Разработка месторождения

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям

1. При вскрытии пласта с высоким давлением должно быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.
2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала , должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины .
3. Должна быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное обликчение притока нефти к забою.

При вскрытии продуктивного пласта с низким пластовым  давлением особенно тщательно следует буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора  пластом, сопровождающее оттеснение нефти от забоя скважины и значительное ухудшение фильтрационных свойств пород в призабойной  зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым  давлением применяют специальные буровые растворы на  нефтяной основе,  глинистые растворы с добавкой поверхностно-активных веществ , аэрированные жидкости .

 

1.2.8Состав и  квалификация буровой бригады

 

Состав и квалификация  буровой бригады
№	Наименование профессий	Квалификация	кол-во
			человек
1	Бурильщик	6р	4
2	Бурильщик	5р	4
3	Помощ.бурильщика	5р.	4
4	Помощ.бурильщика	4р	4
5	Эл.монтер б/об.	5р	4
6	Эл.монтер б/об.	4р	4
7	Слесарь  .	5р	2
8	Машинист б/у	6р	2
9	Моторист б/у	5р	2
10	ПГР		4
11	КОЛЕКТОР		1
12	ПОВОР		2
	Итого		37
	Буровой мастер		1
	Всего		38

 

Бурильщик – является сменным мастером  и ответственным лицом за безопасное ведение буровых работ в своей смене .

Моторист, машинист и слесари (Б/У)– должен следить за рабочим состояниям двигатели внутреннего сгорания (ДВС) и бурового оборудования.

Электромонтер – должен следить за рабочим состоянием энергетического оборудования.

 

1.2.9Исходные данные  для составления проекта на  бурение скважин 

Основанием для составления проекта являются:

1. Заказ нефтедобывающих предприятий утвержденных генеральным директором ;
2. Задание на проектирование ;
3. Технологическая схема разработки месторождения ;
4. Сведенья о районе буровых работ;
5. Сведенья о площадке строительства буровой;
6. Размеры отводимых во временное пользование земельных участков;
7. Источники и характеристики водо и энерго снабжения, связи и местных строй материалов;
8. Сведения о подъездных путях ;
9. Сведения о магистральных дорогах, водных и транспортных путях ;
10. Данные по электроснабжении, электростанции ( ДВС).

 

 

 

 

 

 

2Содержание первой  учебной практики по добыче  нефти и газа

 

2.1.1Скважина, ее элементы

Скважина – это горная выроботка малого диаметра и большой глубины , обсаженная эксплуатационной колонны , которая зацементирована согласно единых правел бурения .

Конструкция скважины определяется характером геологического разреза данного месторождения и наличие в нем нефти- , газо- , водоносыщенных пластов . Состоит :

• Шахтное направление , спускается на глубину 10 – 20 м  для предотвращения размыва рыхлых поверхностных пород , цементируется до устья .
• Кондуктор спускается на глубину 100-250 м , с целью изоляции пресных поверхностных вод и неустойчивых пород  .
• Техк. колонны спускаются на глубину 1000-1500 м , с целью перекрытия неустойчивых терегенных отложений и нефтяных пластов верхнего объекта эксплуатации на некоторых месторождениях.
• Эксплуатационная колонна спускается на проектную глубину и служит для сообщения пласта с поверхностью .

Сообщения пласта с колонной осуществляется как правило перфорацией , кроме случеев когда пласт вскрывается открытым стволом после спуска и цементирования эксплуатационных колон.

Устья скважины оборудывается колонной головкой на которую крепится фонтанная или устьевая арматура .  На этой арматуре подващивается колонна НКТ , при необходимости с насосом (ШГН, ЭЦН ). В случае эксплуатации скважины ШГН на устья устанавливается станок качалка , при ЭЦН – станция пульта управления и трансформатор .Трубное пространство ЭНКТ обвязывается с нефтесточной линией через секущие задвижки .

 

Рисунок стр.84

 

2.1.2Освоение скважины

 

Освоение скважины после бурения производится в следующем порядке :

1. Вскрытия продуктивных пластов перфорацией ;
2. Испытание пластов пластоиспытателем типа КИИ;
3. Непосредственное  освоение по результатам испытания фонтанным или механизированным способом , методом снижения давления на пласт , путем замены жидкости в скважине на менее плотную и снижением уровня в скважине .
4. При получении притока снимается гидро-динамеческие параметры пласта путем механизированного замера количества притока жидкости  с пласта , динамических и статических уровней .

Скважина считается освоенной при получения стабильного притока , по величине которого определяется  тип подземного оборудования для дальнейшей эксплуатации скважины .

 

2.1.3Порядок сдачи  скважины в эксплуатацию

 

Скважина принимается в эксплуатацию при наличие ее полного  соответствием проекта по бурению и креплению данной скважины , с опрессованной эксплуатоционной колонной и оборудованной колонной головкой , при необходимости – перфорированной . С рекультивированной территорией вокруг скважины , при необходимости собустройством скважины. Прием-передача скважины оформляются двухсторонним актом , дело скважины с паспортом передается в нефтепромысел.

 

2.2.1 Способы добычи  нефти и газа

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

1. фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;
2. с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;
3. насосный – извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

Фонтанный способ

Если пластовое давление велико, то нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счёт пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рис.3.

 

      

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счёт пластового давления.

Компрессорный способ

Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъём жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъёмных труб, называется компрессорным.

Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показано на рис.4. Механизм компрессорной добычи нефти следующий (рис. 5).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъёмную трубу. После этого в подъёмную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъёмной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого, чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3,столб смеси в подъёмной трубе 2 удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.

В зависимости от того, какой газ под давлением закачивается в скважину, различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочее тело – природный газ) и эрлифт (рабочее тело – воздух). Применение эрлифта менее распространено, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется.

Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:

1. отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);
2. доступность оборудования для обслуживания и ремонта (поскольку всё оно размещается на поверхности земли);
3. простота регулирования дебита скважин.

Однако у способа имеются и недостатки:

1. высокие капитальные вложения на строительство мощных компрессорных станций и разветвлённой сети газопроводов;
2. низкий к.п.д. газлифтного подъёмника и системы “компрессор-скважина”.

Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов. Такой способ называют бес компрессорным лифтом.

Насосный способ

При насосной эксплуатации подъём нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бес штанговыми насосами.

Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги (рис. 6).

                                                    Рис. 6. Схема добычи нефти с помощью штангового насоса;

I - всасывающий клапан; 2 - нагнетательный клапан; 3 - штанга;

4 - тройник; 5 - устьевой сальник; б - балансир станка • качалки;

7 - кривошипно-шатунный механизм; 8 -электродвигатель;

9 - головка балансира; 10 - насосные трубы

Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, возможность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводнённых скважинах, недостаточно высокая подача.

В связи с этим в последние годы при эксплуатации нефтяных скважин всё шире применяются бес штанговые насосы.

Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) приведена на рис. 7.

Рис. 7. Схема установки ЭЦН в скважине:

1 - центробежный многоступенчатый  насос; 2 - погружной

электродвигатель; 3 - подъемные трубы; 4 - обратный клапан;

5 - устьевая арматура

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2.2Характеристика устьевого и погруженного оборудования

 

Устьеве оборудывание

При эксплуатации скважин УШГН на устья устонавлены станки качалки типа 7СК8 , СК8 ,

СКН и СКД . Устье скважины в основном оборудывается арматурой УО-140/50,на быстросъемных соединениях

 При эксплуатации скважины  УЭЦН на устье устонавливаются  пульты упровления в соответствии  с типом спускаемых устоновок , в остновном это УЦН5 –(50,60,100,200,400,)-(1000-1550) . Есть несколько десятков устоновок  типа “REDA-(50,60,80,120,200,500) . Устьевое оборудование типа ОУЭ-140-50 на быстросъемных соединениях .

При фонтанной эксплуатации на Южно -  Листвиничном месторождении установлина румынское арматура  АФК3-65*21 или АФК13-65-14ХЛ . Выкидная линия оборудевана штуцерной камерой и задвижкой . Нефтесточные линии со скважен протянуты на “спутники” ГЗПУ гдеосуществляется оперативный замер добываемой жидкости по группам скважин

.Погружное оборудывание .

 Основная добыча ведется  штанговыми невстовными насосами  типа ТНМ-32 и ТНМ –44 глубина  спуска которых варируется в пределах 1100-1300 м . Низ насоса оборудовается фильтром , а хвостовики также оборудоваются также заглушкой с фильтром . Штанги используются 7/8” и

3/4 ” комбинируема .

 

2.2.3Подземный и  капитальный ремонт скважин

 

Подземный ремонт скважины заключается в подъеме подземного оборудования (УШГН , УЭЦН) его пропарке ревизии , и замене .

При необходимости промывка скважины прессовка НКТ  .