Отчет по практике в ОАО АНК «Башнефть»

 

 

 

 

 

                                 СОДЕРЖАНИЕ

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

1. Краткие сведения о районе  практики

 

2. Эксплуатация скважин штанговыми  глубинными насосами

 

3. Эксплуатация скважин с бесштанговыми  погружными насосами

 

4. Техника и технология бурения

 

5. Подземный и капитальный ремонты  скважины

 

6. Сбор и подготовка скважинной продукции

 

7. Методы увеличения нефтеотдачи  пластов и воздействия на призабойную  зону пластов

 

8. Исследование скважин и пластов

 

Список использованной литературы     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Краткие сведения о районе практики

 

Ознакомительная практика проходит на объекте открытого акционерного общества ОАО АНК «Башнефть». Октябрьский  имеет различные структурные  подразделения этой нефтяной компании.

Город Октябрьский появился в связи с открытием и разработкой  Туймазинского нефтяного месторождения. В 1937 году было создано нефтегазодобывающее  предприятие НГДУ «Туймазанефть». Первой скважиной, которая открыла Туймазинское месторождение является

«скважина №1»

Рис.1."Скважина №1"

Первоначально нефть была открыта на вышележащих пластах (В Бобриковском горизонте, а также  в Турнейском ярусе). В дальнейшем была открыта в девонских пластах.

Размер месторождения  составляет 20 на 40 км. В настоящее время месторождение находится на конечной стадии разработки. Объемы добываемой нефти составляют 2 миллиона тонн в год.

Башнефть имеет в своем  составе несколько обществ с  ограниченной ответственностью ООО  «Башнефть-Добыча», ООО «Башнефть-Бурение», ООО «Уфимское управление подземного капитального ремонта», ООО «Нефтекамский  завод нефтепромыслового оборудования»  и др.

В составе Башнефть можно выделить основное предприятие и различные  сервисные предприятия: ООО «Башнефть-Добыча»  включает в себя несколько НГДУ, ООО «Башнефть-Бурение» включает в  себя несколько буровых работ.

В составе НГДУ имеются основные цеха ЦДНГ, а также цех поддержания  пластового давления(ЦППД), цех подготовки нефти(ЦППН), также имеется аппарат управления и несколько отделов.

В состав бригады добычи нефти входит до 16-ти человек во главе с мастером. За каждой бригадой закреплен определенный район и определенное количество скважин. Таким образом за каждым ЦДНГ закреплена определенная территория и скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Эксплуатация  скважин штанговыми глубинными  насосами

 

Штанговая насосная установка (рис.2) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос ( ШСН ) со всасывающем клапаном ( неподвижный ) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном ( подвижный ) на верхнем конце поршня - плунжера , насосные штанги и трубы . 

 

Рис.2. Штанговая глубинная установка

 

В наземное оборудование входит станок - качалка ( СК ) , состоящий из электродвигателя, кривошипа, шатуна, балансира, устьевого сальника, устьевой обвязки и тройника .

Станок - качалка сообщает штангам возвратно - поступательное движение СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско - подъемных механизмов при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках , и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов, расположенных по обе стороны редуктора . Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

 

Все элементы станка - качалки крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т.е. длины хода штанг.

Число качаний в минуту также можно регулировать с помощью замены шкива электродвигателя.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень - плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх

Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 - 6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья и поступает в нефтесборную сеть.

 

 

Рис.3. Вставной штанговый  насос

 

Вставной насос состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и  замковой опоры цилиндра.

         Цилиндр  насоса 5 на нижнем конце имеет  закрепленный наглухо всасывающий  клапан, а на верхнем конце  конус 3, который служит опорой  насоса. Поверх опорного конуса  на цилиндре монтируется направляющий  ниппель штока плунжера.

         Плунжер  6 подвешивается к колонне штанг  при помощи штока 1, конец которого  выступает из насоса и имеет  соответствующую резьбу для соединения  со штангами. С целью уменьшения  объема вредного пространства  нагнетательный клапан установлен  на нижнем конце плунжера. Насос  в скважине устанавливается на  замковой опоре 4, предварительно  спущенной на насосных трубах 2, на нижнем конце которых смонтирована  направляющая труба 7.

         Невставные  штанговые насосы, сначала цилиндр  опускается в скважину, затем  опускают плунжер на штангах.

 

Рис.4. Невставной штанговый  насос

1—нагнетательный клапан;

2 — цилиндр;  

3 — плунжер; 

4 — патрубок-удлинитель;

5 — всасывающий   клапан;

6 — седло   конуса;

7 — захватный шток;

8 — нижний нагнетательный клапан;

9— ловитель;

10 — шток.

 

3. Эксплуатация скважин   бесштанговыми погружными насосами.

 

         Еще мы посетили прокатно-ремонтный цех электропогружных установок (ПРЦПУ), которые занимаются ремонтом и испытанием насосов. Испытание  проходит следующим образом: насос опускают в скважину и узнают его напор. Если напор соответствует всем требованиям, то его вводят в эксплуатацию, если нет, то переделывают. Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН) состоит из наземного и подземного оборудования. Наземное оборудование состоит из устья (арматуры), трансформатора и станции управления. Подземное оборудование включает в себя: кабель, насос, погружной электродвигатель и гидрозащита. Гидрозащита - нужна для защиты электродвигателя от пластовой жидкости и для восприятия перепада давления, состоит из двух частей: компенсатора, который устанавливается ниже электродвигателя и протектора, который находится между насосом и электродвигателем. Подача жидкости УЭЦН зависит от его типа размера. Насос состоит из корпуса, вала, подшипников, рабочих колес и направляющего аппарата ведущих колес. Для отбора из скважин больших объёмов жидкости применяется лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий высокий напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса.

        

Рис.5. Установка электроцентробежного насоса

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Техника и  технология бурения скважин

 

Рис.6. Буровая установка

 

Для бурения используют буровые  установки, которые поступают с заводов в полном комплекте. В комплект установки входит:

Насосный блок

Вышка

Лебедка (для спуска, подъема  труб в скважину).

Контрольно- измерительные  материалы и автоматика.

Блок приготовления и  отчистки бурового раствора (циркуляционная система).

 

Процесс бурения состоит из следующих основных операций: спуск  бурильных  труб  с  долотом  в  скважину  до  забоя  и  подъем  бурильных  труб  с  отработанным  долотом  из  скважины  и  работы  долота  на  забое,  т.е. разрушение породы  бурения. Одновременно в процессе бурения  скважин  выполняется  ряд  вспомогательных  работ:  отбор  керна,  приготовление  промывочной  жидкости  (бурового  раствора),  каротаж,  замер  кривизны,  освоение  скважины  с  целью  вызова  притока  нефти  (газа)  в  скважину  и т.п.

Буровой  процесс  сопровождается  спуском  и  подъемом  бурильной  колонны,  а  также  поддержанием  ее  на  весу.  Для  уменьшения  нагрузки  на  канат  и  снижения  мощности  двигателей  применяют  подъемное  оборудование,  состоящее  из  вышки,  буровой  лебедки  и  талевой  системы.  Талевая  система  состоит  из  неподвижной  части  кронблока,  устанавливаемого  наверху  фонаря  вышки  и  подвижной  части  талевого  блока,  талевого  каната,  крюка  и  штропов.  Талевая  система  предназначена  для  преобразования  вращательного  движения  барабана  лебедки  в  поступательное  перемещение  крюка.  Буровая  вышка  предназначена  для  подъема  и  спуска  бурильной  колонны  и  обсадных  труб  в  скважину,  а  также  для  удержания  на  весу  бурильной  колонны  во  время  бурения  и  равномерной  ее  подачи  и  размещения  в  ней  талевой  системы,  бурильных  труб  и  части  оборудования.  Спускоподъемные  операции  осуществляется  с  помощью  бурильной  лебедки.  Буровая  лебедка  состоит  из  основания,  на  которой  закреплены  валы  лебедки  и  соединены  между  собой  зубчатыми  передачами,  все  валы  соединены  с  редуктором,  а  редуктор  в  свою  очередь  соединен  с  двигателем.

В наземное буровое оборудование входит приемный мост,предназначенный  для  укладки  бурильных  труб  и  перемещения  по  нему  оборудования,  инструмента,  материалов  и  запасных  частей. 

Система устройств для очистки промывочногораствора  от  выбуренной  породы. И ряд вспомогательных сооружений.

Бурильная колонная соединяет буровое долото с наземным  оборудованием,  т.е.буровой установкой.Ведущая  труба  проходит  через  отверстие  стола  ротора.  Ротор помещают  в  центре  буровой  вышки.  Ведущая  труба  верхним  концом  соединяется  с  вертлюгом,  предназначенного  для  обеспечения  вращения  бурильной  колонны,  подвешенной  на  крюке  и  подачи  через  нее  промывочной  жидкости. 

Нижняя  часть  вертлюга  соединяется  с  ведущей  трубой,  и  может  вращаться  вместе  с  колонной  бурильных  труб.  Верхняя  часть  вертлюга  всегда  неподвижна.

Рассмотрим технологию  проведения  бурового  процесса .К отверстию неподвижной  части  вертлюга присоединяется  гибкий  шланг, через который закачивается  в скважину  промывочная жидкость  при  помощи  буровых  насосов .  Промывочная  жидкостьпроходит  по  всей  длине  бурильной  колонны    и поступает в гидравлический  забойный  двигатель,  что приводит  вал двигателя во  вращение,  а затем жидкость  поступает  в  долото. Выходя из  отверстий  долота  жидкость,  промывает  забой,  подхватывает  частицы  разбуренной  породы  и  вместе  с  ними  через  кольцевое  пространство  между  стенками  скважины  и  бурильными  трубами  поднимается  наверх  и  направляется  в  прием  насосов.  На  поверхности  буровой  раствор  очищается  от  разбуренной  породы,  с  помощью  специального  оборудования,  после  чего  вновь  подается  в  скважину.

Технологический  процесс  бурения  во  много  зависит  от  бурового  раствора,  который  в  зависимости  от  геологических  особенностей  месторождения,  готовится  на  водной  основе,  на  нефтяной  основе,  с  использованием  газообразного  агента  или  воздуха.

Рис.7. Шарошечное долото

 

Рис.8. Лопастное долото

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Подземный и  капитальный ремонт скважины

 

     Рис.9. Подъемная установка для проведения КРС

 

Все ремонтные работы в  зависимости от их характера и  сложности разделяют на текущий  и капитальный ремонты скважин.

Текущий ремонт скважины выполняют  бригады подземного ремонта.

К текущему ремонту относятся  следующие работы:

 

1. Планово-предупредительный  ремонт.

2. Ревизия подземного  оборудования.

3. Ликвидация неисправностей  в подземной части оборудования.

4. Смена скважинного насоса.

5. Смена способа эксплуатации.

6. Очистка НКТ от парафина  или солей.

7. Замена обычных НКТ.

8. Изменение глубины подвески  насосной установки.

9. Подъем скважинного  оборудования перед сдачей скважины  в консервацию.

10. Специальный подземный  ремонт в связи с исследованиями  продуктивного горизонта.

11. Некоторые виды аварийных  ремонтов, такие как заклинивание  плунжера, обрывы штанг, обрывы  скребковой проволоки или электрокабеля.

 

Перечисленные ремонтные  работы выполняются бригадами подземного ремонта скважин, организуемыми  в нефтедобывающем предприятии. Они выполняют работы связанные  только с подземным оборудованием, поэтому продолжительность таких работ небольшая, не более трех суток. Бригады подземного ремонта работают круглосуточно (три смены) либо в две смены и даже в одну. В состав одной вахты входят обычно три человека: оператор с помощником, работающие у устья скважины, и машинист, управляющий подъемной лебедкой.