Отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта

Отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта

Оглавление

обсадный колонна бурение пласт

1. Роль буровых работ в поиске, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений

. Общие сведения о технологии бурения скважин. Организационная структура УБР

.1 Способы бурения скважин

.2 Цикл строительства скважины

.3 Спуско-подъемные операции и способы их механизации и автоматизации

.4 Буровые установки и оборудование

.5 Породоразрушающий инструмент

.6 Бурильные и обсадные колонны и их элементы

.7 Забойные двигатели

.8 Документальное обеспечение бурение скважин

. Общие сведения о технологии добычи нефти и газа

.1 Организационная структура предприятия (НГДУ,ЦДНГ)

.2 Способы добычи нефти

.3 Методы интенсификации добычи

.4 Освоение скважин

.5 Подземный и капитальный ремонты скважин

. Объекты по сбору, подготовке и транспортировке нефти, газа и воды

.1 Продукция нефтяных и газовых скважин

.2 Автоматизированные замерные установки

.3 Промысловые сборные трубопроводы

.4 Резервуары и резервуарные парки

.5 Подготовка нефти

. Охрана труда, окружающей среды и недр в нефтегазодобывающей промышленности

1. Роль буровых работ в поиске, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений

Лучшим способом для выяснения геологического строения недр при плохой обнаженности является бурение.

В последние десять лет бурение сопровождает все виды геолого-поисковых работ на нефть и газ.

Бурение ведется для изучения геологического разреза недр, для прослеживания выходов горных пород под покровом новейших отложений, для выяснения формы изгиба слоев, залегающих на глубине, для изучения формы различных поверхностей разрывов, нередко рассекающих складки. Только бурением можно производить опробование нефтегазопроявлений, испытание залежей и разрешать многие другие вопросы, возникающие в процессе поисково-разведочных работ.

Уже по первой пробуренной в исследуемом районе скважине геолог узнает много весьма интересного и важного для проводимых им исследований. Из скважин вынимают образцы пород, которые обладают формой цилиндра и именуются керном.

Изучая образцы, можно определить геологический возраст пород, их последовательность в наслоении, состав пород, наличие в них пустот - пор и т. д. Если породы слоистые, то удается определить и угол наклона пород.

Определение наклона пород в одной точке не решает задачи о форме изгиба и о месте максимального подъема слоев. Для решения этого вопроса нужно получить значительное количество высотных отметок какого-либо горизонта разреза, называемого опорным. Для этой цели бурятся скважины, именуемые структурными, так как они изучают форму изгибов слоев, или, как говорят геологи, скважинами изучается структура (строение) месторождения.

По данным этих скважин, с учетом высотных отметок, определенных в процессе геологической съемки на поверхности земли, строятся упоминавшиеся выше структурные карты, изображающие структурную форму изгиба слоев.

Когда геологическое строение площади, подлежащей разведке, выявлено, причем выяснено, что в ее недрах возможно обнаружение залежей нефти или газа, приступают к бурению поисковых скважин. Задача поисковых скважин-дать ответ, о наличии или отсутствии нефти или газа в недрах. Поисковые скважины проектируются для вскрытия толщ пород, в которых предполагается наличие залежей.

Перед скважинами, вскрывающими интересующий геологов пласт, ставятся различные геологические задачи. Каждая скважина должна решить, чем сложена и как изменяется по своему составу и мощности (толщине) покрышка пород, перекрывающая пласты, содержащие нефть. Надо определить, как изменяется сам резервуар по составу, коллекторским свойствам и мощности. Нередко пласт песчаника, хорошо проницаемый на крыле складки, в наиболее приподнятой части свода оказывается обогащенным глинистыми частицами. Из пласта, потерявшего свойства проницаемой породы, если он даже насыщен нефтью, ее не удается извлечь.

Все основные задачи поисков и разведки на нефть и газ решаются с помощью бурения скважин. В настоящее время обнаруживают и разрабатывают пласты, залегающие на очень большой глубине. Сто лет назад человеку были доступны залежи нефти только у поверхности земли. Сегодня геологи ведут поиски и разработку залежей нефти и газа на глубинах до 5000 метров! Пять тысяч метров - 5 километров.

На 5 километров углубиться в недра земли, чтобы вскрыть скважиной залежь нефти, ширина которой не более 0,5 - 1 километра, а длина не превышает часто глубины скважины -это не легкая задача. Геологу надо суметь определить местоположение такой залежи, а буровикам, ведущим бурение, надо попасть точно в место, которое указано геологами. Скважина, если бурить, не регулируя ее направления, искривляется и уходит в сторону от места ее заложения на много десятков, а иногда и сотен метров. Геолог указывает точку, которую надо вскрыть на глубине, а буровик должен рассчитать как с поверхности лучше добраться до этой точки. Каждая ошибка геолога и буровика обходится очень дорого государству, так как каждая глубокая скважина стоит несколько миллионов рублей.

Когда залежь нефти или газа открыта, то наступает период ее освоения. Залежь оконтуривается скважинами и вычерчивается на плане. Последующими скважинами открываются новые, более глубокие залежи. Для разработки месторождения, состоящего иногда из многих залежей, бурятся затем десятки и сотни скважин.

Перед геологами стоит задача определения местоположения залежей минимумом дорогостоящих скважин для этого требуется в первую очередь отчетливое представление о строении недр обоснованное тщательными наблюдениями и точными горно-геометрическими геологическими построениями.

Опыт разведочных работ показал, что нельзя судить о перспективах разведываемых площадей по наличию или отсутствию нефтегазопроявлений в первых разведочных скважинах. Нередко крупнейшие залежи нефти открывались на площадях, где вначале не было обнаружено значительных нефтегазопроявлений.

Удача разведки всецело зависит от отчетливого представления о строении недр и условиях залегания нефти и газа в недрах разведываемой площади.

2. Общие сведения о технологии бурения скважин. Организационная структура УБР

Строительство нефтяных и газовых скважин осуществляется буровыми предприятиями, имеющими различную организационно-правовую форму и разную степень автономности в структуре нефтегазодобывающих компаний. Примем традиционное наименование бурового предприятия: «Управление буровых работ» (УБР).

УБР представляет собой сложную технико-экономическую систему и состоит из большого числа элементов (техники, оборудования, технологических процессов и приемов, коллективов людей, зданий, сооружений и др.), функционирующих в тесном взаимодействии для достижения общей цели при наличии внешних и внутренних случайных возмущений.

Характерными особенностями УБР являются:

наличие целей функционирования, определяющих ее назначение;

наличие управления, представляющего собой целенаправленное воздействие на систему;

наличие иерархической структуры, состоящей из нескольких уровней подсистем в соответствии с их взаимоотношением;

наличие процесса функционирования, заключающегося в обмене материалами и информационными потоками в подсистемах.

Основной целью функционирования УБР является создание новых основных производственных фондов - скважин.

Строительство нефтяных и газовых скважин - сложный многостадийный процесс, включающий строительство дорог, водоводов, линий электропередач и связи, транспортирование и монтаж бурового оборудования и сооружений, бурение и крепление ствола скважины, испытание продуктивных пластов и т.д. Реализация этих этапов, часто взаимосвязанных осуществляется посредством вспомогательные, обслуживающие и управленческие процессов, которые являются базой для формирования производственной структуры УБР.

Организационная структура УБР (рисунок 1) включает производственные подразделения, участвующие в изготовлении основной продукции - скважин, и органы управления предприятием. В ней также отражены организационные, иерархические и технические особенности предприятия.

Рисунок 1 Организационная структура управления буровых работ

Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС); районные инженерно-технологические службы (РИТС); вышкомонтажный цех (ВМЦ) или контора (ВМК); цех опробования скважин (ЦОС) или контора (КОС) относятся к структурным подразделениям основного производства.

К структурным подразделениям вспомогательного производства относятся: цех крепления скважин (ЦКС) или тампонажная контора (ТК); база производственного обслуживания (БПО), состоящая из прокатно-ремонтных цехов бурового оборудования (ПРЦБО), электроснабжения (ПРЦЭЭ), турбобуров и труб (ПРЦТТ), цеха пароводоснабжения (ЦПВС); цеха промывочной жидкости (ЦПЖ), цеха автоматизации производства (ЦАП).

К непромышленным хозяйствам относятся автотранспортная контора (АТК), строительно-монтажное управление (СМУ) или ремонтно-строительный участок (РСУ), жилищно-коммунальная контора (ЖКК), учебно-курсовой комбинат (УКК) и ряд других подразделений.

Строительство скважин представляет собой совокупность комплексов отдельных процессов, отличающихся друг от друга технологическими особенностями, применяемыми техническими средствами и выполняемыми специализированными подразделениями. Каждый комплекс во многом является самостоятельным, состоящим из основных, вспомогательных, обслуживающих и управленческих процессов. Например, в вышкомонтажном комплексе, основной процесс по строительству вышки и монтажу оборудования выполняется вышкомонтажными бригадами, а реализация вспомогательных процессов сосредоточена в цехе металлоконструкций, заготовительном, ремонтно-механическом. Обслуживающие процессы осуществляют управление производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования (УПТО и КО), управление технологического транспорта (УТТ), центральные базы производственного обслуживания (ЦБПО), входящие в состав нефтегазодобывающих компаний. Управленческие процессы протекают в аппарате вышкомонтажного цеха, в отделах главного механика, главного энергетика и т.д.

Выполнение основных производственных процессов в строительстве скважин - бурение и крепление ствола скважины, а также иногда опробование эксплуатационных скважин - осуществляет буровая бригада.

Вспомогательные и обслуживающие процессы сосредоточены в цехах базы производственного обслуживания УБР: ПРЦБО, ПРЦЭЭ, ПРЦТТ, ЦПВС, ЦПЖ и др.

Управление всеми работами по бурению осуществляет аппарат УБР.

Аппарат УБР выполняет планово-организационные и оперативно-хозяйственные функции, которые делятся в основном на задачи планово-перспективного развития и оперативного управления производством.

В перспективном плане на пять лет и более намечаются основные направления и темпы развития буровых работ, пути совершенствования техники и технологии работ для обеспечения необходимого роста объемов бурения.

.1 Способы бурения скважин

Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического бурения - ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.

Ударный способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах России. Однако в разведочном бурении на россыпных месторождениях, при инженерно-геологических изысканиях, бурении скважин на воду и т.п. находит свое применение.

При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

Существует две разновидности вращательного бурения - роторный и с забойными двигателями.

При роторном бурении (рисунок 2) мощность от двигателей 9 передается через лебедку 8 к ротору 16 - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5.

Рисунок 2 Схема вращательного бурения скважин

Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем - не вращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка

При бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная колонна - к корпусу двигателя 2. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится не вращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

Буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления ) 19 в стояк - трубу 17, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав) 14, вертлюг 10 и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке не показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 22 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.

В настоящее время применяют три вида забойных двигателей - турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).

При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия потока бурового раствора, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото.

При бурении с электробуром электрическая энергия подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны и преобразуется электродвигателем в механическую энергию на валу , которая непосредственно передается долоту.

По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не показан), талевого блока 12, крюка 13 и талевого каната11, подается в скважину. Когда ведущая труба 15 войдет в ротор 16 на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу 15 вместе с вертлюгом 10 и спускают ее в шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. Скважина под шурф бурится заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают), путем привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или трех свинченных между собой бурильных труб), снимают ее с клиньев, спускают в скважину на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

Для замены изношенного долота поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спускоподъемные работы ведут также с помощью полиспастной системы. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.

При подъеме БК развинчивают на свечи и устанавливают их внутри вышки нижними концами на подсвечники, а верхние заводят за специальные пальцы на балконе верхового рабочего. Спускают БК в скважину в обратной последовательности.

Таким образом процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спускоподъемными операциями (СПО)для смены изношенного долота.

Как правило, верхние участки разреза скважины представляют собой легкоразмываемые отложения. Поэтому пред бурением скважины сооружают ствол (шурф) до устойчивых пород (3-30 м) и в него спускают трубу 7 или несколько свинченных труб (с вырезанным окном в верхней части) длиной на 1-2 м больше глубины шурфа. Затрубное пространство цементируют или бетонируют. В результате устье скважины надежно укрепляется.

К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения буровой раствор направляется в систему емкостей 18 и далее, пройдя через очистительные механизмы (на рисунке не показаны), поступает в приемную емкость 22 буровых насосов.

Трубу (колонну труб) 7, установленную в шурфе, называют направлением. Установка направления и ряд других работ, выполняемых до начала бурения, относятся к подготовительным. После их выполнения составляют акт о вводе в эксплуатацию буровой установки и приступают к бурению скважины.

Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 400-800 м), перекрывают эти горизонты кондуктором 4 и цементируют затрубное пространство 3 до устья. При дальнейшем углублении могут встретиться горизонты, также подлежащие изоляции, такие горизонты перекрываются промежуточными (техническими) обсадными колоннами.

Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну (ЭК).

После этого все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование. Затем против продуктивного пласта в ЭК и цементном камне пробивают несколько десятков (сотен) отверстий, по которым в процессе испытания, освоения и последующей эксплуатации нефть (газ) будут поступать в скважину.

Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в скважине, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начнет поступать в скважину. После комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.

На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от проектного не должно превышать заданных допусков.

Буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об охране труда и окружающей природной среды. Строительство площадки под буровую, трасс для передвижения буровой установки, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов для водоснабжения, сбора нефти и газа, земляных амбаров, очистных устройств, отвал шлама должны осуществляться лишь на специально отведенной соответствующими организациями территории. После завершения строительства скважины или куста скважин все амбары и траншеи должны быть засыпаны, вся площадка под буровую - максимально восстановлена (рекультивирована) для хозяйственного использования.

.2 Цикл строительства скважины

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:

подготовительные работы;

монтаж вышки и оборудования;

подготовка к бурению;

процесс бурения;

крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;

вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

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.

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.

Подготовка к бурению включает устройство направления I (рисунок 3) и пробный пуск буровой установки.

- обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт;

- перфорация в обсадной трубе ицементном камне;- направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна;- эксплуатационная колонна.

Рисунок 3 Конструкция скважины

Назначение направления описано выше. Его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов. Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы. Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.

В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.

Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.

Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.

В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15... 16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.

При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают па специальную площадку - подсвечник, а верхний -на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.

Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.

Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

промывка - замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или нефтью;

поршневание (свабирование) - снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.

Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.

После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.

После проведения цикла строительства скважины, необходима уборка после строительства <http://www.anbcapital.ru/service/after-construction>, которая включает: уборку как кустовой площадки, так и прилегающей территории, подвергшейся загрязнению.

.3 Спускоподъемные операции и способы их механизации и автоматизации

Для производства спускоподъемных операций буровая бригада должна быть оснащена, во-первых, инструментами для захвата и подвешивания колонны труб (элеваторами, клиновыми захватами и т. п.) и, во-вторых, инструментом для свинчивания и развенчивания бурильных и обсадных труб (машинные ключи, круглые ключи и т. п.).

Инструмент для захвата и подвешивания колонны труб. В качестве такого инструмента применяют элеваторы, клинья и спайдеры (элеваторы с плошечными захватами). Устройства для захвата и подвешивания колонн различаются по размерам и грузоподъемности.

Инструменты для свинчивания и развенчивания бурильных и обсадных труб.

В качестве такого инструмента применяют различные ключи. Одни из них предназначаются для свинчивания, а другие для крепления и открепления резьбовых соединений колонны, Обычно легкие круговые ключи для предварительного свинчивания рассчитаны на замки одного диаметра, а тяжелые машинные ключи для крепления и открепления резьбовых соединении на два, а иногда и более размеров бурильных труб и замков.

Механические ключи для свинчивания и крепления труб. С целью облегчения труда и ускорения процесса спуска и подъема широко применяют:

Стационарные автоматические ключи типа АКБ, полностью механизирующие все операции по свинчиванию и развенчиванию, включая крепление и раскрепление резьбовых соединений, а также вспомогательные операции (подвод-отвод ключа, захват и освобождение трубы), что позволяет ускорить эти работы на 8-10%. Выпускаются автоматические ключи универсальные, в том числе для свинчивания и крепления обсадных труб - АКБУ. Автоматические ключи должны оснащаться моментомером;

Подвесные пневматические ключи типа ПБК, механизирующие основные операции по свинчиванию бурильных труб. Применение ключей типа ПБК ускоряет эти работы на 3-5 %.

Основное направление автоматизации спускоподъемных операции в настоящее время-оснащение буровых установок средствами механизации и управления спускоподъемном в оптимальном режиме. Под оптимизацией спускоподъемных операции понимают минимальные затраты на спуско-подъем с учетом ограничений по технологии проводки скважин.

На основе создания ряда механизмов для автоматизации и механизации отдельных операций спускоподъемных работ в нашей стране создан автомат спуско-подъем а (АСП). Эта установка позволяет комплексно механизировать спускоподъемные операции. Комплекс механизмов АСП обеспечивает:

совмещение во времени спуска и подъема колонны бурильных труб и ненагруженного элеватора с операциями свинчивания и развенчивания свечей, их установку на подсвечник и вынос к центру скважины;

механизацию свинчивания и развенчивания замковых соединений свечей;

автоматизацию захвата и освобождения колонны бурильных труб элеватором;

механизацию установки свечей на подсвечник и выноса их к центру скважины;

механизацию смазки резьбовых соединений свечей.

Совмещение операций достигается введением в комплект установки специальной талевой системы и механизмов для расстановки свечей. При наличии этих механизмов буровая лебедка лишь поднимает и опускает колонну труб и порожний элеватор, все операции с отвинченной свечой производятся механизмами для их расстановки. Это позволяет значительно сократить время на спускоподъемные операции.

.4 Буровые установки и оборудование

Буровая установка или буровая - комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин. Состав узлов буровой установки, их конструкция определяется назначением скважины, условиями и способом бурения.

Наземная буровая установка для разведки и разработки месторождений нефти и газа в общем виде включает следующие оборудование:

Буровая вышка.

Буровая лебёдка.

Система верхнего привода или ротор с вертлюгом.

Буровой ключ.

Шпилевая катушка.

Буровые насосы.

Емкости.

Оборудование для приготовления бурового раствора.

Оборудование очистки бурового раствора от шлама.

Цементировочный агрегат.

Противовыбросовое оборудование.

Мостки и склад хранения буровых труб, трубный кран.

Генератор для обеспечения работы электроприводов оборудования.

Применение буровых установок;

Бурение неглубоких (до 25 метров) скважин небольшого диаметра (76-219 мм) при сейсморазведке и инженерных изысканиях.

Бурение скважин средней глубины (до 600 м) - структурных и поисковых скважин на твёрдые полезные ископаемые.

Бурение глубоких (до 6000 м) разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ.

Капитальный ремонт и испытания скважин на нефть и газ.

Бурение скважин на воду или малая буровая установка

Бурение неглубоких (до 32 м) скважин большого диаметра (до 1,5 м) для строительства буронабивных свай (свайные фундаменты).

Бурение взрывных скважин на открытых горных выработках и в шахтах.

Сверхглубокое бурение (до 15000м) разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ. ( В России первая сверхглубокая скважина была пробурена глубиной 12261 метров на Кольском полуострове)

Органоструктура буровых установок;

Исполнительные органы (вышка, буровая лебёдка, СВП , ротор, талевая система, буровой насос...)

Энергетические органы (дизельные и электродвигатели, силовая пневмо- и гидросистема, приводы)

Вспомогательные органы (металлоконструкции основания, укрытий, механизмы передвижения, мост приёмный, вспомогательная лебёдка, тали, системы освещения, водоснабжения, отопления, вентиляции, эвакуации)

Органы управления (системы пневмо- и электроуправления)

Органы информации (система контроля параметров бурения)

Классификация буровых установок;

По виду работ:

для эксплуатационных работ.

для разведочных работ.

для технических скважин.

По способу бурения делятся на установки:

вращательного бурения.

вращательно-ударного бурения.

ударного бурения.

ударно-вращательного бурения.

вибрационного бурения.

огнеструйного бурения.

разрядно-импульсного бурения.

По типу привода:

электрические буровые установки.

электрогидравлические буровые установки.

дизель-электрические буровые установки.

дизельные буровые установки.

По технике передвижения:

самоходные буровые установки.

передвижные буровые установки.

стационарные буровые установки.

По вариантам дислокации:

наземные.

морские.

.5 Породоразрушающий инструмент

Породоразрушающий инструмент предназначен для передачи энергии горной породе с целью ее разрушения. Эффективность разрушения породы зависит от ее механических свойств и характера воздействия породоразрушающего инструмента.

При бурении нефтяных и газовых скважин используются следующие виды породоразрушающего инструмента:

Буровые долота для бурения скважины сплошным забоем;

Бурильные головки для бурения скважин кольцевым забоем;

Расширители для расширения ствола скважины;

Калибраторы, стабилизаторы, центраторы для выравнивания стенок скважины и центрирования бурильной колонны.

Стойкость долота определяется временем, в течение которого долото изнашивается до предельного состояния, когда его дальнейшее применение недопустимо или нецелесообразно. Стойкость долота измеряется в часах и зависит от таких же факторов, как износ. На износ и, следовательно, на стойкость долота наибольшее влияние оказывают частота вращения долота, осевая нагрузка, подача и качество промывочного раствора, определяющие режим бурения в заданных геологотехнических условиях.

Важные показания работы долота - проходка на долото и механическая скорость бурения. Увеличение проходки на долото способствует уменьшению объема спускоподъемных операций за период бурения скважины. При повышении механической скорости бурения сокращается занятость буровых насосов, вертлюга и ротора в строительстве скважины. В результате этого снижаются энергетические затраты и расход быстро изнашиваемых узлов и деталей подъемного механизма и оборудования циркуляционной системы буровых комплексов.

Классификация породоразрушающего инструмента. По превалирующему механизму разрушения горной породы:

режущего и режуще-скалывающего действия,

скалывающего и дробяще-скалывающего,

дробящего;

истирающего действия.

По назначению:

инструмент для сплошного бурения (бурение без отбора керна). Разрушает горную породу по всему забою и предназначен для проходки ствола скважины. Инструмент, принадлежащий к этой группе, обычно называют долотом;

инструмент для бурения с отбором керна (колонковое бурение). Горная порода разрушается по кольцевому забою. В осевой части забоя формируется керн -целик породы в виде колонки, который извлекают на поверхность. В зависимости от конструктивных особенностей различают коронки и бурильные головки;

инструмент (долота) специального назначения. Применяют для разбуривания цементных стаканов в обсадных колоннах, искривления скважин, разрушения попавших на забой посторонних металлических предметов, расширения ствола скважины и выполнения различных вспомогательных работ.

По конструкции:

опорный (шарошечный). Имеет опору, на которой закреплена шарошка, независимо вращающаяся во время вращения долота по забою. Опора может быть герметизированной (современные конструкции долот) и негерметизированной. Шарошка имеет породоразрушающие элементы - зубья (литые, кованные или фрезерованные) или твердые зубки (штыри). Шарошек может быть несколько, как правило, три.

безопорный. Имеет лопасти или матрицу, составляющие с корпусом одно целое (лопастной, истирающе-режущий, алмазный инструмент). На лопастях или матрице закреплены породоразрушающие элементы.

По конструкции системы промывки:

с центральной промывкой;

с периферийной промывкой, в том числе гидромониторной.

.6 Бурильные и обсадные колонны и их элементы.

Связующим звеном между находящимся на поверхности буровым оборудованием и инструментом для разрушения породы является бурильная колонна. Она имеет многофункциональное назначение и может использоваться для:

направления ствола скважины;

создания нагрузки на долото и передачи ему вращательного движения;

восприятия крутящего момента при способе бурения забойными двигателями;

подачи бурового раствора в забой;

подъема и спуска забойных двигателей и долота;

исследования пластов и др.

проведения вспомогательных работ (проработка, расширка и промывка ствола скважины, ловильные работы и др.).

В случае возникновения аварийных ситуаций и других осложнений в скважине она служит обсадной колонной. А с применением вставного долота - каналом для его спуска.

Из-за большой протяженности бурильной колонны, при любом способе бурения, разные ее участки испытывают различные нагрузки: сжатие, кручение, растяжение, давление, продольный и поперечный изгиб. Наибольшая нагрузка растяжения приходится на самую верхнюю трубу при подъеме колонны. При способе бурения с промывкой растягивающую нагрузку увеличивает поток жидкости внутри трубы. Жидкость в затрубном пространстве наоборот, снижает ее.

Трение о стенки скважины выступающих частей колонны, прилипание ее гладких частей к глинистой корке увеличивают силу трения. Не меньше сила сопротивления увеличивается за счет кривизны ствола скважины, резких сужений.

Динамические нагрузки на бурильную колонну, которые определяют долговечность и прочность забойного двигателя, долота и бурильной трубы, наиболее тяжело учитывать. На вал забойного двигателя, низ колонны и долото эти нагрузки давят вследствие взаимодействия долота и забоя. На дальние участки колонны динамические силы действуют в процессе пульсации давящего бурового раствора, работы долота и забойного двигателя.

Причиной поперечных, продольных и крутильных колебаний очень разнообразны. В ухабистых забоях возникают продольные низкочастотные колебания. А высокочастотные колебания малой амплитуды обусловлены перекатыванием шарошек долота, скачкообразным разрушением породы и т.п.

Уводят долото в сторону поперечные силы, к которым приводит нестабильное сопротивление разрушения породы шарошками, зубьями. При этом возникает косой удар, который вызывает поперечные колебания.

Требования, предъявляемые к бурильной колонне, обусловлены технологическими особенностями способа бурения, которые определяют условия работы, а так же геологическими особенностями разреза скважины. Исходя из этого, разрабатывают рациональную конструкцию и подбирают наиболее подходящий материал для изготовления колонны.

Независимо от условий работы, должен выполняться проектный режим бурения, обеспечиваться устройство скважины проектной глубины с высокими техническими и экономическими показателями без каких-либо осложнений. Поэтому компоновка колонны обязана иметь высокую прочность своих составных элементов, способную выдерживать возможные нагрузки: ударные, инерционные, вибрационные, а так же избыточные давления - наружные и внутренние.

Конструкция составных элементов бурильной колонны (замки, муфты, трубы и т.п.) должна обеспечивать надежный захват и прочное крепление соединений. Требования к резьбовым соединениям - исключение самопроизвольного отвинчивания, но при этом легкость разборки и сборки.

В целом, колонна должна иметь минимальную массу и быть экономичной.

Изготавливают бурильную колонну из технологичных высокопрочных материалов, устойчивых к агрессивным средам и абразивному изнашиванию при трении.

Бурильная колонна - непрерывная многозвенная система инструментов, соединяющая наземное буровое оборудование (вертлюг) с долотом на забое скважины.

Состав бурильной колонны:

вертлюг

переводник вертлюга

верхний переводник бурильной трубы

ведущая труба

нижний переводник ведущей трубы

предохранительный переводник

муфта бурильного замка

бурильные трубы

ниппель

муфта

переводник

утяжеленные бурильные трубы

Вспомогательные элементы:

Центраторы - для центрирования нижнего направляющего участка бурильной колонны в стволе скважины и предупреждения его самопроизвольного искривления - лопастные, шарошечные.

Калибраторы - для выравнивания стенок скважины до номинального диаметра и калибрования ее ствола - лопастные, шарошечные.

Стабилизаторы - для стабилизации работы нижнего направляющего участка бурильной колонны путем ограничения прогиба труб при наличии каверн, гашения поперечных и иных колебаний - с цельными лопастями, со сменными лопастями, с приваренными лопастями.

Амортизаторы - для снижения амплитуды динамических нагрузок - пружинные, резинометаллические, гидравлические, газовые.

Протекторные кольца - для защиты бурильных и обсадных труб - резиновые, резинометаллические, пластиковые, металлические.

Обратные клапаны - для предупреждения поступления загрязненного бурового раствора в бурильную колонну.

Фильтры - для предупреждения попадания в бурильную колонну посторонних предметов.

Металлошламоуловители - для улавливания кусков металла и крупного шлама.

Гидрояссы (гидроударники) - для освобождения бурильной колонны от прихватов.

Переводники - для соединения бурильных труб и др. элементов.

Обсадная колонна - предназначена для крепления буровых скважин <http://www.mining-enc.ru/b/burovaya-skvazhina/>, а также изоляции продуктивных горизонтов <http://www.mining-enc.ru/p/produktivnyj-gorizont/> при эксплуатации; составляется из обсадных труб путём последовательного их свинчивания (иногда сваривания). Обсадные трубы, применяемые при бурении <http://www.mining-enc.ru/b/bura/> нефтяных и газовых скважин <http://www.mining-enc.ru/g/gazovaya-skvazhina/>, изготовляются в основном из стали с двумя нарезанными концами и навинченной муфтой на одном конце (иногда безмуфтовые с раструбным концом). Резьба труб выполняется конической, треугольной или специального трапецеидального профиля. Для создания герметичности при высоких давлениях нефти <http://www.mining-enc.ru/n/neft/> и газа <http://www.mining-enc.ru/g/gazy-prirodnye-goryuchie/> (более 30 МПа) применяются соединения с уплотнительными элементами. В CCCP  <http://www.mining-enc.ru/s/soyuz-sovetskix-socialisticheskix-respublik/>обсадные трубы выпускаются по наружному диаметру от 114 до 508 мм, длиной 9,5-13 м. Толщина стенок труб в зависимости от диаметров 5-16 мм. Различают семь групп прочности <http://www.mining-enc.ru/p/prochnost/> обсадных труб: Д, К, Е, Л, М, R, Т с пределом текучести <http://www.mining-enc.ru/t/tekuchest/> 379-1065 МПа. На каждой трубе наносится маркировка с указанием диаметра, группы прочности, толщины стенки, номера трубы и даты выпуска. Обсадные трубы для крепления скважин <http://www.mining-enc.ru/k/kreplenie-skvazhin/> при бурении <http://www.mining-enc.ru/b/burenie/> на твёрдые полезные ископаемые <http://www.mining-enc.ru/p/poleznye-iskopaemye/> выпускаются в основном из стали (безниппельные и ниппельные). Безниппельные трубы диаметром от 33,5 до 89 мм, ниппельные - от 25 до 146 мм (для отбора керна <http://www.mining-enc.ru/k/kern/> выпускаются только ниппельные диаметром 25-146 мм). Толщина стенок труб в зависимости от диаметра 3-5 мм, длина труб 1,5- 6 м. Трубы изготовляются трёх групп прочности Д, К, М с пределом текучести 380-750 МПа. Они поставляются с навинченными ниппелями. На каждой трубе указываются диаметр и группа прочности материала. Резьба труб защищается от повреждений предохранительными ниппелями и кольцами.

Обсадная колонна выполняет следующие функции:

сдерживает давление пласта и предотвращает растрескивание верхней, менее прочной зоны;

предохраняет скважину от обрушения;

удерживает добываемые жидкости в стволе скважины;

служит якорем наземному оборудованию;

служит якорем газлифтному оборудованию;

Разделяет пласты и обеспечивает приток только из тех зон, которые определены инженером-нефтяником.

Поскольку обсадная колонна выполняет несколько различных функций, обычно устанавливают более одной колонны обсадных труб. Колонны делятся на пять категорий:

направляющая труба;

кондуктор;

техническая (промежуточная) обсадная колонна;

обсадная колонна-хвостовик;

эксплуатационная обсадная колонна.

Направляющая труба на некоторых участках из-за состояния почвы на поверхности может потребоваться установка короткой направляющей трубы длиной обычно не более 6-15 м во избежание избыточного обрушения краев скважины. Направляющая труба служит также трубопроводом для подъема бурового раствора на достаточную высоту над уровнем земли, чтобы вернуть его в амбар. Кроме того, она предотвращает подмыв основания вышки. Направляющая труба устанавливается после того, как буровая площадка спрофилирована и подготовлена под вышку. Если будут делаться амбары для бурового раствора, они должны быть вырыты. Отверстие под направляющую трубу бурится буром, установленным на грузовом автомобиле. Затем труба вводится в скважину, а пространство вокруг нее заливается цементом. На болотах и при морской добыче трубу устанавливают с помощью сваебойной машины. При бурении с морских платформ диаметр направляющей трубы может составлять 750-1080 мм, а на суше диаметр обычно меньше - 400-500 мм.

Следующая устанавливаемая обсадная колонна называется кондуктором. Она защищает пресноводные пласты от загрязнения нефтью, газом или соленой водой из более глубоких продуктивных слоев. Поскольку водоносные слои, как правило, встречаются на небольших глубинах, обычно необходимая высота кондукторной колонны не превышает 600 м. Важная вспомогательная функция кондуктора заключается в подготовке места для размещения противовыбросового устройства (ПВУ), которое монтируется в процессе бурения, чтобы противостоять ударам или скачкам давления в стволе скважины. После закачивания скважины ПВУ заменяет добывающий коллектор или фонтанную арматуру. Кондуктор следует устанавливать довольно глубоко, чтобы достать до скальных пород, которые не будут растрескиваться или разламываться под максимальным ожидаемым весом бурового раствора на той глубине, где предполагается установить следующую колонну. Наружный диаметр кондуктора немного меньше диаметра направляющей трубы. (Кондуктор спускается внутри направляющей трубы.) Минимальная глубина обычно составляет 10% от ожидаемой суммарной глубины скважины или 150 м (выбирается большая из этих величин). Когда достигается требуемая глубина, эту колонну цементируют в окружающей направляющей трубе и таким образом фиксируют ее на месте.

Промежуточная обсадная колонна, хотя она и не всегда устанавливается, предохраняет скважину от потерь бурового раствора в пластах неглубокого залегания. При бурении в зонах с пластовым давлением, превышающим норму, или содержащих отложения, склонные к осыпям и обвалам, а также в зонах поглощения бурового раствора может потребоваться установка обсадной колонны для минимизации риска перед более глубоким бурением. Для этого служит промежуточная обсадная колонна. Строго говоря, она не нужна для правильного функционирования скважины, так что это скорее часть операции бурения, чем заканчивания скважины. Промежуточные обсадные колонны подвешиваются и герметизируются на поверхности на подвеске обсадной колонны. Нижняя часть заполняется цементом, циркулирующим вниз, вокруг забойной зоны скважины, и вверх, сквозь те пласты, где он нужен. Цементирование более подробно будет рассмотрено ниже.

В отличие от обсадной трубы, проходящей с поверхности до заданной глубины и перекрывающейся с предыдущей обсадной трубой, труба-хвостовик проходит только от конца предыдущей колонны до дна открытой скважины. Колонны-хвостовики подвешиваются с предыдущей колонны на подвеске. Они часто цементируются по всему стволу, но могут быть и подвешены в скважине без цементирования. Преимущество использования колонны-хвостовика заключается в том, что не нужно пропускать обсадную трубу до самой поверхности. Обсадные колонны стоят дорого, поэтому, используя меньшее число таких колонн, можно заметно сократить расходы. Иногда колонны-хвостовики устанавливаются в скважине в качестве защитных обсадных труб, выполняя ту же функцию, что промежуточная колонна.

Эксплуатационная обсадная колонна известна под названием нефтяной колонны или последней колонны. Она отделяет нефть и/или газ от нежелательных флюидов продуктивного пласта и от других зон, через которые проходит ствол скважины. Эта обсадная труба служит также защитным кожухом для насосно-компрессорной колонны и другого оборудования, используемого в скважине. Эксплуатационная обсадная колонна - последнее звено обсадной колонны, вводимое в скважину. Это непрерывная труба, идущая от поверхности до продуктивных пластов.

.7 Забойные двигатели.

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели , преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них называют турбобурами, а вторые - винтовыми забойными двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.

Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора.

В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор , где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень, буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.

Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n , вращающим моментом на валу М, мощностью N, перепадом давления DР и коэфициентом полезного действия h.

Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n , тем меньше М, и наоборот.

В этой связи различают два режима работы турбины: тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения , и холостой, когда n достигает максимального , а М=0. В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором - совершенно снять нагрузку.

Максимальное значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n0.

Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура.

Режим, при котором коэфициент полезного действия h турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме , т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине DР минимальны.

При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу. Линия давления DР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.

Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней. ГОСТ 26673-90 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.

Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 - 25% бурового раствора.

Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.

Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.

Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию - шпиндель, где основная его часть направляется вовнутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть - к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем.

Для бурения наклонно - направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры - отклонители типа ТО.

Турбобур - отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.

Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал , к которому через переводник присоединяется бурильная головка . Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник . Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя - кернорвателем, вмонтированным в переводник . Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их - клапанный узел . Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.

Керноприёмник подвешан на опоре , установленной между переводником к БК и распорной втулкой . Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.

Винтовой забойный двигатель.

Рабочим органом винтового забойного двигателя (ВЗД) является винтовая пара: статор и ротор.

Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.

Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично

Кинематическое отношение винтовой пары 9: 10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя. Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой и радиальными резина-металлическими опорами . К валу шпинделя присоединяется долото . Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.

ВЗД изготовляют согласно ТУ 39-1230-87.Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая . По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении - резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью - экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.

Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.

Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым.

Значения при увеличении растут почти линейно, - несколько уменьшается, а возрастает по зависимости, близкой квадратичной.

Таблица 1.Технические характеристики гидравлических забойных двигателей.

.7 Документальное обеспечение бурение скважин

Основными документами, на основании которых осуществляется строительство скважин, являются технический проект и смета.

Технические проекты разрабатывают специальные проектные институты (НИПИ) на основании проектных заданий , выдаваемых заказчиком, например, НГДУ. Задание содержит: сведения об административном расположениии площади; номер скважин, которые должны сооружаться по данному проекту; цель бурения, категорию скважин, проектный горизонт и проектную глубину; краткое обоснование заложения скважин; характеристику; геологического строения площади, перспективных на нефть и газ объектов, горно-геологических условий бурения; данные о пластовых давлениях, давлениях гидроразрыва пород, геостатических температурах, об объектах, подлежащих опробованию в процессе бурения и испытанию, об объеме геофизических , лабораторных и специальных исследований, диаметре эксплуатационной колонны, объеме подготовительных работ к строительству и заключительных после окончания испытания скважины; о строительстве объектов теплофикации, жилищных и культурно-бытовых помещений; название бурового предприятия, которое должно строить скважины; другую информацию, необходимую для разработки проекта.

Технический проект включает разделы:

сводные технико-экономические данные;

основание для проектирования;

общие сведения;

геологическая часть;

конструкция скважины;

профиль ствола скважины;

буровые растворы;

углубление скважины;

крепление скважины;

испытание скважины;

дефектоскопия,

опрессовка оборудования и инструмента;

сводные данные об использовании спецмашин и агрегатов при проводке скважины;

сведения о транспортировке грузов и вахт;

мероприятия и технические средства для охраны окружающей среды;

механизация, средства контроля и диспетчеризация на буровой; техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная техника;

строительно-монтажная часть;

список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, используемых при принятии проектных решений;

В приложение к проекту включаются: геолого-технический наряд, обоснование продолжительности строительства скважины, схема расположения бурового оборудования, схемы обвязки устья скважины при бурении и испытании, нормы расхода долот , инструмента и материалов, профиль наклонной скважины, схему транспортных связей, документы для обоснования дополнительных расходов времени и средств, а также могут включаться расчет обсадных колонн, расчет цементирования, специальные вопросы по предупреждению осложнений, решения по технологии углубления и испытания и т.д.

Смету на строительство скважины составляют к каждому техническому проекту. Она определяет общую стоимость скважины и служит основой для расчета бурового предприятия с заказчиком.

Смета состоит из четырех разделов, соответствующих основным этапам строительства скважины:

Раздел 1 Подготовительные работы к строительству скважины.

Раздел 2 Строительство вышки, привышечных сооружений, зданий котельных, монтаж и демонтаж оборудования.

Раздел 3 Бурение и крепление скважины.

Раздел 4 Испытание скважины на продуктивность.

В виде отдельных статей (кроме упомянутых разделов) в смету включают затраты на промыслово-геофизические работы, резерв на производство работ в зимнее время, затраты на топографо-геодезические работы, накладные расходы, плановые накопления (прибыль), дополнительные затраты (надбавка за работу на Севере и приравненных к нему районах и т.д.)

Буровая бригада перед началом строительства скважины получает три основных документа: геолого-технический наряд , наряд на производство буровых работ и инструктивно-технологическую карту.

Геолого-технический наряд (ГТН) - это оперативный план работы буровой бригады. Его составляют на основе технического проекта.

Наряд на производство буровых работ состоит из двух частей. В первой части указывают номер и глубину скважины, проектный горизонт, назначение ее и способ бурения, характеристики конструкции скважины, бурового оборудования и бурильной колонны, сроки начала и окончания работ по нормам, затраты времени на бурение и крепление отдельных интервалов и скважины в целом по нормам, плановую и нормативную скорости бурения, а также сумму заработной платы бригады.

Вторую, основную часть наряда составляет нормативная карта. Эта карта позволяет определить нормативную продолжительность работ от начала бурения до перфорации эксплуатационной колонны. Для составления карты используют материалы ГТН и отраслевые или утвержденные для данной площади нормы времени на выполнение всех видов работ. Для разработки нормативной карты скважину разбивают на несколько нормативных пачек. В карте перечисляют последовательно все виды работ, которые должны быть выполнены при бурении каждой пачки. Указывают затраты времени на каждый вид работ по нормам и рассчитывают затраты времени на бурение и крепление каждого участка и в целом скважины.

Инструктивно-технологическая карта предназначена для распространения передового опыта работы, накопленного в районе. Она состоит из трех частей: режимно-технологической, инструктивной и оперативного графика строительства. Карту составляют на основе анализа работы буровых бригад и вахт, которые добились наиболее высоких показателей при бурении скважин на данной площади или при выполнении отдельных видов работ (например, по спуску и подъему бурильных колонн и т.п.). В режимно-технологической части помещают рекомендации о типоразмерах долот, забойных двигателей, параметрах режима бурения и свойствах промывочных жидкостей, при использовании которых могут быть достигнуты наиболее высокие показатели бурения.

В инструктивной части освещают новые или более совершенные способы выполнения отдельных, прежде всего, наиболее трудоемких видов работ, приводят рекомендации о более рациональной организации производственного процесса с учетом особенностей конкретного участка площади.

Третья часть содержит баланс времени бурения и крепления с учетом рекомендаций, сделанных в первых двух частях, и оперативный график бурения скважины в координатах «Глубина (м) - Продолжительность (сут)». На график нанесены две кривые: одна характеризует процесс углубления скважины по нормам, указанным в нормативной карте; вторая - процесс углубления с учетом реализации рекомендаций инструктивно-технологической карты. Во время бурения буровой мастер на этот же график наносит третью кривую, показывающую фактические затраты времени на бурение и крепление. Сопоставляя фактическую кривую с двумя первыми, буровая бригада имеет возможность контролировать выполнение нормативных показателей углубления скважины и сопоставлять свою работу с лучшими достижениями на площади.

Фактическая картина строительства скважин создается на основании оперативного и статистического учета результатов буровых работ.

Оперативный и статистический учет результатов буровых работ осуществляется путем заполнения и утверждения определенного числа документов, охватывающих все основные этапы строительства скважины.

Документы делятся на первичные (исходные) и итоговые (обобщающие). К первичным относятся суточный рапорт бурового мастера, акты результатов крепления и суточный рапорт по заканчиванию, освоению и испытанию скважины и др. К итоговым - все формы отраслевой статистической отчетности.

Значительное усложнение условий бурения, связанное с ростом глубин скважин, возможность больших технико-экономических потерь вследствие принятия несвоевременных или неквалифицированных решений по управлению процессами строительства скважин привели к необходимости создания и использования в бурении систем телеконтроля. Эти системы служат для передачи на диспетчерский пункт информации о важнейших параметрах технологических процессов с целью последующего принятия высококвалифицированным специалистом эффективных управляющих решений

В состав систем телеконтроля (например, КУБ-01) входят датчики и преобразователи, расположенные на буровой установке и в бурильной колонне, каналы связи, приемная аппаратура и вторичные приборы на диспетчерском пункте. Основная функция подобных систем - воспроизведение в режиме реального времени вторичными приборами на диспетчерском пункте информации, фиксируемой датчиками на буровой.

3. Общие сведения о технологии добычи нефти и газа

На данный момент в день вырабатывается 85 млн бочек нефти. Чтобы накопить нефть, которую мы сжигаем за день, природа тяжело работала 1500 лет. За год же мы потребляем столько нефти, сколько природа создавала более полумиллиона лет - человечество столько не существовало. Нефть имеет в своей основе остатки планктонных организмов, которые много лет назад жили в морских водах.

Нефть, вместе с углем и природным газом, является частью биогенных отложений, которые находятся в земной коре. Сырая нефть (не рафинированная) содержит более 17 000 органических сложных веществ, которые являются наиболее важным сырьем для химической промышленности (краски, препараты, пластмассы) и топливного производства.

Скважинная добыча нефти происходит либо путем естественного фонтанирования под природным давлением в пласте, либо с использованием механического подъема жидкости. Обычно на первых порах разработки месторождения нефти применяют фонтанный вид, а затем, когда фонтанирование уменьшается, скважину переводят на газлифтный либо эрлифтный способ, когда добычу нефти осуществляют винтовыми, гидропоршневыми или штанговыми насосами.

Газлифтный способ - это механизм для вывода жидкости на поверхность при помощи сжатого газа, а вернее энергии, которая содержится в нем. Данная технология значительно повлияла на привычный процесс, так как при ее использовании нужна компрессорная станция с газосборными трубопроводами, а также газораспределителями. Есть также еще одна новая технология выработки нефти в месторождениях при помощи рукотворного заводнения - в этом случае возводится водоснабдительная система с насосными станциями.

Современные системы транспортировки скважин через трубопроводы включают в себя:

Напорную систему

Самотечную систему.

При напорной системе есть собственное давление на начало скважины, а при самотечной преодолевается отметка устья над пометкой сборного пункта. При разработке месторождений, которые находятся на шельфах, происходит организация морских промыслов.

К современным методам добычи нефти можно отнести некоторые применяемые виды эксплуатации месторождений - компрессорный, фонтанный и насосный. Залежи нефти могут находиться на глубине до 6 км, поэтому разработка новых технологий добычи нефти очень важна для мировых компаний, которые занимаются выработкой нефти.

.1. Организационная структура предприятия (НГДУ,ЦДНГ)

Отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта Главная задача-разработка и организация выполнения мероприятий, направленных на выполнение плана закачки технологической жидкости в пласт, повышение эффективности использования нагнетательного фонда скважин и другого оборудования системы ПДД контроль за своевременным выполнением мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, контроль за выполнением природоохранных мер при эксплуатации объектов ППД.

Обеспечение выполнения суточных и месячных планов добычи нефти и газа, организация и контроль выполнения суточных заданий, ежедневный анализ производственной ситуации (ЦИТС), круглосуточная организация и контроль работ всех объектив, осуществление координации с вспомогательным производством.

Технологический отдел по добыче нефти и развитию производства (ТОДНиРП), главная задача: разработка перспективных, годовых, квартальных и месячных планов добычи нефти, ввода скважин в эксплуатацию, подземных и капитальных ремонтов скважин и скважин на механизированную добычу нефти.

Обеспечение качественного ремонта скважин (ОKPC) от написания планов работ до окончания ремонт, разработка организационно-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности ремонта скважин, осуществление контроля за соблюдением технологического процесса при капитальном ремонте скважин, внедрение новых технологий, материалов.

Отдел организации строительства скважин (ООСС) осуществляет контроль над своевременным выполнением работ по строительству скважин при условии не превышения лимита затрат.

Служба по приему - сдаче нефти (CПСН). Главной задачей по приему сдачи нефти, является организация приема нефти от подразделений предприятия и сдачи ее на объединенных узлах учета в систему магистральных нефтепроводов.

Служба промышленной безопасности и охраны труда (СПБиОТ). Основной задачей является обеспечение промышленной безопасности и охраны труда в подразделениях управления, организация и координация работы в этом направлении.

Технический отдел - осуществляет руководство работами по внедрению и эксплуатации на объектах НГДУ средств новой техники, передовой технологии.

Отдел материального - технического снабжения и комплектации оборудования (ОМТСиКО). Осуществляет корпоративного управления процессом материального - технического обеспечения производством.

Отдел главного энергетика - осуществляет техническое и методическое руководство энергетической службой управления, разрабатывает и контролирует внедрение мероприятий по рациональной эксплуатации энергетического и теплотехнического оборудования.

Отдел главного механика. Главной задачей является осуществление технического и методического руководства механоремонтной службы управления, обеспечения рациональной эксплуатации оборудования.

Отдел главного технолога. Главной задачей является организация выполнения планов по подготовке и перекачке нефти, выработке широкой фракции, мероприятий, направленных на улучшение качества и снижения потерь подготовленной нефти.

Технологический отдел по разработке нефтяных и газовых месторождений (ТОРНиГМ). Главной задачей отдела является внедрение, утверждение технологических схем и проектов разработки месторождений.

Геологический отдел. Главной задачей геологического отдела является детальное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания их эксплуатационными и нагнетательными скважинами.

Маркшейдерско-геодезическая служба (МГС). Главной задачей МГС является своевременное и качественное проведение предусмотренного нормативными требованиями комплекса маркшейдерских работ, достаточных для обеспечения безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых, обеспечения технологического цикла горных, строительно-монтажных работ, а гак же для прогнозирования опасных ситуаций при ведении таких работ.

Отдел вспомогательного производства (ОВП). Главной задачей отдела является изучение социологических проблем организации труда, быта и отдыха работников, разработка социальных программ, организация их выполнения и контроль, за ходом их реализации.

Служба обработки информации (СОИ). Главной задачей является внедрение и обеспечение эффективного функционирования информационной системы НГДУ, сбор первичной информации, своевременная выдача потребителям результатов вычислений.

Производственный отдел по обустройству месторождений (ПООМ). Главной задачей является разработка мероприятий по своевременному вводу в эксплуатацию строящихся объектов, текущих и перспективных планов капитального строительства.

Отдел экономических расчетов и прогнозирования (ОЭР и П). Главной задачей является организация и совершенствование расчетов и обоснований по прогнозированию и оперативному анализу финансовой деятельности управления, расчеты и обоснования финансового плана по самостоятельным структурным подразделениям.

Отдел организации труда заработной платы (ООТиЗП). Главной задачей является создание условий для прогрессивной и эффективной трудовой деятельности за счет разработки и внедрения передовых форм организации труда.

Отдел капитального строительства (ОКС). Главной задачей отдела является составление текущих и перспективных планов капитального строительства городских объектов жилищно-гражданского назначения, финансируемых НГДУ и другими источниками финансирования, контроль за ходом строительства и финансирования сооружаемых объектов, обеспечение своевременного ввода в эксплуатацию законченных строительством объектов.

Отдел регистрации имущества - Главной задачей отдела является представление НГДУ по вопросам Государственной регистрации прав на имущество и при заключении сделок (аренды, купле-продаже) с имуществом, а также учет, контроль и анализ эффективности использования имущества, принадлежащего НГДУ и разработка предложений по его улучшению.

Проектно - сметный отдел (ПСО). Главной задачей является своевременная выдача проектно - сметой документации «Заказчику» согласно мероприятиям, разработанным по своевременному вводу в эксплуатации. Строящихся объектов, текущих и перспективных планов строительства новых, реконструкции существующих объектов собственными силами.

Цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ). Главная задача - обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.

Цех поддержания пластового давления (ЦППД). Главная задача - поддержание пластового давления на объектах разработки.

Цех комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН). Главная задача - прием нефти с ЦДНГ в резервуарные парки, сепарация нефти при товарных парках, выработка широкой фракции легких углеводородов, сдача подготовленной нефти.

Цех капитального и подземного ремонта скважин (ЦКПРС). Основной задачей является своевременная и качественная замена вышедших из строя электроцентробежных установок и подземного оборудования.

Прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования (ПРЦГНО). Основной задачей является осуществление ремонта ревизии опрессовки.

Цех по приему-сдаче нефти (ЦПСН). Главной задачей является организационно-техническое обеспечение приемо-сдаточных операций нефти, обеспечение достоверности учета и контроля качества нефти.

Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения(ПРЦЭиЭ). Основная задача - обеспечение надежной, экономичной, безопасной работы электроустановок, проведение ремонта электрооборудования во всех подразделениях НГДУ.

Теплоэнергетический цех (ТЭЦ). Главной задачей цеха является бесперебойное, рациональное обеспечение тепло энергией объектов НГДУ, с минимальными затратами и предотвращением потерь энергоносителя.

Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО). Главной задачей цеха является обеспечение надежной и бесперебойной работы нефтепромыслового оборудования.

Цех автоматизации производства (ЦАП). Главной задачей является техническое обслуживание и обеспечение надежной работы КИП.

Управление технологического транспорта (УТТ). Главной задачей УТТ является качественное и своевременное транспортное обслуживание и выполнение работ специальной техникой для предприятий, организаций и структурных подразделений НГДУ в целях обеспечения выполнения плановых заданий по добыче нефти и газа, строительству нефтяных и газовых скважин.

Цех по антикоррозийной защите оборудования (ЦАКЗО). Главной задачей цеха является увеличение срока службы нефтепромыслового оборудования с помощью применения технологий по защите от коррозии.

Спортивно-оздоровительный цех НГДУ (СОЦ). Главной задачей цеха является обеспечение условий для укрепления здоровья и разностороннего физического развития работников НГДУи членов их семей.

Цех производственной эстетики (ЦПЭ). Главной задачей цеха является осуществление эстетической организации производственной сферы, капитальный ремонт зданий и сооружений НГДУ, строительство объектов производственного и гражданского назначения.

База отдыха. Главной задачей является обеспечение отдыха работников НГДУ и их семей.

Центральный склад. В задачи склада входит: прием, обработка, хранение и отпуск материальных ценностей и оборудования.

Учебный курсовой комбинат (УКК). Главной задачей является: подготовка, переподготовка, повышение квалификации рабочих, обучение бригадиров и их резервов, участие в работе по профессиональной ориентации молодежи, проводимой службами подразделений.

3.2 Способы добычи нефти

Фонтанный способ добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, как уже отмечалось выше, является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти, кроме того, является наиболее дешевым. Он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин, таких как:

простота оборудования скважины;

отсутствие подачи энергии в скважину с поверхности;

возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах;

удобства выполнения исследований скважин и пласта с применением практически всех современных методов;

возможность дистанционного управления скважиной;

значительная продолжительность межремонтного периода работы ( МРП) скважины и др.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, из которых добывается нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью нефтегазоводонасыщенных пород, пластовыми температурой, продуктивностью пласта и т.д.

При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.

Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ: возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;

простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания;

эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;

эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;

возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;

полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти;

большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;

возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;

простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;

простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче.

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей. Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура устанавливается на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизация устья, подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т.д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Кроме того, скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

ЭЦН (Электрический центробежный насос)- наиболее широко распространенный в России аппарат механизированной добычи нефти.

Центробежный насос (ЭЦН). ЭЦН - погружной насос Необходимость эксплуатации ЭЦН в скважине накладывает ограничения на диаметр насоса. Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса). В то же время длина ЭЦН в сборе может достигать 50 м. Основными параметрами определяющими характеристики работы насоса являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут) развиваемый напор при номинальном дебите (м) частота вращения насоса (об/мин).

Глубинные (скважинные) штанговые насосы (ГШН) являются наиболее распространенным видом насосов, предназначенных для подъема жидкости из нефтяных скважин.

Конструктивные особенности:

Насосы состоят из цельного неподвижного цилиндра с удлинителями, подвижного плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов и замка.

Удлинители навертываются на цилиндр по одному с каждой стороны. Наличие удлинителей позволяет выдвигать плунжер из цилиндра при работе насоса, при этом предотвращаются отложения на внутренней поверхности цилиндра, что исключает заедание плунжера и создает благоприятные условия при проведении ремонта.

Детали насосов, находящиеся под напряжением, изготовлены из высоколегированных сталей и сплавов, что обеспечивает длительную безотказную работу насосов.

Герметичность посадки насосов, резьбовых соединений, полная взаимозаменяемость всех деталей насоса обеспечены высокой точностью их изготовления.

По присоединительным размерам и резьбам все насосы модифицированы под отечественное скважинное оборудование.

Установка электро-винтового насоса (УЭВН). УЭВН - вертикальный электронасосный агрегат с винтовым (сдвоенным) скважинным погружным насосом.

.3 Методы интенсификации добычи

Предпосылкой для проведения интенсификации добычи является неполное извлечение УВ из недр в процессе разработки месторождения.

Среди главных причин неполного извлечения можно назвать следующие:

действие капиллярных сил, препятствующих вытеснению нефти из микронеоднородной среды;

неблагоприятное соотношение вязкости нефти и вытесняющей ее жидкости;

геологическая неоднородность пористой среды коллектора.

Методы увелечения нефтеизвлечения. Группы:

тепловые;

физико-химические;

смешивающееся вытеснение.

Тепловые:

закачка горячей воды - этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоко вязких нефтей с целью повышения КИН из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласт. Необходимо нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь на пути к забою скважины. Требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды.

закачка пара - метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей, для которых метод заводнения не пригоден. Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти в зоне пара. Глубина залегания пласта ограничивается тысячами метров. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность - 10-40 м. Применение метода эффективно при условии расстояния между скважинами не более трехсот метров.

внутрипластовое давление - метод основан на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом, сопровождающейся выделением большого количества тепла. Метод предусматривает генерирование тепла в продуктивном пласте путем процесса горения по пласту при последующем нагнетании воздуха.

Физико-химические - группа новых методов. Основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов хим. веществ с различной концентрацией.

закачка водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ). Наиболее применяемыми считаются растворы ПАВ ОП-10. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не > 15 %, средней вязкостью нефти, проницаемостью пласта выше 0,04 мкм2. Добавка ПАВ улучшает отмывающие свойства воды, т. е. снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью.

закачка водных растворов ПАА (полиакриламид). Добавка ПАА к нагнетательной воде повышает ее вязкость, снижает вязкость пластовой нефти. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью. Метод рекомендуется с повышенной вязкостью пластовой нефти и с однородным строением продуктивных слоев.

закачка водных растворов щелочей. Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи (каустическая сода, силикат натрия). Щелочные растворы берут концентрации от 0,05 до 1 % и объемом оторочки 10-20 % от объема пор дренируемого пласта. Метод щелочного заводнения прост в реализации. Применение его позволяет увеличить КИН на 5-20 % по сравнению с обычным заводнением.

закачка кислот. Широкое применение нашли методы увеличения КИН пластов путем закачки в них различных кислот (серная, хлорсульфоновая, фторсульфоновая, оксидная и др.) Попутно решается проблема утилизации кислотных отходов нефтехимических производств. Обычно применяется 10-15% раствор соляной кислоты для пластов, которые сложены карбонатными породами или терригенными, имеющими карбонатный цемент, с целью очищения призабойной зоны за счет растворения пород.

гидравлический разрыв пласта - для повышения продуктивности эксплуатационных скважин в последнее время используют гидравлический разрыв пласта. Гидроразрыв пласта основан на создании трещин в пласте давлением, превышающим горное давление. Под высоким давлением образуются трещины, в которые закачивается нефтекислотная эмульсия или высоковязкая жидкость, которая заполнена кварцевым песком. Это необходимо для предотвращения смыкания трещин, когда будет снято высокое давление. С помощью гидроразрыва пласта производится освоение нагнетательных скважин на многих месторождениях.

пескоструйная перфорация. Ее применяют для пластов, имеющих плохие коллекторские свойства или при наличии за колонной цементного кольца значит толщины, обусловлена образованием каверн в скважине против продуктивного пласта. Разрушение цементного кольца производится струей воды с песком, выходящей через отверстие малого диаметра под большим давлением. Закачка песка с водой под большим давлением осуществляется с помощью цементировавших агрегатов.

Смешивающееся вытеснение.

закачка мицеллярных растворов. Состав: легкая УВ жидкость, пресная вода, ПАВ и стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл), молекул воды и УВ. Эти методы целесообразно применять: а)для залежей с большими глубинами залегания пластов; б)при низкой вязкости пластовой нефти < 5 мПа*с; в). небольшой мощности пласта (до 15 м). Метод новый!!! Находится в стадии изучения.

закачка углекислоты. Этот метод может применяться как в начале разработки, так и на последней стадии разработки. Нефтевытесняющие способности углекислоты объясняются способностью хорошо растворяться в нефти и воде. Эффективности применения этого метода способствует невысокое содержание в нефти асфальто-смолистых компонентов (АСК) и повышенная минерализация воды. 3. Закачка газов (дымовых, нефтяных). При этом методе снижается фазовая проницаемость для газа вследствие присутствия воды, в результате улучшается охват пласта воздействия. Метод эффективен, когда нефть вытесняется газом в условиях, близких к режиму взаимной растворимости.

.4 Освоение скважин

Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин). После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин. Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным. Достигается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем - нефтью.

Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами. Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока: замена скважинной жидкости на более легкую, компрессионный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, поршневание. Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.

Замену скважинной жидкости производят следующим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины (прямой или обратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления: Продавка с помощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.

Аэрация - процесс смешения жидкости с пузырьками сжатого газа (воздуха). При аэрации за счет постепенного смешения сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважину (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой. Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное пространство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину.

Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.

Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих. В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д. Отличие заключается в том, что, если добывающие скважины рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.). Это способствует открытию дренажных каналов и обеспечивает большую приемистость (поглотительную способность) скважин. Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку больших объемов жидкости.

Тартание - извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью лебедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части желонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части - скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.

Тартание-малопроизводительный, трудоемкий способ снижения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными возможностями применения (в скважинах, где не ожидается никаких фонтанных проявлений), так как устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды. Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине.

Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).

Поршень представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манжеты, армированные проволочной сеткой.

Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра спускают насосно-компрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75-150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенке труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жидкости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания.

При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.

.5 Подземный и капитальный ремонт скважин

Различают два вида ремонта скважин - наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный.

Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.

Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов).

Текущий ремонт может быть планово-предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Второй вид текущего ремонта - восстановительный, проводимый с целью устранения отказа - это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из-за разных причин, а в основном из-за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования.

Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (КЭ) и межремонтный период (МРП). КЭ - это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (ТОТР), к календарному периоду (ТКАЛ). МРП - это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени ТОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок. КЭ = ТОТР / ТКАЛ; МРП= ТОТР / Р;

Путями повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.

Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью и напряженностью, т.к. требует значительных затрат мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных климатических условиях.

В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% - с ЭЦН.

При текущем ремонте проводятся следующие операции

транспортные - доставка оборудования на скважину;

подготовительные - подготовка к ремонту;

спускоподъемные - подъем и спуск нефтяного оборудования;

операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт - за счет создания монтажеспособных машин и агрегатов, спускоподъемных операций - за счет создания надежных автоматов для свинчивания-развинчивания труб и штанг.

Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый - «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления PЗАБ , превышающего пластовое. Второй - применение различных устройств - отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.

Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях - инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.

Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско-подъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом.

В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги.

Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это - работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.

Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются специализированные цехи по капитальному ремонту, объединяющие бригады. В состав бригады входит мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий.

Работа выполняется по геологическому наряду, в котором указывается характеристика скважины, а так же перечень всех планируемых работ.

Скважина, вышедшая в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда.

4. Объекты по сбору, подготовке и транспортировке нефти, газа и воды

Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта продукции скважин. Поэтому совершенствование и упрощение систем сбора и транспорта нефти и газа имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения ввода в действие новых нефтяных месторождений.

Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды.

Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существует, т.к. каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т.д.

Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечить возможность осуществления следующих операций:

измерение продукции каждой скважины;

транспортировка продукции скважин за счет энергии пласта или насосов до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды;

отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя;

отделение свободной воды от продукции скважин до установок подготовки нефти (в случае добычи обводненной нефти);

раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отличающейся по обводненности или физико-химическим свойствам;

подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транспортировать при обычных температурах.

Системы сбора нефти и газа постоянно совершенствуются. Организация крупных централизованных сборных пунктов значительно упрощает схемы нефтегазосбораотдельных промыслов и создает благоприятные условия для их объединения в более крупные административно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соответствующая их обработка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на разбросанных мелких объектах. Такая централизация позволяет снизить потери легких фракций нефти, улучшить подготовку нефти, осуществить более глубокую переработку газа и обеспечить максимальное извлечение сырья для химической промышленности.

Разработан ряд принципиально новых герметизированных систем нефтегазосбора, в основу которых положен прогрессивный метод совместного транспорта нефти и газа как в двухфазном, так и однофазном состояниях (транспорт газонасыщенной нефти) на большие расстояния, измеряемые десятками километров, под давлением, достигающим 70*105 н/м2(Па). Это позволило значительно улучшить технико-экономические показатели нефтепромыслового хозяйства в целом.

В связи с большим значением проблеме совместного сбора и транспорта нефти и газа, а также конденсата и газа потрубопроводам в СССР, а теперь в России, уделяется много внимания и продолжается ее изучение и развитие.

.1 Продукция нефтяных и газовых скважин

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовые воды, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Пластовые воды, добываемые с нефтью и образующие с ней дисперсную систему, содержат как правило, значительное количество растворимых минераль- ных солей. Содержание солей в нефти нередко достигает 2000 - 3000 мг/л и в от- дельных случаях доходит до 0,4 - 0,3 %.Особенно большое количество пластовой воды содержится в нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных место- рождений, когда ее содержание может достигать 80 - 90 %, т.е. с каждым кубомет- ром нефти извлекается около 4 м 3 воды Наличие солей в нефти причиняют особенно тяжелые и разнообразные осложнения при ее переработке. Наиболее вредное воздействие оказывает на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти хлористые соли. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит коррозия, т.е. разъедание металла нефтеперегонной аппаратуры, что приводит к длительным простоям аппаратуры технологических установок.

.2 Автоматизированные замерные установки

Установки предназначены для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях. Эксплуатационное назначение установок заключается в обеспечении контроля за технологическими режимами работ нефтяных скважин.

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа "сэндвич" с утеплителем из пенополиуретана или из базальтового утеплителя. В помещении предусмотрены освещение, вентиляция и обогрев. В технологическом блоке размещены: замерный сепаратор, переключатель скважин многоходовый ПСМ, счетчик жидкости ТОР, регулятор расхода, привод гидравлический и запорная арматура. В аппаратурном блоке размещены: блок управления и индикации, блок питания.

Установки "Спутник" АМ 40-1500 и Б 40-500 дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов, что позволяет осуществлять введение химреагента в жидкость.

Установки автоматизированные групповые "Спутник" при наличии счетчика газа турбинного типа "Агат" и влагомера ВСН могут дополнительно определять количество газа и содержание воды в добываемой жидкости.

Работа установок происходит следующим образом. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Во время измерения жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод. В установке предусмотрена возможность применения для измерения дебита скважин счетчика жидкости СКЖ 30 - 40М2, который устанавливается параллельно счетчику ТОР. Переключение для измерения с одного счетчика на другой осуществляется вручную, перекрытием (открыванием) задвижек. Управление переключателем скважин осуществляется блоком управления и индикации по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1 и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.

Наличие обводной линии (байпаса) и механического счетчика ТОР позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном переключателе ПСМ или неисправном гидроприводе ГП-1.

Во время ремонта ПСМ или сепарационной емкости возможны работы блока по обводной линии (байпасу), при этом не производится замер продукции, поступающей со скважин.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию.

.3 Промысловые сборные трубопроводы

Система технологических трубопроводов для транспортирования нефти, конденсата, газа, воды на нефтяных, нефтегазовых, газоконденсатных и газовых месторождениях. Подразделяются: по назначению - нефте-, газо-, нефтегазо-, нефтегазоводо-, конденсато-, ингибиторо- и водопроводы; по величине рабочего давления - высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа); по способу прокладки - подземные, надземные, наземные, подводные; по гидравлической схеме работы - простые, не имеющие ответвлений, и сложные - с ответвлениями, к последним относятся также замкнутые (кольцевые) трубопроводы; по характеру напора - напорные и безнапорные. Различают промысловые трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью (напорные) и с неполным заполнением сечения трубы жидкостью, которые могут быть как безнапорными, так и напорными.

Промысловые трубопроводы на нефтяных месторождениях (промысловые нефтепроводы) подразделяются на выкидные линии, нефтяные сборные коллекторы, промысловые газопроводы для сбора нефтяного газа, промысловые ингибиторопроводы, промысловые водопроводы.

Выкидные линии служат для транспортировки нефти и её примесей от скважины до групповой замерной установки. Диаметр выкидных линий в зависимости от дебита скважин 75-150 мм, протяжённость определяется технико-экономическими расчётами и может достигать 4 км и более.

Нефтяные сборные коллекторы прокладываются для транспортировки нефти от групповой замерной установки до дожимной насосной станции или до установки подготовки нефти. Диаметр нефтяных сборных коллекторов 100-350 мм, протяжённость достигает 10 км и более.

Различают нефтепроводы самотёчные (нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и конце трубопровода), напорно-самотёчные (в нефтепроводе движется только нефть, газовая фаза отсутствует) и свободно-самотёчные, или безнапорные (нефть и газ движутся раздельно). В промысловой практике часто встречаются самотёчные промысловые трубопроводы, в которых присутствуют одновременно свободно-самотёчные и напорно-самотёчные участки.

Увеличение пропускной способности нефтяных сборных коллекторов, вызванное подключением новых или увеличением производительности старых скважин, достигается уменьшением вязкости перекачиваемой нефти путём её подогрева; вводом в поток обводнённой нефти ПАВ; прокладкой параллельного нефтяного коллектора (лупинга); параллельным подключением дополнительного насоса к основному.

Промысловые газопроводы для сбора нефтяного газа - газопроводы, работающие при давлении газа выше атмосферного, и вакуумные газопроводы. В 80-х гг. 20 века повсеместно перешли на сооружение герметизированных напорных систем нефтегазосбора (вакуумные газопроводы на новых месторождениях не проектируют). По назначению промысловые газопроводы для сбора нефтяного газа подразделяют на подводящие газопроводы (аналогичны выкидным линиям промысловых нефтепроводов), сборные коллекторы (аналогичны нефтяным сборным коллекторам) и нагнетательные газопроводы. Форма газосборного коллектора зависит от конфигурации площади месторождения, размеров залежи и размещения групповых замерных установок или дожимных насосных станций. Газосборная система на нефтяном промысле называется в соответствии с формой газосборного коллектора: линейной (коллектор представляет собой одну линию), лучевой (коллекторы сходятся в виде лучей к единому пункту) и кольцевой (коллектор огибает всю площадь нефтяной структуры в виде кольца; для большей надёжности работы и большей манёвренности в кольцевом коллекторе делают одну или две перемычки). Нагнетательные газопроводы служат для нагнетания газа от компрессорных станций в газовую шапку месторождения с целью поддержания пластового давления и продления срока фонтанной эксплуатации нефтяных скважин; для подачи газа через газораспределительные будки к устьям скважин, эксплуатируемых компрессорным способом; для транспортировки газа на газоперерабатывающие заводы или газофракционирующие установки потребителям.

Промысловые ингибиторопроводы служат для подачи ингибиторов и других химических реагентов в скважины и на другие объекты обустройства нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений.

Промысловые водопроводы предназначены для подачи воды к нагнетательным скважинам с целью поддержания пластового давления и для сбора пластовых вод, добытых вместе с нефтью, в водоносные горизонты. Подразделяются на магистральные, начинающиеся у насосных станций второго подъёма; подводящие, соединяющие магистральные водопроводы с кустовыми насосными станциями; разводящие, соединяющие кустовые насосные станции с нагнетательных скважинами.

Промысловые трубопроводы на газовых и газоконденсатных месторождениях (промысловые газопроводы) служат для соединения газовых скважин с технологическими установками подготовки газа к транспортировке и промысловыми газораспределительными станциями, через которые газ поступает в магистральные газопроводы, а также для сбора и утилизации газового конденсата. Промысловые газопроводы подразделяются на шлейфы-газопроводы, газосборные коллекторы-газопроводы, конденсатосборные коллекторы и промысловые водопроводы.

Промысловые шлейфы-газопроводы соединяют газовые скважины с установками сепарации и осушки газа, групповые установки подготовки газа к транспортированию, отдельные пункты сепарации газа с промысловыми газосборными коллекторами. Длина шлейфов (600 м - 5 км), диаметры до 200 м.

Промысловые газосборные коллекторы-газопроводы соединяют групповые установки подготовки газа к транспортированию с промысловыми газораспределительными станциями. Форма газосборных коллекторов аналогична форме промысловых газопроводов, используемых на нефтяных месторождениях.

Промысловые конденсатосборные коллекторы (аналогичны промысловым нефтесборным коллекторам на нефтяных месторождениях) применяются для транспортировки выделенного на групповых установках подготовки газа к транспортированию конденсата на промысловый газосборный пункт или на газобензиновый завод.

Промысловые трубопроводы аналогичны промысловым водопроводам, применяемым на нефтяных месторождениях.

4.4 Резервуары и резервуарные парки

Резервуарный парк комплекс взаимосвязанных отдельных или групп резервуаров для хранения или накопления жидких продуктов (нефти <http://www.mining-enc.ru/n/neft/>, нефтепродуктов, жидких углеводородов <http://www.mining-enc.ru/u/uglevodorody/>, химических продуктов, воды <http://www.mining-enc.ru/v/voda/> др.); оборудуется технологическими трубопроводами <http://www.mining-enc.ru/t/truboprovod/>, запорной арматурой <http://www.mining-enc.ru/z/zapornaya-armatura/>, насосными установками для внутрипарковых перекачек, системами сокращения потерь <http://www.mining-enc.ru/p/poteri/> продуктов, безопасности, пожаротушения и средствами автоматизации.

Резервуарные парки обеспечивают равномерную загрузку магистральных трубопроводов, компенсацию пиковых и сезонных неравномерностей потребления нефти, нефтепродуктов и воды промышленными районами и городами, накопление запасов аварийного и стратегического резерва, для технологических операций по смешению, подогреву и доведению продуктов до определённой кондиции <http://www.mining-enc.ru/k/kondicii-/> и могут использоваться при товарно-коммерческих операциях для замеров количества продуктов.

Резервуарные парки обеспечивают повышение надёжности систем нефтеснабжения народного хозяйства в целом. Резервуарные парки могут входить в состав нефтепромыслов, нефтебаз <http://www.mining-enc.ru/n/neftebaza/>, головных и промежуточных (с ёмкостью) перекачивающих станций магистральных нефтепроводов <http://www.mining-enc.ru/m/magistralnyj-nefteprovod/>, нефтепродуктопроводов и водоводов, нефтеперерабатывающих предприятий, нефтехимических комплексов <http://www.mining-enc.ru/n/nefteximicheskij-kompleks/>, а также являться самостоятельным предприятием.

По способу размещения резервуаров различают резервуарные парки надземные, наземные, полуподземные, подземные и подводные. Надземные и наземные резервуарные парки оборудуются в основном стальными вертикальными цилиндрическими нефтяными резервуарами со стационарной или плавающей крышей, понтонами или резервуарами специальных конструкций (каплевидных, сферических и др.); полуподземные - железобетонными резервуарами <http://www.mining-enc.ru/zh/zhelezobetonnyj-rezervuar/> с облицовкой внутри стальным листом или без неё.

Надземные, наземные и полуподземные резервуарные парки для нефти, нефтепродуктов, жидких углеводородов и легковоспламеняющихся химических продуктов состоят из групп резервуаров. Ёмкость резервуаров одной группы не превышает 200 тысяч м3. Обычно по периметру они ограничены обвалованием <http://www.mining-enc.ru/o/obvalovanie-/> (ограничивающей стенкой), дорогами или противопожарными проездами. Расстояния между резервуарами в резервуарные парки ограничиваются санитарными и противопожарными нормами и правилами. Ёмкость надземных, наземных и полуподземных резервуарных парков не превышает 1 млн. м и ограничивается размерами отводимой территории.

Подземные резервуарные парки позволяют создать значительные запасы продуктов при небольших площадях по сравнению с наземными или полуподземными. Подземные резервуарные парки сооружаются обычно в отложениях каменной соли <http://www.mining-enc.ru/k/kamennaya-sol/> или в твёрдых осадочных породах <http://www.mining-enc.ru/o/osadochnye-gornye-porody/> (см. Соляные хранилища <http://www.mining-enc.ru/s/solyanye-xranilischa/>).

Подводные резервуарные парки могут сооружаться в бетонных фундаментах <http://www.mining-enc.ru/f/fundament/> морских буровых платформ <http://www.mining-enc.ru/m/morskaya-burovaya-platforma/>, состоять из подводных резервуаров или танкеров <http://www.mining-enc.ru/t/tanker/>, используемых в качестве резервуарных парков.

Подземные и подводные резервуарные парки безопасны в пожарном отношении и исключают потери продуктов от испарения.

Общая тенденция при строительстве и эксплуатации резервуарных парков повышение безопасности и сокращение потерь продуктов при минимальной их стоимости.

.5 Подготовка нефти

Подготовка нефти к транспорту обработка нефти <http://www.mining-enc.ru/n/neft/> с целью удаления компонентов (вода, минеральные соли, механические примеси, лёгкие углеводородные газы), затрудняющих её транспортировку и последующую переработку. Наличие воды <http://www.mining-enc.ru/v/voda/> в нефти приводит к удорожанию транспортировки в связи с увеличением её объёмов и повышенной вязкостью <http://www.mining-enc.ru/v/vyazkost/>смеси нефти и воды по сравнению с чистой нефтью. Присутствие минеральных солей в виде кристаллов <http://www.mining-enc.ru/k/kristall/> в нефти и раствора в воде вызывает усиленную коррозию <http://www.mining-enc.ru/k/korroziya/> металла оборудования и трубопроводов; механических примесей - абразивный износ нефтеперекачивающего оборудования и трубопроводов <http://www.mining-enc.ru/t/truboprovod/> и ухудшение качества получаемых нефтепродуктов. Кроме того, примеси нарушают технологический режим переработки нефти. Из-за недостаточной герметизации систем сбора, транспорта и хранения лёгкие углеводороды <http://www.mining-enc.ru/u/uglevodorody/> (от этана до пентана) теряются в результате испарения. Перечисленные причины обуславливают необходимость подготовки нефти, которая включает обезвоживание <http://www.mining-enc.ru/o/obezvozhivanie/> нефти, обессоливание нефти <http://www.mining-enc.ru/o/obessolivanie-nefti/>, стабилизацию нефти <http://www.mining-enc.ru/s/stabilizaciya-nefti/>. Качество подготовки нефти регламентируется ГОСТ <http://www.mining-enc.ru/g/gost/>ом. Подготовки нефти ведётся на комплексных установках обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти, объединённых в единую технологическую схему сбора и подготовки нефти и попутного газа <http://www.mining-enc.ru/g/gazy-prirodnye-goryuchie/> на нефтяном промысле.

Принципиальная технологическая схема комплексной тепло-химической подготовки нефти предусматривает следующую последовательность проведения операций. Нефть из скважины после групповых замерных установок по коллектору подаётся в концевую совмещённую сепарационную установку (КССУ), в которую через смеситель из отстойника <http://www.mining-enc.ru/o/otstojniki/> поступает горячая вода, содержащая отработанный деэмульгатор <http://www.mining-enc.ru/d/deemulgatory/>. Под действием тепла пластовой воды <http://www.mining-enc.ru/p/plastovye-vody/> и остатков деэмульгатора, поступающих из отстойника в КССУ, происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Отделившаяся вода подаётся в нефтеловушку, а выделившийся газ - на газобензиновый завод. Нефть из КССУ вместе с оставшейся водой насосом прогоняется через теплообменники и пароподогреватели, нагретая нефть поступает в отстойник для окончательного отделения нефти от воды. Отделённая вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника смешивается с горячей пресной водой, которая подаётся насосом в ёмкости с предварительным подогревом пароподогревателем и обескислороживанием. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник, где доводится до требуемой по содержанию солейкондиции <http://www.mining-enc.ru/k/kondicii-/>.

После обессоливания и отделения воды нефть при необходимости может быть направлена из отстойника на дополнительное обессоливание и обезвоживание в электродегидратор <http://www.mining-enc.ru/e1/elektrodegidrator-/>, а если содержание воды и солей в пределах нормы, то нефть, минуя электродегидратор, подаётся прямо в вакуумный сепаратор <http://www.mining-enc.ru/s/separator/>. Вакуумные компрессоры забирают из сепаратора газ, из которого при прохождении холодильника и гидроциклонного сепаратора выделяется основное количество лёгких углеводородов. Конденсат из сепаратора отправляется на газобензиновый завод, а газ - на специальные установки для полной деэтанизации. Перед теплообменником и отстойником (вместе с подачей пресной воды) в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев 2 фаз эмульсии. Предусмотрена очистка сточных вод <http://www.mining-enc.ru/s/stochnye-vody/> с последующей подачей их на нагнетательные скважины <http://www.mining-enc.ru/n/nagnetatelnaya-skvazhina/> для закачки в пласт <http://www.mining-enc.ru/p/plast/>.

5. Охрана труда, окружающей среды и недр в нефтегазодобывающей промышленности

Служба охраны окружающей среды на нефтедобывающих предприятиях создается с целью организации природо-охранной деятельности предприятий и всех его подразделений. На нее возлагается ответственность за обеспечение осуществления мероприятий по охране окружающей среды, регламентированных соответствующими нормативными актами. В своей работе служба руководствуется принципами управления охраной окружающей среды, в основе которых лежат целевой и комплексный подходы к проблеме.

Природоохранная деятельность предприятий строится с учетом единства цели и основных интересов охраны окружающей среды на всех уровнях хозяйствования от предприятия до народного хозяйства в целом. Основной целью природоохранной деятельности нефтегазодобывающих объединений и входящих в его состав предприятий и организаций является снижение отрицательного воздействия производственных процессов на. окружающую среду. Следовательно, основной задачей служб по охране окружающей среды является организация работ по снижению отрицательного воздействия предприятий на окружающую среду региона.

Охрана окружающей природной среды охватывает целый комплекс технических, технологических, организационных и экономических мероприятий, осуществляемых с одной целью - снижения воздействия производственных процессов на окружающую среду. Отсюда возникает необходимость разработки подхода к организации управления этой сферой деятельности предприятий.

Принцип комплексности в управлении охраной окружающей среды предполагает учет всех сторон природоохранной деятельности, включая вопросы определения окружающей среды в процессе производства, источников и масштабов загрязнения оценки экономического ущерба, причиняемого народному хозяйству загрязнением среды, внедрения природоохранных мероприятий и определения их экономической эффективности, общей оценки природоохранной деятельности предприятий, разработки эффективных путей снижения отрицательного воздействия производственных процессов на окружающую среду. Определение путей повышения природоохранной деятельности нефтегазодобывающих объединений и его предприятий предполагает не только разработку и внедрение наиболее эффективных мероприятий, но и совершенствование нормирования и планирования затрат на охрану среды, совершенствование системы экономического стимулирования внедрения мероприятий, улучшение организации работ и материально-технического снабжения, повышение роли моральных стимулов, улучшение пропаганды и т.д.

Одним из важнейших принципов управления природоохранной деятельностью предприятий является учет специфики воздействия отрасли на окружающую среду. Основная специфика нефтедобывающей промышленности состоит в территориальной разбросанности промысловых объектов, большой протяженности нефтепроводов и водоводов, токсичности и экологической опасности применяемых материалов и химреагентов, нефтепромысловых сточных вод и отходов производства для окружающей среды, водоемкости технологических процессов и потреблении большого количества пресной воды. Это усиливаетопасностьзагрязнения водоемов, земель и воздушного бассейна на значительных территориях и нанесения ущерба большому числу предприятий и хозяйств, расположенных на территории нефтедобывающего района. Поэтому охрана окружающей среды выдвигается в число основных производственных задач коллективов предприятий.

Важным принципом управления охраной окружающей среды является народнохозяйственный, государственный подход к проблеме. Суть народнохозяйственного подхода состоит прежде всего в том, что деятельность предприятий должна быть оценена с точки зрения того ущерба, который причиняется различным отраслям народного хозяйства загрязнением окружающей среды данным предприятием. Кроме того, при расчетах экономической эффективности мероприятий по охране окружающей среды необходимо учитывать народнохозяйственный эффект от предотвращения загрязнения. Мероприятия, осуществляемые нефтяными предприятиями, несмотря на большие затраты по их внедрению, являются эффективными с точки зрения народнохозяйственных интересов. Такой подход позволит преодолеть субъективную преграду на пути внедрения природоохранных мероприятий, выражающуюся в отношении к затратам на охрану окружающей среды со стороны производственников как к неэффективным, снижающим рентабельность собственного производства.

Для координации природоохранной деятельности всех предприятий и организаций, входящих в состав нефтегазодобывающего объединения, функционирует специальный отдел охраны окружающей среды в аппарате управления производственного объединения согласно существующему "Типовому положению об отделе охраны окружающей, среды и недр производственного предприятия".

Согласно типовому положению, отдел подчиняется генеральному директору или главному инженеру предприятия. Основной функцией отдела является руководство подразделениями службы охраны окружающей среды предприятий и организаций и ведомственный контроль за их деятельностью. На отдел возлагается ответственность за разработку и осуществление мероприятий, направленных на уменьшение вредного воздействия производственной деятельности предприятия на окружающую среду, за технически правильное и перспективное развитие предприятий и организаций в вопросах охраны окружающей среды.

В соответствии с основными задачами по охране и рациональному использованию природных ресурсов на отдел охраны окружающей среды производственного предприятия возлагаются следующие функции:

разработка и представление в установленном порядке в вышестоящую организацию, координирующим организациям сводных проектов комплексных программ, перспективных и годовых планов по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов по производственному предприятию и контроль за выполнением этих планов и программ.

разработка и согласование с природоохранными органами, а также с Государственным санитарным надзором, Государственной инспекцией рыбоохраны, Государственной инспекцией по регулированию использования и охране вод и Государственной инспекцией по контролю за работой газоочистных и пылеулавливающих установок в установленном порядке сводных комплексных программ, перспективных и годовых планов внедрения достижений науки и техники по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов производственного предприятия и контроль за осуществлением этих программ и планов.

определение соответствия техники и технологии, применяемой в производственном предприятии, современному уровню развития науки и техники в части требований охраны природы и рационального использования ресурсов.

согласование заказов, технических заданий и условий на создание и внедрение новых технологических процессов, технических средств в части охраны природы, в том числе и технологических процессов, заимствованных из других отраслей и закупаемых за рубежом,

участие в создании и внедрении новых технологических процессов, технических средств и организации оснащения источников загрязнения очистными сооружениями, обеспечивающими снижение выбросов вредных веществ в водоемы, атмосферу и в почву до нормативов предельно допустимых выбросов (сбросов) или временно согласованных выбросов (сбросов). Осуществление контроля за эксплуатацией этих сооружений.

рассмотрение проектной документации и выдача заключений в части соблюдения правил охраны природы и рационального использования природных ресурсов, включая:

проекты новых технологических процессов, технических средств, препаратов;

проекты реконструкции технологических процессов, технических средств, в том числе на применение техники, технологических процессов; внедрение пусковых комплексов и т.д.

организация проведения конференций, совещаний, семинаров, школ передового опыта и выставок по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов.

ведомственный плановый и выборочный контроль за деятельностью предприятий и организаций в части соблюдения правил охраны природы и рационального использования природных ресурсов.

участие в планировании и контроль за рациональным использованием материальных, финансовых и людских ресурсов на охрану окружающей среды и недр производственного предприятия.

С целью обеспечения эффективного контроля за состоянием природной среды на территории нефтегазовых месторождений, оперативного проведения мероприятий по предотвращению загрязнения окружающей среды на всех предприятиях и подразделениях (НГДУ, УБР) созданы эффективные, активно действующие службы охраны окружающей среды. Основная обязанность такой службы - организация работ по охране окружающей среды.Основной работой этого подразделения является ежегодная паспортизация всех источников загрязнения окружающей среды, разработка мероприятий по снижению отрицательного воздействия производственных процессов на окружающую среду, анализ и контроль результатов и их выполнения, привлечение к делу охраны среды всех руководителей предприятий, цехов и подразделений и общественных организаций.