсатных месторож­дениях может быть достигнуто путем поддержания пластового давления, т. е. закачкой сухого газа в разрабатываемый пласт.

    1. Шахтный способ добычи нефти

Большим преимуществом шахтного способа разработ­ки нефтяных залежей является локализация добычных работ на сравнительно ограниченном участке в подзем­ных условиях, исключающих влияние погоды, рельефа ме­стности и т. д. Отпадает также необходимость обустрой­ства месторождения различными коммуникациями и соо­ружениями. Кроме того, при этом не требуется обсадных труб, так как подземные скважины закрепляются только в устье на протяжении 2,5—3 метров кондуктором, кото­рый впоследствии извлекается. Характерно также то, что шахтный способ не требует применения специальных ме­ханизмов, так как нефть идет из пласта самотеком.

Камерная система. Продуктивные пласты вскрываются шахтными стволами до подошвы. Шахтные поля нарезаются главными галереями, ко­торые проводятся по простиранию пласта непосредственно в нефтеносном песчанике. Эти галереи под прямым углом соединялись штольнями (выработками меньшего сечения), пройденными по падению продуктивного пласта. Таким образом нефтеносный песчаник оказывался как бы разре­занным на прямоугольные блоки различной площади. Га­лереи и штольни представляют собой как бы го­ризонтальные скважины огромного диаметра. Нефть само­теком стекает по потолку и стенам этих выработок, сочи­тся снизу и благодаря наклону выработок стекает в нужном направлении. За время эксплуатации месторожде­ния шахтами было добыто около одного миллиона тонн нефти, а извлечение ее из пласта составило 43 процента — втрое больше, чем при разработке с поверхности.

Прогрев пласта по новой, предложенной специалистами получил название термошахтного способа с применением двухгоризонтной системы разработки. Теперь с поверхности в пласт закачивали пар.

Благодаря шахтному методу будет достигнута макси­мальная отдача продуктивных пластов, что даст возмож­ность добиться наиболее высокого коэффициента извлече­ния и значительно удешевить добычу нефти. Как извест­но, коэффициент извлечения из практически истощенных месторождений обычным способом (скважинами, пробуренными с поверхности) составляет 0,2—0,25. Если же на этих месторождениях организовать добычу шахтным спо­собом, этот коэффициент увеличится более чем в два с половиной раза, достигая порой при очистном способе 0,85—0,9.

Таким образом, широкое применение шахтного спосо­ба разработки старых, истощенных месторождений с цен­ными видами нефти приведет также к значительному уве­личению извлекаемых запасов самой высокой промышлен­ной категории без дополнительных затрат на поиски и раз­ведку. В этом главное преимущество шахтной и карьерной разработки нефтяных месторождений, которую можно оха­рактеризовать как максимальную экономию и рациональ­ное использование в народном хозяйстве запасов ценней­шего полезного ископаемого — нефти.

    1. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа на промысле

Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмуль­сию — смесь, в которой мелко раздробленные капли воды на­ходятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых скважин, кроме газа, может содер­жаться жидкая фаза в виде капелек и паров воды, а в газо-конденсатных скважинах также и жидкие углеводороды. Кроме газа и жидкости, в продукции скважин содержатся ме­ханические примеси: частицы песка и глины, выносимые из пласта.

Для сбора нефти и газа, их транспортирования, отделения друг от друга и освобождения от посторонних примесей, а также для замеров добываемой продукции на территории нефтяных промыслов строится система трубопроводов, аппара­тов и сооружений, в которых выполняются следующие опе­рации:

1) сбор и замер продукции скважин;

2) отделение (сепарация) нефти от газа;

3) освобождение нефти и газа от воды и механических примесей;

4) транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков и газа до компрессорных станций или газораспределительных узлов;

5) обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случаев ее обессоливание и стабилизация, т. е. удаление из нее лег­ких углеводородов;

6) удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;

7) учет добычи нефти и газа и их сдача транспортным ор­ганизациям.

Единой универсальной схемы промыслового сбора, транс­порта и обработки нефти и газа не существует. Все имею­щиеся схемы видоизменяются в зависимости от местных ус­ловий: географического расположения промысла, расстояния между скважинами, объема добычи, способа эксплуатации скважин, качества добываемой нефти, ее обводненности и т. п.

Тем не менее, современные схемы сбора, транспорта и об­работки нефти и газа должны отвечать общему основному принципу — предупреждению потерь легких фракций, недопу­щению контакта нефти с атмосферой и обеспечению наиболее полного отделения от нефти газа, воды и механических при­месей.

Этим принципам наиболее полно отвечают напорные си­стемы с централизованной многоступенчатой сепарацией на нефтесборных пунктах, рассчитанных на обслуживание нефтя­ных скважин одного или нескольких месторождений данного нефтяного района. При этой системе продукция скважин под действием давления на устье (от 0,6 до 1,0 МПа и выше) через групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ(при не­обходимости) направляется в сборный коллектор, а затем по­падает на централизованную сепарационную установку ЦСУ, расположенную на одной территории с установкой подготовки нефти УПН, товарным парком ТП и в отдельных случаях с газоперерабатывающим заводом ГПЗ. Все эти объекты пред­ставляют нефтегазовый комплекс НГК. На ЦСУ происходит трех- или четырехступенчатая сепарация.

Процесс подготовки нефти для ее переработки условно раз­деляется на две операции: обезвоживание (деэмульсация) и обессоливание. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1 —2%, при обессоливании — от 0,1% до следов. Кроме того, при этом процессе удаляются соли. Это - достигается пропусканием нефти через слой пресной воды, в результате чего соли, имеющиеся в нефти, растворяются и удаляются вместе с водой.

На рис. 2.6 приведена схема установки комплексной подго­товки нефти (УКПН), на которой осуществляются процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти. Левая часть схемы, включая отстойник 3, представляет установку обезвоживания, в которой сырая нефть по линии 1 с помощью насоса 1 направляется в теплообменник 2, где нагревается ста­бильной нефтью, поступающей по линии V с низа стабилиза­ционной колонны 6. Подогретая нефть по линии // подается в отстойник 3, а из отстойника обезвоженная нефть по линии /// направляется в следующий отстойник или электродегидратора 4. В поток обезвоженной нефти добавляется пресная вода по линии IX для отмывки солей.

Рис. 2.6 Схема установки комплексной подготовки нефти (УКПН):

1,9, 11 — насосы; 2 — теплообменник; 3 — отстойник; 4 — электродегидратор; 5 — тепло­обменник; 6 — стабилизационная колонна; 7 — конденсатор-холодильник; 8 — емкость орошения; 10 — печь. Линии;1— сырая нефть; II — подогретая нефть; III — обезвожен­ная нефть; IV — обессоленная нефть; V, XI — стабильная нефть; VI — верхний продукт колонны; VII — широкая фракция; VIII — дренажная вода; IX — подача пресной воды; X — легкие углеводороды (газ)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В отчете рассмотрен тот минимум вопросов, которые должен знать каждый, кто готовится стать инженером топливно-энергетического комплекса. Описаны технология бурения и добычи нефти и газа. Даны начальные сведения о переработке. Я получил целостное представление о нефтяной и газовой промышленности, готов к дальнейшему изучению дисциплин по выбранной профессии.

Поделитесь с Вашими друзьями:

nashuch.ru


Смотрите также