Газонефтяное месторождение Узень

  • Вид работы:
    Отчет по практике
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    111,56 Кб
  • Опубликовано:
    2014-11-21
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Газонефтяное месторождение Узень

Содержание

1.1 Введение

.2 Техника безопасности, производственная санитария и противопожарные мероприятия на нефтегазодобывающих предприятиях Өзенмұнайгаз

.3 Организационно-производственная структура нефтегазодобывающего предприятия

.4 Технико-экономические показатели и их анализ

.5 Сведения о конструкции нефтяных, газовых и нагнетательных скважин

.6 Контрольно-измерительные приборы, аппаратура, средства автоматизации и телемеханики

.7 Технологический процесс добычи нефти и газа

.8 Технологический процесс сбора и транспортировки нефти, газа и газоконденсата

.9 Методы увеличения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин

. Особенности нефтепромыслового оборудования и арматуры

.1 Основы технологии капитального ремонта скважин

.2 Назначение и правила эксплуатации оборудования, механизмов и контрольно измерительных приборов, применяемых в КРС

.3 Сведения о применяемых тампонирующих смесях, химических реагентах, глинистых растворах и способах их приготовления

.4 Типы и размеры элеваторов, подъемных крюков, талевых блоков, кронблоков, вертлюгов, канатов

.5 Правила работы с химическими реагентами

.6 Технология производства подземных ремонтов и освоение скважин

.7 Назначение, устройство и правила эксплуатации подъемных сооружений

.8 Ликвидация обрывов и отворотов штанг

.9 Виды оборудований и инструментов, применяемых при ПРС и правила пользования ими

. Основные правила техники безопасности при подземном ремонте скважин

Заключение

Список используемой литературы

нефтепромысловое оборудование скважина пласт

1.1 Введение

Место прохождения практики - газонефтяное месторождение Узень. Сроки прохождения практики 03.02.14-09.02.14г.

Цель практики - Углубленное знание на основе изучение работы конкретных нефтегазодобывающих предприятий. Практическое освоение современного оборудования и технологии, приобретения профессионального опыта. Газонефтяное месторождение Узень расположено в Мангистауской области, в 12 км к югу от г.Новый Узень в 150 км юго-восточнее г. Актау. Через месторождение проходит нефтепровод Узень-Атырау-Самара. Региональные геолого-геофизические работы проведены в 1953 -1956 гг. Глубокое бурение начато в 1960 г. Месторождение открыто в 1962 г. Первооткрывательница - скважина К-18. Залежи на глубине 0,9 -2,4 км. Дебит нефти 10 - 81 т/сут. Дебиты газа от 8,0 до 230 тыс.м³/сут. Плотность нефти 844-874 кг/м³, содержание серы 0,16-2 %, парафинов 16-22,6 %.

Запасы нефти 1,1 млрд. тонн. Оператором месторождение является казахская нефтяная компания «Өзенмұнайгаз».

Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь. Климаты района континентальный. Лето жаркое и продолжительное .В отдельные годы температура воздуха повышается до +45 С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. Среднегодовая скорости, ветра 6 - 8м/сек. Наиболее холодные зимы морозы достигают -30 С. нефтепромысловое месторождение скважина пласт

Количество осадков не превышает 50-60 мм в за засушливые и 200-270 мм. в наиболее влажные годы.

На месторождении наземное оборудование УПШН представлено станками-качалками (СК): 6СК6, ПШГН, 7СК8, СКД8, СК12 (UR - 12 Румыния), Лафкин (США), грузоподъемностью 6, 8, 10, 12 тонн.

1.2 Техника безопасности, производственная санитария и противопожарные мероприятия на нефтегазодобывающих предприятиях

Нефтегазодобывающие предприятия оснащены оборудованием механизмами, приспособлениями и устройствами, позволяющими освободить рабочих от выполнения многих тяжелых операций, значительно повысить производительность и безопасность труда. Коренным образом меняют характер и условия труда. Внедрение комплексной газлифтной технологии, передвижных агрегатов для ремонта скважин с механизацией ручных работ, мощных, полностью автоматизированных насосных и газокомпрессорных станций, телемеханизация и диспетчеризация на нефтяных и газовых промыслах и т. д.

Для улучшения условий труда большое значение имеет внедрение комплекса механизмов для выполнения спуско-подъемных операций, широкое использование механизированных трубовозов, передвижных и прицепных грузоподьемных кранов и других механизмов.

Для создания здоровых и безопасных условий труда, предупреждения травматизма и аварийности многое делают общественные инспекторы - рабочие ведущих профессий, звеньевые, бригадиры, имеющие большой опыт работы, хорошо знающие специфику производства. Любая травма и профессиональное заболевание оборачиваются для предприятия значительными материальными издержками, поскольку пострадавший в какой-то период времени не участвует в производственной деятельности, но заработную плату или пособие ему выплачивают за счет предприятия. Следовательно, даже незначительная на первый взгляд травма касается экономической стороны производственного коллектива. Поэтому рабочие должны принимать активное участие в решении проблемы охраны труда, знать опасные моменты в своей работе, строго соблюдать требования безопасности, применять соответствующие средства защиты.

.3 Организационно-производственная структура нефтегазодобывающего предприятия

В бурении к основному производству относят строительство и монтаж буровой, проходка и укрепление ствола скважины, ее испытание. В соответствии с этим к подразделениям основного производства бурового предприятия (УБР) относят вышкомонтажный цех, буровые бригады, тампонажный цех и цех освоения скважин. Вспомогательное производство в УБР представлено прокатно-ремонтным цехом бурового оборудования, прокатно-ремонтным цехом турбобуров (электробуров) и труб, прокатно-ремонтным цехом электрооборудования и электроснабжения, цехом промывочных жидкостей, цехом пароводоснабжения, цехом автоматизации производства.

В нефтегазодобыче основное производство включает процессы искусственного продвижения нефти и газа к забою скважины, подъем нефти и газа на поверхность, подготовку товарных нефти и газа. К подразделениям основного производства нефтегазодобывающего предприятия (НГДУ) относят цех поддержания пластмассового давления, цехи по добыче нефти и газа (промысел), цех комплексной подготовки и перекачки нефти, газокомпрессорный цех. Вспомогательное производство в НГДУ представлено цехом подземного и капитального ремонта скважин, прокатно-ремонтным цехом эксплуатационного оборудования, прокатно-ремонтный цехом электрооборудования и электроснабжения, цехом автоматизации производства, цехом научно-исследовательских и производственных работ, строительно - монтажным цехом и цехом пароводоснабжения. В НГДУ могут быть и другие структурные подразделения с учетом особенностей разработки месторождений в отдельных районах.


1.4 Технико-экономические показатели и их анализ

Технико-экономический анализ дает обобщенную оценку в денежном выражении разнообразных достоинств и недостатков СНК конкретного типа. Экономический эффект СНК является обобщающим показателем, характеризующим целесообразность всего комплекса мероприятий по их созданию и внедрению. Отдельные технические и эксплуатационные показатели, характеризующие эффективность использования того или иного устройства, могут быть противоречивы или могут не поддаваться количественной оценке. Экономические показатели едины и применимы ко всем случаям использования СНК.

1.5 Сведения о конструкции нефтяных, газовых и нагнетательных скважин

- обсадная колонна; 2 - фильтр-хвостовик, 3 - пакер; 4- цементное кольцо; 5 - перфорационные отверстия; 6 - продуктивный пласт; 7 - хвостовик

Скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее с подъемом цементного раствора через башмак. Разбуривают цементировочные пробки и углубляют скважину до подошвы пласта. Если пласт сложен устойчивыми породами, то ствол оставляют открытым , если же он сложен рыхлыми породами, то против продуктивного пласта устанавливают фильтр-хвостовик либо продуктивный пласт разбуривают долотом такого же диаметра, каким разбуривались вышележащие горизонты, а затем спускают эксплуатационную колонну с оборудованным внизу фильтром

Скважину бурят ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну, и после ее цементирования перфорируют стенку трубы и цементное кольцо. Конструкцию призабойной зоны выполняют либо без хвостовика, либо с фильтром, спущенным непосредственно на эксплуатационной колонне

Конструкция призабойной зоны с не закрепленным обсадной колонной забоем обеспечивает наиболее благоприятные условия для притока жидкости (газа) в скважину, так как имеет наибольшую поверхность сообщения с продуктивным пластом. Вместе с тем она не гарантирует надежное разобщение и изоляцию нефтегазоносных и водяных пластов. Поэтому такую конструкцию применяют только в скважинах, пробуренных на однородные продуктивные пласты, не имеющие отдельных пропластов и глинистых перемычек.

В большинстве же практических случаев распространена конструкция призабойной зоны со сплошной цементной заливкой низа скважины и перфорацией стенки обсадной колонны, хотя такая конструкция ухудшает условия притока. Для сохранения прочности обсадной колонны число перфорационных отверстий не может быть сколь угодно большим: обычно их делают не более 40-50 на 1 метр длины.

Иногда вместо металлических фильтров-хвостовиков забой скважин оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

Оборудование устья. После окончания бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние концы обсадных труб скрепляют колонной головкой, предназначенной для герметизации межтрубных пространств, подвески и закрепления обсадных колонн. На верхнем фланце колонной головки устанавливают то или иное оборудование (фонтанную арматуру, устьевой сальник и т. п.). Фланцевые соединения унифицированы и обеспечивают возможность установки на всех типах колонных головок.

Скважины, вскрывающие пласты с высоким давлением, оборудуют головками с клиновой подвеской труб, которые отличаются легкостью монтажа. Эксплуатационная колонна зажимается клиньями и проходит через пакер с уплотнительными кольцами. Верхний конец колонны после ее подвески на клиньях приваривают к катушке.

После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку или пикообразное долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок.

Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольцо "стоп" и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет разбурен и обратный клапан вскрыт фильтр или башмак зацементированной колонны, та устье необходимо оборудовать соответствующим образом.

Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20% превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

Что касается конструкции нагнетательной скважины, то в этом случае требования к техническому состоянию и надежности основных элементов безусловно повышаются. Прежде всего приемистость нагнетательной скважины в 2-3 раза, а иногда и более превосходит продуктивность эксплуатационной: давление и температура в стволе нагнетательной скважины превышают давление и температуру в стволе эксплуатационной.

.6 Контрольно-измерительные приборы, аппаратура, средства автоматизации и телемеханики

Вискозиметр (от лат. <#"794305.files/image002.gif">

Кронблок 1 - шкивы; 2 - ось; 3 - рама; 4 - предохранительный кожух; 5 - вспомогательные шкивы

Конструкция кронблока зависит от типа вышки, действующей нагрузки и объёма СПО. Шкивы кронблоков монтируют на подшипниках качения на одной или двух соосно расположенных осях, установленных в опорах на раме, либо соосно. При несоосной схеме ось шкива, служащего для подвижной струны талевого каната, располагается перпендикулярно к оси остальных шкивов. Кронблоки с несоосным расположением шкивов применяют в мачтовых вышках, установках с буровой лебёдкой, расположенной ниже пола буровой, для того, чтобы подвижный конец каната не цеплял ферму мачты. Или при использовании АСП (автоматическая система подачи) с механизированной расстановкой свечей.

Кронблок 1 - ограждение; 2 - шкив; 3 - опора; 4 - ось шкивов; 5 - кожух; 6 - подкронблочная рама

Двухсекционный блок с соосным расположением осей, в котором шкив с осью перпендикулярны, смонтирован на опоре, установленной на полке рамы. Две секции (трёхшкивные) смонтированы на опорах. Каждый шкив смонтирован на оси на двух цилиндрических роликоподшипниках, внешние кольца которых зафиксированы в ступицы шкива пружинным кольцом, а внутренние - на оси распорными кольцами. Смазка к подшипникам каждого шкива подаётся через пресс-маслёнку по каналам, просверленным по оси.

.5 Правила работы с химическими реагентами

На химический реагент заводом-изготовителем должны быть разработаны паспорт безопасности на химический реагент и инструкция по безопасному применению (использованию) химического реагента в соответствии с требованиями по СТ РК 1185.

Класс опасности химического реагента как вредного вещества определяется по ГОСТ 12.1.007 по классу опасности вредных веществ, входящих в химические реагенты в виде компонентов, в соответствии с действующим нормативным документом на компонент и с паспортом безопасности на химический реагент по СТ РК 1185.

Санитарно-гигиенические и санитарно-токсикологические показатели устанавливают и определяют органы государственного санитарно-эпидемиологического надзора.

Химические реагенты содержат легкоиспаряющиеся вещества опасные для здоровья человека и окружающей среды.

Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.

Контроль за содержанием вредных веществ в воздухе рабочей зоны проводится в соответствии с графиком, согласованным с органами государственного санитарного надзора. Периодичность контроля устанавливается в зависимости от класса опасности вредного вещества по ГОСТ 12.1.005.

Химические реагенты относят к легковоспламеняющимся продуктам. Общие требования пожарной безопасности при работе с реагентами должны соответствовать ГОСТ 12.1.004, а показатели пожаровзрывоопасности определяют по ГОСТ 12.1.044.

При возгорании химического реагента для тушения применяют следующие средства пожаротушения: тонкораспыленную воду, химическую и воздушно-механическую пену, при объемном тушении применяют порошковые огнетушители, углекислый газ, перегретый пар, песок, асбестовые покрывала, кошму и другие средства пожаротушения.

Технологические процессы с применением химических реагентов должны быть максимально герметизированы и механизированы. Ввод химических реагентов в технологический процесс должен проводиться с помощью специальных насосов или вакуума. Производственные помещения и складские помещения, емкости для хранения химических реагентов, трубопроводы, по которым перекачиваются химические реагенты должны отвечать требованиям ГОСТ 14202.

Химические реагенты из тары должны сливаться без остатка. Налив химических реагентов свободнопадающей струей не допускается. Емкости для хранения химических реагентов, реакторы, трубопроводы, насосы и другое оборудование подлежит заземлению в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.018.

Помещения, в которых ведутся работы с химическими реагентами, должны быть оборудованы приточно-вытяжной и местной вентиляцией по ГОСТ 12.4.021 и средствами пожаротушения по СТ РК 1174-2003.

Опасные зоны на предприятии в производственных помещениях, на рабочих местах должны быть обозначены соответствующими знаками безопасности по СТ РК ГОСТ Р 12.4.026

При работе с химическими реагентами необходимо соблюдать правила техники безопасности и охраны труда в зависимости от вида работ.

При попадании химических реагентов на кожу или на слизистые оболочки глаз необходимо обильно промыть пораженное место проточной водой и, при необходимости, обратиться за медицинской помощью. При попадании химического реагента на одежду необходимо заменить ее.

При попадании паров химического реагента в дыхательные пути необходимо пострадавшего вывести на свежий воздух, создать полный покой, освободить от загрязненной и стесняющей одежды и немедленно обратиться за медицинской помощью.

В случае потери сознания с остановкой дыхания пострадавшему до прихода врача необходимо сделать искусственное дыхание.

При разливе жидкого химического реагента залитое место необходимо немедленно засыпать песком, опилками, после удаления которых, протереть ветошью. Загрязненные песок, опилки и ветошь подвергнуть термическому обезвреживанию (сжиганию) в специально отведенном месте.

К работе с химическими реагентами допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие специальный инструктаж о мерах безопасной работы. Не допускаются к работе с химическими реагентами беременные и кормящие женщины.

Порядок обучения лиц, занятых при работе с химическими реагентами, безопасным методам работы, организация и проведение проверки знаний персонала по вопросам безопасности и охраны труда должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.0.004

.6 Технология производства подземных ремонтов и освоение скважин

Основные виды работ, выполняемые оператором по подземному ремонту скважин: - смена однорядного и двухрядного лифтов, запарафиненных труб, глубинных насосов, оборудования раздельной эксплуатации, газлифтных клапанов; - изменение погружения глубинных насосов, ликвидация обрывов, отворотов штанг, ловильные работы по извлечению инструмента и проволоки; - промывка нижнего клапана глубинного насоса и плунжера; - разборка и чистка газовых и песочных якорей; - промывка, чистка скважин от песчаных пробок, глинистого раствора; - промывка скважин горячей нефтью и другими химическими реагентами;

- ликвидация гидратных пробок в стволе скважин, очистка эксплуатационной колонны и насосно-компрессорных труб от парафина, отложений солей и смол; - шаблонирование скважин с отбивкой забоя; - перевод скважин с одного способа эксплуатации на другой; - подготовка скважин к прострелочным работам и геофизическим исследованиям; - установка и извлечение приемных клапанов и отсекателей; - закрытие и открытие клапанов циркуляционных механических; - опрессовка подземного оборудования скважин; - сборка и разборка устьевого оборудования скважин при различных способах эксплуатации;- осуществление профилактического ухода за оборудованием и инструментом, индикатором веса;- участие в погрузочно-разгрузочных работах, связанных с подземным ремонтом скважин;- выполнение работ по восстановлению и увеличению приемистости нагнетательных скважин; - установка и крепление передвижных агрегатов, сооружений и канатной техники; - на промыслах, где отсутствуют подготовительные бригады, выполнение всех работ, связанных с установкой подъемных сооружений и проведением подсобно-вспомогательных работ (подготовкой скважин к ремонту, глушение скважин и т.д.);

- подключение и отключение электрооборудования и осветительной аппаратуры на скважинах, оснащенных штепсельными разъемами; - управление канатной техникой.Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта

До промывки и глушения скважины во время выполнения или после окончания этих процессов начинают подготовительные работы. Территорию скважины очищают в радиусе 35-40 м и подготавливают для размещения оборудования. Создают необходимый для подземного ремонта запас инструмента и материалов, НКТ, насосных штанг и т.п. Подъёмное оборудование монтируют в определённой последовательности на основе рациональных и безопасных приёмах труда, выработанных в результате изучения и обобщения трудового опыта и изложенных в инструктивных картах. Подземный ремонт начинают с разборки устьевой арматуры.

Разобранную арматуру располагают на вспомогательной площадке, расположенной неподалёку от устьевой. Далее с устья пьедестала монтируют механические или электромеханические ключи, исправность которых должна быть предварительно проверена. Этим заканчивается подготовка скважин к спуско-подьёмным операциям. При ремонте фонтанных и насосно - компрессорных скважин, в которые спущены два ряда НКТ, сначала поднимают внутренний ряд, а затем наружный. Развинченные трубы по диаметрам укладывают на стеллажи у приёмного моста. Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ на весу при СПО применяют трубные элеваторы: ЭТА, а для НКТ с высаженными концами наружу - типа ЭЗН. Элеваторы ЭТА выпускают грузоподьёмностью 32,50 и 80 тонн для всех диаметров НКТ. Шифр элеватора (например, ЭТА 50-48/89) показывает минимальную грузоподьёмность (50т) и размер НКТ (48-89 мм со сменными захватами) для которых предназначен элеватор.

Элеваторы типа ЭЗН обладают грузоподъёмностью 15, 25,50 тонн для НКТ условным диаметром 48,60,73,89 и 114 мм. Шифр элеваторов (ЭЗН - 6 - 25) обозначает минимальный условный диаметр труб (60мм) и грузоподъёмность 25 т. При использовании для свинчивания и развинчивания НКТ автомата АПР применяют специальные элеваторы типа ЭГ, грузоподъёмностью 16, 50 и 80 т. Для НКТ с высаженными концами элеваторы типа ЭГ выпускают для труб 33,42,48,60,73, 89, 102 и 114 мм, а для гладких труб - 42, 60, 73, 89, 102 и 114мм. Содержание шифра элеваторов типа ЭГ, так же, как и элеваторов ЭЗН. Если в шифре содержится буква В, то эти элеваторы предназначены для НКТ с высаженными концами (например, ЭГ - 60 - 50 В), без этой буквы - для гладких НКТ (ЭГ - 60 - 50). После проверки качества НКТ, замены вышедших из строя или замены нефутированных труб футированными, устранение песчаной пробки или обработки забойной части скважины химическим реагентом, НКТ опускают в скважину, начиная с наружного ряда труб и заканчивая внутренним рядом. При подземном ремонте скважины, оборудованной штанговым невставным глубинным насосом, штанги отсоединяют от плунжера на головке балансира СК, а потом поднимают из скважины. При штанги или подвешивают на специальном приспособлении или укладывают на стеллажи. Затем поднимают колонну НКТ с глубинным насосом. Заменив дефектные штанги, НКТ и глубинный насос, насосно-компрессорные трубы опускают на глубину и подвешивают на пъедестале, опускают насосные штанги и, соединив их с плунжером, подвешивают к головке балансира станка - качалки. При ремонте скважины, оборудованной вставным насосом, насосные штанги поднимают с плунжером, заменяют плунжер и отработанные штанги. Затем пускают плунжер со штангой в скважину. После установки плунжера на место штанги подвешивают к головке балансира станка - качалки. Спуск и подъём штанг производят с помощью 2х элеваторов штанговых грузоподъёмностью 5 и 10 тонн (ЭШН-5 и ЭШН-10).

При ремонте скважины оборудованной ЭЦН, после снятия арматуры "заряжают" электрокабель на подвесной ролик, устанавливают ключи для отвинчивания НКТ и монтируют пульт управления автонаматывателем силового электрокабеля. После этого приступают к подъёму погружного электроцентробежного насоса. При подъёме очередной трубы помощник оператора с помощью специального ключа освобождает электрокабель от НКТ. После замены ЭЦН опускают в скважину, присоединив к НКТ силовой электрокабель при помощи специальных устройств. Заключительные работы (установка арматуры, проверка состояния задвижек) проводят в порядке, обратном подготовительным работам. Освоение скважин после подземного ремонта

После завершения подземного ремонта подъёмный агрегат демонтируют и приступают к освоению скважины. Фонтанные и компрессорные скважины осваивают методом снижения забойного давления, а глубинно - насосные пуском в работу насоса. В последнее время в России и за рубежом интенсивно развивается колтюбинговая технология при бурении и проведении капитального ремонта в действующих скважинах без их глушения. Развитие колтюбинговых технологий, основанных на применении безшуфтовых гибких, непрерывных стальных труб обеспечивает высокую эффективность проведения операций текущего и капитального ремонта: ликвидацию отложений в скважинах, поинтервальную обработку, борьбу с обводнениями, доставку и извлечение внутрискважинного оборудования, ловильные операции и др. Сегодня в мире эксплуатируется более 100 колтюбинговых установок.

Ликвидация скважин

Под ликвидацией скважин понимают полное списание скважины со счёта из-за невозможности её бурения или эксплуатации по техническим или геологическим причинам.

Скважины, не законченные бурением, могут быть ликвидированы вследствие:

сложной аварии и доказанной технической невозможности её устранения, а так же невозможности использования скважины для других целей, например, возврата на вышележащие горизонты, использование в качестве наблюдательной или нагнетательной: полного отсутствия нефтенасыщенности вскрытого данной скважиной горизонта и невозможности использования её для других целей (возврат, углубление и др.).

Эксплуатационные скважины ликвидируются по причинам: а) технической невозможности устранения аварии и отсутствия объектов для эксплуатации вышележащих горизонтов;

б) полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта;в) снижение дебита до предела рентабельности из-за истощения или обводнения продуктивного горизонта;г) прекращения приёмистости и невозможности или экономической нецелесообразности восстановления приёмистости.

Технология работ по ликвидации скважин предусматривает:а) промывку скважины и очистку стенок от глинистой корки, нефти, парафина, смолистых веществ, продуктов коррозии.б) установку сплошного или прерывистого цементного моста в интервале от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов перфорации и нефтегазопроявлений.в) опрессовку на герметичность оставшегося ствола скважины и цементного моста.г) проверку герметичности межколонного пространства и при необходимости цементирования его до полной герметизации.

Иногда при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а так же напорных минерализованных вод, способных загрязнить пресные воды, обсадные колонны извлекают из скважины. Устье ликвидированной скважины оборудуют репером с указанием номера скважины, наименования месторождения и организации (НГДП или УБР).Приток жидкости и газа к скважине. Уравнение притока и определение дебита нефтяных и газовых скважин. При отборе жидкости (газа) из скважины в пласте двигаются (фильтруются) пластовые флюиды (лат. Floidus - текучий). Движение флюидов в пласте проходит по радиальным направлениям. Если жидкость движется к центру скважины (отбирается из потока), то это - сток - добывающая, эксплуатационная скважина. Если жидкость движется в обратном направлении (добавляется к потоку), это - источник - нагнетательная скважина.

По мере приближения к скважине при условии постоянной величины отбора продукции из скважины, постоянной толщины и однородной проницаемости, скорости фильтрации (движения) флюидов возрастает, достигая максимума у стенки скважины.

.7 Назначение, устройство и правила эксплуатации подъемных сооружений

Установки для освоения, капитального и текущего ремонта скважин и тракторы-подъемники должны быть оборудованы безопасной шпилевой катушкой. При отсутствии катушки выступающий конец вала должен быть закрыт кожухом.

Для работы в ночное время на тракторах должны быть задние и передние осветительные фары. Перед началом движения с места тракторист обязан

убедиться в отсутствии людей в зоне движения трактора и прицепленного к нему оборудования и предупредить окружающих звуковым сигналом, которым должен быть оборудован каждый трактор. Смотровые окна кабин тракторов должны обеспечивать трактористу хорошую видимость и иметь стеклоочистители. Тракторы-подъемники должны, кроме переднего, боковых и заднего окон кабины, иметь верхнее смотровое окно. Заднее окно кабины трактора-тягача, а также заднее и верхнее окна трактора-подъемника должны быть защищены решеткой. Перед началом работы трактора-подъемника должна быть проверена работа двигателя и лебедки подъемника. Особое внимание при этом должно быть обращено на исправность тормозной системы лебедки и ходовой части трактора. Запасные емкости с горюче-смазочными материалами должныбыть удалены от места установки трактора-подъемника не менее чем на 20 м.

Номинальная грузоподъемность платформы подъемной с вертикальным перемещением выбирается с учетом ее назначения и требований доступности, но не более 500 кг. 5.2 . Полезная площадь платформы не должна превышать 2,0 м2. 5.3 . Высота подъема платформ подъемных с вертикальным перемещением не должна превышать 4,0 м. При этом без ограждения шахты высота подъема платформы не более 2,0 м при двух остановках. 5.4 . Расстояние (зазор) между порогами платформы и посадочной площадкой не должно превышать 20 мм.
5.8.1 . Платформы подъемные с вертикальным перемещением могут оснащаться различными типами приводов при условии выполнения следующих требований.

.8.1.1 . Движение грузонесущего устройства вверх и вниз должно осуществляться за счет усилия, создаваемого приводом, за исключением случаев использования гидравлического привода, при котором движение грузонесущего устройства вниз может осуществляться за счет массы этого устройства и размещенного на нем груза.

.8.1.2 . Обеспечение безопасности пользователей должно производиться за счет использования соответствующих коэффициентов запаса прочности с учетом воздействия факторов износа и усталости в течение срока службы.

Высота до токоведущих частей вводов воздушных линий электропередачи и распредустройств напряжением до 10 кВ должна быть не менее 4,5 м от земли (настила). При высоте до проводов менее 4,5 м (до 3,5 м) территория на данном участке должна быть ограждена забором высотой 1,5 м. При этом высота от земли до проводов в плоскости забора должна быть не менее 4,5 м или ввод должен быть выполнен кабелем.

Грузоподъемность вышки и мачты и допустимая ветровая нагрузка (по паспорту) должны соответствовать максимальной нагрузке, ожидаемой в процессе работы. 1.9.2. Спуско-подъемное сооружение должно укрепляться оттяжками из стальных канатов. Число, диаметр, место и способ крепления оттяжек определяются расчетом. Оттяжки располагаются в диагональных плоскостях так, чтобы они не пересекали дорог, электролиний, маршевых лестниц и переходных площадок.

Концы оттяжек должны быть вплетены или укреплены не менее чем тремя зажимами. Натягивать оттяжки разрешается только винтовыми стяжками. Запрещается крепление двух оттяжек вышки к одному якорю.

.9.3. Для облегчения монтажных работ наверху спуско-подъемного сооружения должен быть металлический наделок заводской конструкции. Запрещается использовать наделок для подъема или спуска тяжестей, превышающих вес кронблока.

.9.4. На вышках должны быть верхние (кронблочные) площадки с перилами высотой не менее 1,25 м, имеющие продольные планки (прутья), а внизу - борт высотой 20 см. Расстояние между продольными планками перил не должно превышать 40 см. Проходы вокруг кронблока должны быть шириной не менее 70 см. Проемы между кронблочной площадкой и кронблоком должны быть закрыты надежно закрепленными досками.Буровая вышка должна быть обшита снизу на высоту не менее 6м.

В летнее время нижнюю часть вышки можно не обшивать. Продолжительность летнего периода определяется в каждом районе руководителем предприятия по согласованию с комитетами профсоюза.

. В южных районах на летний период над рабочим местом бурильщика следует устанавливать специальные защитные от солнца и дождя щиты (козырьки).

.8 Ликвидация обрывов и отворотов штанг

Обрыв колонны штанг определяют по изменению режима работы станка-качалки. По его динамограмме можно ориентировочно определить глубину, на которой произошел обрыв. Для его ликвидации устье скважины готовят так же, как для проведения подземного ремонта.

В случае обрыва или отворота штанг под действием гидростатического давления столба жидкости и веса оборвавшейся колонны штанг плунжер займет крайнее нижнее ( не рабочее) положение, открыв сливное отверстие, через которое жидкость вытечет из НКТ в скважину.

При подземном ремонте по проверке или смене глубинных трубных насосов, ликвидации обрыва илиотворота штанг часто производятся непроизводительные операции. Эти операции связаны с ловлей узла всасывающего клапана ( конуса) насоса. Если захватным устройством плунжера узел всасывающего клапана не ловится, то спускают специальные ловители на штангах. В некоторых случаях производятся несколько дополнительных спуско-подъемных операций для этих целей. Есть и случаи, когда узел всасывающего клапана не удается извлечь и насосно-компрес-сорные трубы поднимают с жидкостью. Тогда возникает еще необходимость промывки скважины до чистой воды, а также требуется дополнительное время и затраты на чистку замазученной территории у устья скважины. В результате всего этого увеличивается время, затраченное на ремонт, а следовательно, простой скважины, и удорожается стоимость ремонта

Вначале извлекают верхнюю часть оборванной колонны, после этого в насосные трубы спускают шлипс - ловильный инструмент для захвата тела оборванной штанги. После подъема колонны оборванную штангу отвинчивают и на ее место ставят штангу того же диаметра и той же марки стали, что используется в колонне. Обычно эту штангу берут из запаса (2-3 штанги), который должен находиться на мостках у скважины.

При отвинчивании штанги предварительно извлекают верхнюю часть колонны, после чего в насосные трубы спускают штанговый ловитель для захвата штанги и извлекают нижнюю часть колонны на поверхность. Если отвинчивание произошло в нижней части колонны, то ее извлекают на поверхность всю. Если резьба отвинтившихся штанг имеет дефекты, то обе заменяются новыми.

Участившиеся обрывы колонны штанг свидетельствуют о неправильном выборе ее конструкции, плохом режиме работы ее износе. При этом должна быть устранена первоначальная причина, вызывающая повышение аварийности.

Следует отметить, что в настоящее время все шире используют телеконтроль за работой штанговых скважинных насосов. Анализ многочисленных телединамограмм показал, что при четкой налаженной работе датчиков по ним можно определить такие явления, как влияние газа, применение уровня, обрыв или отворот штанг, заклинивание плунжера, низкую и высокую посадку насоса, выход из строя клапанов и др. В связи с отсутствием нулевой линии невозможно определить величину пропуска жидкости в приемной и нагнетательной частях насоса, высоту динамического уровня, степень влияния газа, течь в трубах, коэффициент наполнения насоса и потерю хода AS, а также производить расчет нагрузок, необходимых для подсчета напряжения в штангах

.9 Виды оборудований и инструментов, применяемых при ПРС и правила пользования ими

При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.

Подъемник - механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.
Агрегат - в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания. Широко применяются тракторные подъемники «АзИНмаш-43П», АПТ-8, агрегаты «АзИНмаш-43А, «Бакинец-ЗМ», А50У, УПТ,«АзИНмаш-37»и,др.
Тракторный подъемник АзИНмаш-43П - предназначен для проведения подземного ремонта скважин, оборудованных подъемными сооружениями. Подъемник представляет собой самоходную механизированную лебедку, смонтированную на гусеничном болотоходном тракторе Т-100МЗБГС или обычный-Т-100МЗ. Управление основными исполнительными механизмами подъемника - электропневматическое; управление тормозом лебедки - ручное механическое, сдублированное ножным пневматическим; управление остальными механизмами - механическое. Монтажной базой этого подъемника является гусеничный трактор Т130МЗ, обеспечивающий ремонт скважин глубиной,до-2500м.

Лебедка - однобарабанная. Все узлы и механизмы лебедочного блока - барабанный вал в сборе, трансмиссионный вал, тормозная система, храповое устройство, ограничитель подъема талевого блока, кожухи и ограждения собраны в цельносварной станине коробчатого типа. Включение барабана осуществляется посредством фрикционной муфты, собранной внутри тормозной шайбы, прикрепленной к ребордам барабана.

Инструменты предназначенные для ловли (захвата) и извлечения из скважины бурильных и НКТ, штанг, тартального каната, каротажного кабеля и других элементов оборудования, называют ловильными. Конструкции их чрезвычайно разнообразны.

Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб, оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием во внутреннюю поверхность трубы и муфты.

Ловильная резьба универсального метчика - специального профиля, конусностью 1:8. Выпускается с правой и левой резьбой.

Колокола ловильные предназначены для извлечения, оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб. Захват происходит навинчиванием колокола на наружную поверхность труб.

Труболовки предназначены для захвата насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб и извлечения их целиком или по частям из нефтяных и газовых скважин при аварийных ловильных работах.

Захват осуществляется путем заклинивания выдвижных плашек между внутренней или наружной поверхностью захватываемой трубой и стержнем или корпусом труболовки.

3. Основные правила техники безопасности при подземном ремонте скважин

Перед началом спускоподъемных операций мастер бригады, а в его отсутствие старший оператор ПРС или бурильщик КРС должны осмотреть механизмы и инструмент, рабочее место вахты, талевую систему (состояние каната, крепление неподвижного «мертвого» конца каната, состояние фундамента и крепление оттяжек к «мертвякам», работоспособность противозатаскивателя) и сделать соответствующую запись в журнале проверки инструмента и оборудования.

Автоматы для свинчивания и развинчивания труб на устье скважины должны устанавливаться при помощи талевой системы и монтажной подвески и надежно (без люфта) укрепляться на устьевом фланце.

Управление автоматами при спуске и подъеме НКТ, зарядку и съемку элеватора и ключей выполняет оператор 5 разряда, бурильщики 5-6 разрядов.

Во время подъема и спуска труб должно соблюдаться следующее:

Рабочие, работающие у устья скважины, должны отойти в сторону и наблюдать за подъемом и спуском.Подходить к устью следует только после окончания подъема и спуска.Элеватор для одевания или снятия с трубы должны брать двое рабочих. Нельзя класть трубу концом на ротор или на колонный фланец. Для подтаскивания трубы нужно предварительно закатить ее со стеллажей на мостки. Посадку колонны на элеватор и на ротор следует производить плавно. При спуске бурильных труб нужно пропускать муфтовые соединения их через вкладыши ротора, притормаживая лебедку. На скважинах, выделяющих газ, во избежание взрыва и пожара при спуске насосно-компрессорных труб необходимо применять направляющую воронку из материала, не дающего искр при ударе. При подъеме труб с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением против разлива жидкости (юбкой) и отвода ее в сторону .

При спуске и подъеме НКТ пол рабочей площадки и мостки необходимо систематически очищать от грязи, снега, парафина, нефти.При спускоподъемных операциях для размещения ручного инструмента в определенном порядке, удобного и облегченного пользования им необходимо применять инструментальный столик, а для укладки очередной трубы на мостки - «козлик».Запрещается подавать непосредственно руками НКТ к устью скважины и обратно, для этого необходимо пользоваться вилкой для подтаскивания труб и крючками. При спуске резьбовые соединения НКТ должны смазываться специальной консистентной смазкой.При спускоподъемных операциях лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора.

При развинчивании и свинчивании трубы подъемный крюк должен иметь возможность свободного вращения, иметь амортизатор и исправную пружинную защелку, предотвращающую выпадения штропов.

При подъеме труб с мостков и при подаче их на мостки элеватор должен быть повернут замком вверх, Штыри, вставленные в проушины элеватора, должны быть привязаны к штропам. При выбросе трубы из скважины на мостки свободный конец ее должен быть установлен на скользящую прокладку (салазки, лоток).При использовании механизма для свинчивания труб устьевой фланец скважины должен быть расположен на высоте 0,4-0,5 метра от пола рабочей площадки. При переоснастке талевой системы освобождаемые струны каната должны быть отведены в сторону и закреплены с соблюдением радиуса изгиба, равного не менее девяти диаметрам. При самом нижнем положении талевого блока на рабочей части барабана лебедки должно быть навито не менее 3-х витков каната. Канат талевой системы оставляемый на вышке или мачте, по окончании работ должен быть смазан, отведен в сторону и надежно закреплен за рамный брус или ногу вышки (мачты).Обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работающих: точном выполнении ими инструкций по охране труда и пожарной безопасности. Без этого самые современные техника и технологии не в состоянии создать безопасную обстановку на производстве. Очень велика роль самих непосредственных исполнителей работ - рабочих. Наряду со знаниями технологических процессов они должны иметь навыки принятия правильных действий на рабочем месте, выполнять свои обязанности так , чтобы исключить возможность возникновения опасности и вредности себе и окружающим людям , а также знать какие меры нужно принять для предотвращения и устранения пожаров Ответственным лицом за пожарную безопасность в бригадах является мастер, а в его отсутствии - старший оператор, на которых возлагается:- контроль за соблюдением бригадой правил пожарной безопасности на скважин , в культбудке, в инструменталке;- обеспечение согласно нормам скважин и других объектов первичными средствами пожаротушения и содержание их в


Я Земляной Никита студент 4 курса, в процессе прохождения практики хорошо изучил и закрепил теоретический материал, преподаваемый в колледже. Присутствовал на базе производственного обслуживания, видел оборудование для подземного и капитального ремонта скважин на месторождении Узень на предприятии ТОО «Кезби» Непосредственно на самом месторождении Узень видел, как проводят подземный и капитальный ремонт скважин, а так же добычу станком-качалкой и процесс бурения скважины. Так же наблюдал в работе такое оборудование как агрегат АПРС-40, агрегат А-60, МБУ-125, агрегат КОРО-80.

В ходе практики сотрудники меня ознакомили со своей работой и их обязанностями. Все работники отвечали на все поставленные мной вопросы. .

За время прохождения на практике было довольно внятно все объяснено и показано на деле, то что я прошел за 4 года учебы в колледже довольно было все понятно и хорошо продетализовано.

Агрегат КОРО-80. Скважина №2147. Работы по капитальному ремонту скважины. Обрыв НКТ с насосом. Бурение фрезером. Циркуляция технической водой.

Агрегат АПРС-40. Скважина №3934. Подъем подземного оборудования. Спуск НКТ с промывкой. ГИС - геофизическое исследование скважины. Перфорационные работы (реперфорация). Спуск НКТ с промывкой. Спуск подземного оборудования.

Каждый день с утра на практике я был на разных месторождениях и каждый день там были разные аварии и способы их ликвидации, тем не менее при каждом из них были вопросы по которым нам смог ответить рабочий коллектив на месторождении, с поставленной работой они хорошо знакомы и довольно внятно и понятно обьясняли что и как для чего служит. Тем не менее за время которое я был на практике было довольно интересно обсуждать и наблюдать за ходом истечения времени пребывания на месторождении.

Список используемой литературы

1. Государственный стандарт Республики Казахстан

.В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М., Недра, 1990.

.П.В. Куцын. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. М., 1987.

.А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин. Техника и технология капитального ремонта скважин. М., Недра, 1987.

.А.Х. Шарипов. Охрана труда в нефтяной промышленности, 1991.

.Е.И. Бухаленко, В.Е. Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991.

.В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М., Недра, 1990.

.Е.И. Бухаленко, В.Е. Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991.

.Ю.В. Вадецкий. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1993.

10.Т.И. Колесникова, Ю.Н. Агеев. Буровые растворы и крепление скважин. М., Недра, 1975.

.П.В. Куцын. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1987.

.В.И. Мишевича, Н.А. Сидорова. Справочник инженера по бурению. М., Недра, 1973.

.Е.А. Палашкин. Справочник механика по глубокому бурению. М., Недра, 1981.

. А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин. Техника и технология капитального ремонта скважин. М., Недра, 1987.

.А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин. Практические задачи и расчеты в капитальном ремонте скважин. М., Недра, 1987.

.И.В. Элияшевский, А.М. Орсуляк, М.И. Сторонский. Типовые задачи и расчеты в бурении. М., Недра,1974.

.Сургучев М.Л. «Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи».

.Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. «Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии».

.Шелепов В.В. «Состояние сырьевой базы нефтяной промышленности России. Повышение нефтеотдачи пластов».

.Степанова Г.С. «Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты».

.Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. «Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах».

.Климов А.А. «Методы повышения нефтеотдачи пластов».

Похожие работы на - Газонефтяное месторождение Узень

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!