Автор работы: Пользователь скрыл имя, 12 Марта 2014 в 18:47, отчет по практике
В процессе эксплуатации скважин возможно нарушение их работы требующее ремонта или замены оборудования. Об эффективности работы скважин и оборудования судят по межремонтному периоду, а также по коэффициенту эксплуатации скважин в сутках. В зависимости от сложности ремонтных работ ремонты делят на текущий и капитальный.
Текущий ремонт имеет три категории сложности и включает в себя проведение работ по замене поземного оборудования, очистке труб и забоя скважины от отложений парафина, солей, песка, выполнение мероприятий по увеличению дебитов скважин. Капитальный ремонт более сложный и трудоемкий тип ремонта. Он включает в себя шесть категорий сложности и связан с ликвидацией аварий, изоляцией пластов друг от друга, бурением второго ствола скважины и других видов работ.
1. Основы геологии нефти и газа……………………………………...…………3
2. Бурение нефтяных и газовых скважин………………………………………..4
3. Добыча нефти и газа……………………………………………………………8
3.1. Способы добычи……………………………………………………………...9
3.2. Сбор и подготовка…………………….…………………………………….13
3.3. Искусственные методы воздействия………………………………………14
3.4 Подземный ремонт скважин………………………………………………...15
4. Магистральный транспорт нефти и газа…………………………………….16
Федеральное агентство по образованию
Ухтинский горно-нефтяной колледж
Отчет
по ознакомительной практике
Руководители /Елагина Е.С./
/Королева М.С./
Ухта. 2008г.
Содержание:
1. Основы геологии нефти и газа……………………………………...…………3
2. Бурение нефтяных и газовых скважин………………………………………..4
3. Добыча нефти и газа……………………………………………………………8
3.1. Способы добычи…………………………………………………………….
3.2. Сбор и подготовка…………………….……………………………
3.3. Искусственные методы воздействия………………………………………14
3.4 Подземный ремонт скважин………………………………………………...15
4. Магистральный транспорт нефти и газа…………………………………….16
1. Основы геологии.
Виды горных пород:
1) магматические – результат охлажденной магмы (базальты, граниты, пемза);
2) осадочные – результат отложения на дне бассейнов (глины, известняки, песок, песчаник, гипс, соль, сланцы);
3) метаморфические – результат изменений под высокой температурой и давления в недрах земли.
Формы залегания горных пород:
1) горизонтальное;
2) складчатое:
а) антиклиналь – складка выгнутая вверх;
б) синклиналь – складка выгнутая вниз;
3) наклонное.
Свойства горных пород
1. Хрупкость – разрушение без пластичной деформации.
2. Пластичность – изменение и сохранение формы после снятия нагрузки.
3. Вязкость – противодействие движения жидкости (способность поглощать энергию при пластических деформациях).
4. Твердость – сопротивление разрушению.
5. Плотность – масса вещества, занимаемая единицу объема.
6. Абразимность – способность горной породы изнашивать разрушающий ее инструмент.
7. Пористость – часть объема породы не занятая твердыми частицами.
8. Проницаемость – способность горных пород пропускать через себя флюиды.
9. Насыщенность – заполненность породы нефтью и газом.
Нефтяная залежь – скопление в пласте углеводородов сложенным горными породами с хорошей проницаемостью. Такой пласт называется коллектором.
Нефть, газ, вода всегда находятся под давлением называемым пластовым.
Происхождение нефти
1) Органическая теория – ее сторонники считают, что материалом для образования стал морской ил, состоящий из растительных и животных организмов. Далее пласт, образованный на морском дне опускался из-за прогибания земной коры. По мере погружения температура и давление в них повышались, что и приводило к преобразованию органики в нефть.
2) Неорганическая теория
– вода, проникая по разломам
в глубины и недры земли
вступает в реакцию с
3) Космическая теория (1889г.)
– эту гипотезу изложил
2. Бурение нефтегазовых скважин.
Скважина – цилиндрическая горная выработка, проводимая с поверхности земли в глубь при помощи специальных механизмов.
Для выполнения операций по бурению скважин используется комплекс наземных сооружений, бурового и энергетического оборудования который называется буровой установкой.
Способы вращательного бурения:
1) роторное – долото приводится в движение от вращательного механизма – ротора установленного на устье;
2) турбинное – долото
приводится в движение с
3) электробурение – долото
приводится в действие с
Буровая установка состоит из следующих узлов: вышка, подъземный механизм, вращательный механизм, насосный агрегат, силовой привод, система очистки бурового раствора и другие вспомогательные механизмы.
Колонна бурильных труб – основное звено, которое связывает наземное оборудование с породоразрушающим инструментом. Предназначена:
а) для передачи вращения долоту;
б) для передачи энергии через жидкость турбобуру потока промывочной жидкости к забою для очистки и охлаждения долота;
в) для подъема из скважины изношенного долота и спуска нового;
г) для создания нагрузки на долото
Основные части буровой колонны:
1) буровые трубы – составляют большую часть колонны, соеденены в свечи длиной 25-26 м и 36-37 м которые состоят из 2-4 труб;
2) утяжеленные буровые трубы – применяются для создания осевой нагрузки на долото и жесткости в нижней части бурильной колонны;
3) Ведущая труба (квадратная штанга) – применяются для передачи вращения от ротора к буровой колонне при роторном бурении;
4) Детали для соединения между собой частей буровой колонны (муфты, буровые замки, переходники).
Принцип работы вращательного бурения
Колонна бурильных труб (1) оканчивающаяся бурильным инструментом – долотом (2) подвешена на талевой системе, неподвижный конец которой – кронблок (3) устанавливают на самом верху вышки (4). Движущийся внутри вышки блок талевой системы – талевый блок (5) соединен с кронблоком при помощи стального троса – талевый канат (6). Один конец каната крепят у основания вышки неподвижно, а второй к барабану буровой лебедки (7). Использование талевой системы позволяет уменьшить нагрузку на талевый канат. К талевому блоку присоединен крюк (8) на котором подвешен вертлюг (9) который позволяет вращать колонну бурильных труб (1), присоединенную к нему без передачи крутящего момента на талевую систему. Самая верхняя труба бурильной колонны (10) имеет квадратное или шестигранное сечение и называется ведущей трубой. Верхний конец соединяется с вертлюгом (9), а нижний с колонной бурильных труб. Ведущая труба проходит через сечение ротора (11) имеющего такое же сечение, как и ведущая труба. Ротор устанавливают в центре основания вышки. Он служит для передачи крутящего момента бурильной колонне. Для привода ротора, буровой лебедки и других механизмов применяют силовую установку, состоящую из двигателей (12), редуктора и коробки передач. Для непрерывной циркуляции бурового раствора устанавливают насосы (13), а также циркуляционную систему, состоящую из желобов (14) и очистных устройств (15). Буровой раствор от устья скважины через желоба и очистные устройства поступает в приемную емкость (16). Кроме того, в циркуляционной системе устанавливают емкости и механизмы, предназначенные для обработки бурового раствора и приведения его параметров к заданным.
Главным параметром буровой установки является грузоподъемность (нагрузка на крюке) соответствующая наибольшему весу бурильной колонны называется номинальной грузоподъемностью. Максимальная нагрузка на крюке воспринимаемая буровой установкой при спуске обсадных колонн и ликвидации прихватов называется максимальной грузоподъемностью. В зависимости от этого буровые установки для разведочного и эксплуатационного бурения делят на классы. Каждому классу буровой установки соответствует определенный тип установки. Класс буровой установки выбирают по номинальной грузоподъемности. Для этого определяют вес бурильной колонны в воздухе, затем проверяют соответствие веса наиболее тяжелой обсадной колонны максимальной грузоподъемности установки. Затем выбирают типоразмер и модель буровой установки данного класса. При этом учитывают конкретные геологические, климатические, энергетические, дорожно-транспортные и другие условия бурения. Исходя из этого, выбирают вид привода, тип и высоту вышки, схему монтажа, транспортировки и т.п.
Виды приводов буровой установки:
1) дизельный;
2) электрический;
3) дизель-электрический;
4) дизель-гидравлический;
5) газотурбинный.
Цикл строительства скважин:
1) подготовительные работы
к монтажу вышки и
2) монтаж вышки и оборудования;
3) подготовительные работы к бурению;
4) процесс бурения;
5) крепление скважины
обсадными трубами и ее
6) вскрытие и испытание на приток;
7) демонтаж вышки.
3. Добыча нефти и газа.
3.1. Способы добычи.
3.1.1. Фонтанная эксплуатация нефтегазовых скважин – способ эксплуатации при котором подъем на поверхность происходит под действием пластовой энергии (Pпл.). Фонтанирование скважин происходит под действием гидростатического давления жидкости и (или) энергии расширяющегося газа.
Подъем газонефтяной смеси от забоя до устья происходит по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). На устье монтируют фонтанную арматуру (ФА), которая представляет собой соединение различных тройников, крестовиков и запорных устройств.
ФА бывают:
1) тройниковые;
2) крестовые.
ФА предназначена:
1) для подвески НКТ;
2) для герметизации затрубного пространства;
3) для контроля за работой скважины и направления нефти на нефтесборный пункт.
ФА состоит из трубной головки (1 и 2) и фонтанной елки (3). В качестве запорных устройств используются задвижки, краны.
Типовые схемы фонтанных арматур
1 – манометр; 2 – вентиль; 3 – буферный фланец под манометр; 4 – запорное устройство; 5 – тройник; 6 – дроссель; 7 – переводник трубной головки; 8 – ответный фланец; 9 – трубная головка; 10 – крестовина елки.
3.1.2. Компрессорная эксплуатация скважин – искуственное продолжение фонтанирования. При этом способе дополнительно к пластовому газу в скважину с поверхности подводят газ или воздух сжатый на компрессорной станции.
а) Скважина не работает, уровень жидкости в ней статический.
б) В затрубье компрессорами нагнетают сжатый газ или воздух.
в) Уровень жидкости в затрубье понизился до нижнего конца НКТ, сжатый газ поступает в НКТ и перемешивается с жидкостью. Плотность такой смеси будет меньше плотности жидкости из пласта, поэтому уровень жидкости в НКТ повышается.
3.1.3. Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами.
Схема ШГНУ
ШГНУ состоит из насоса (1) спущенного в скважину и станка-качалки (2). Насос спущен в скважину на колонне НКТ (3). Насос состоит из цилиндра (4) внутри которого находится плунжер (5). В нижней части неподвижного цилиндра расположен всасывающий клапан (6). В верхней части плунжера находится нагнетательный клапан (7). Плунжер подвешен на колонне насосных штанг (8) которые передают ему возвратно-поступательное движение от станка-качалки. Возвратно-поступательное движение в колонне насосных штанг передается от электродвигателя (9) в редуктор (10) и кривошипно-шатунный механизм (11). Ход плунжера вверх – открывается всасывающий клапан (6) и жидкость заполняет цилиндр насоса, нагнетательный клапан (7) закрыт; вниз – жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером, всасывающий клапан закрывается. Таким образом, при непрерывной работе насоса, НКТ заполняются жидкостью, которая, достигнув устья через тройник, попадает в выкидную линию.
3.1.4. Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами.
Схема УЭЦН
1 – электродвигатель (для привода насоса); 2 – насос (для поднятия жидкости на поверхность); 3 – гидрозащита (для защиты электрического двигателя от попадания в него пластовой жидкости); 4 – колонна НКТ (для подъема нефти и спуска насоса); 5 – кабель (эля подвода электрической энергии к электрическому двигателю, бывает плоский и круглый, оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электрическому двигателю); 6 – пояс (для крепления кабеля к НКТ); 7 – обратный клапан (для предотвращения слива жидкости из НКТ в скважину при остановке насосного агрегата); 8 – спускной клапан (для слива жидкости из НКТ перед подъемом насосного агрегата); 9 – оборудование устья (для подвески НКТ с насосным агрегатом, герметизации кабеля и для отвода жидкости оборудовано тройником и задвижкой); 10 – станция управления (для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и т.д.); трансформатор (компенсирует падение напряжения).