Шпаргалка по "Геологии"

3. Перекачивающее оборудование состоит  из промысловых, насосных и компрессорных  перекачивающих установок и станции  для перекачки продукции скважин, подготовленной нефти, газа, воды  с центробежными или поршневыми, иногда винтовыми насосами, компрессорами  и электроприводом с соответствующей  обвязкой, КИП, запорной и регулирующей  арматурой и средствами автоматизации.

4. Оборудование для хранения нефти. Подготовленная товарная нефть  хранится в товарных парках, основными  сооружениями в которых являются  резервуары необходимой емкости, оснащенные системой замера, перекачки, улавливания легких фракций. Иногда  парк имеет емкости для хранения  газового конденсата и различных  фракций газа.

5. Трубопроводные коммуникации, связывающие  в единую систему скважины, насосные  и компрессорные установки с  остальным оборудованием группы. По трубопроводам перекачивается  продукция скважины: нефть, газ, конденсат, вода. Сеть трубопроводных коммуникаций, особенно на промыслах, разрабатывающих  многопластовые горизонты с нефтями и газом различных характеристик, оснащена большим числом замерных, запорных и регулирующих устройств.

6. Подгруппы оборудования для подготовки  и первичной переработки газа  на газоконденсатных и чисто  газовых месторождениях. К этим  подгруппам относится большое  число установок с оборудованием  и аппаратами для технологических  процессов, в результате которых  получаются углеводороды, являющиеся  товарным сырьем для химической  переработки, и сухой газ.

VI группа. Оборудование для эксплуатации морских нефтегазовых и газовых промыслов отличается особой сложностью, большой номенклатурой, часто уникальными размерами и высокими темпами совершенствования. Ниже перечислены подгруппы:

1. Кустовые стационарные платформы. К ним относятся платформы  разных типов и конструктивных  схем, служащих основанием для  поверхностных устьев куста наклонно  направленных скважин и размещения  комплекса технических средств, обеспечивающих функционирование  куста.

2. Центральные стационарные платформы, позволяющие разместить на них  комплекс оборудования, связывающего  кустовые платформы в единую  систему.

3. Опоры стационарных платформ  – сооружения, несущие стационарную  платформу.

4. Блоки оборудования, размещаемые  на стационарных платформах. Комплекс  смонтированных в необходимом  сочетании блоков модулей обеспечивает  функционирование всей стационарной  платформы.

5. Оборудование для эксплуатации  скважин функционально аналогично  обычному. Однако широкое применение  имеют лишь фонтанное и газлифтное  оборудование, реже гидропоршневые  насосы. Для нагнетательных скважин  используется оборудование, аналогичное  применяемому на суше. Внутрискважинная  часть подъемного оборудования  по конструктивным схемам аналогична  применяемым на суше, устьевая  отличается.

6. Подводное оборудование. К этой  подгруппе относятся прежде всего  подводное устьевое оборудование  скважин, а также все остальное  оборудование, размещенное между  поверхностями дна и воды.

7. Оборудование для беспричального  налива нефти. Оборудование этой  группы относится к нефтеналивному, однако отличается от обычного  портового возможностью налива  танкера в условиях морских  акваторий без обычного причала.

8. Подгруппы береговых сооружений  и оборудования, энергетического  оборудования, флота специализированного  обслуживания, водолазного комплекса  по своей структуре, функциональным  и принципиальным схемам аналогичны  применяемым в других отраслях, однако отличаются конструктивным  исполнением, характеристиками, параметрами, отражающими специфику морских  промыслов и требований, предъявляемых  технологическими процессами и  операциями, выполняемыми в условиях  морского или океанского шельфа.

VII группа. Оборудование ремонтно-механической службы для поддержания в работоспособном состоянии всего парка машин, специального оборудования, сооружений, составляющих промысловое хозяйство, за исключением скважин, а также оборудования транспортных служб.

VIII группа. Оборудование службы энергетики.

Из приведенного перечня систематизированных групп и подгрупп оборудования видно, насколько велика номенклатура машин, оборудования, сооружений, средств механизации и инструмента, применяемых для добычи нефти и газа.

Две последние группы – седьмая и восьмая – относятся по своему составу к оборудованию общепромышленного назначения, поэтому не рассмотрены.

 

 

 

2.Назначение  скважин. Условия их эксплуатации. Конструкции скважин.

Ответ:

Скважиной называется осаженная цилиндрическая горная выработка, диаметр которой на 4-6 порядка меньше её длины. Основное назначение скважины – извлечение нефти, газа и воды.

Система крепления ствола скважины колоннами обсадных труб, обеспечивающая достижение скважиной проектной глубины, возможность ее исследования, изоляцию проницаемых горизонтов, осуществление запроектированных режимов эксплуатации и максимальное использование пластовой энергии при добыче нефти и газа. 

Конструкция скважины характеризуется числом спущенных обсадных колонн, их размерами (наружный диаметр и длина) и местоположением интервалов цементирования пространства за колоннами. 

Для обоснования конструкции скважины используют опыт бурения па соседних площадях и результаты геологоразведочных работ.

Для крепления скважин применяются следующие типы обсадных колонн: 
    1) направление — для предотвращения размыва устья; 
    2) кондуктор — для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования; 
    3) промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) — для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов путем крепления и изоляции вышележащих пластов, несовместимых по условиям бурения с нижележащими; при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать; 
    4) эксплуатационная колонна — для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность.

Конструкция скважины называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной — при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонн, и т. д.

3. Колонная головка, ее назначение и конструктивные схемы.

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.

Колонная головка (рис. 4.2) жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.

 
Рис. 4.2. Колонная головка

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.

Колонные обвязки устанавливаются на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Они подбираются с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.

Конструкция колонных обвязок позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе H2S, СО2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозионному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях Севера могут охлаждаться до температур ниже минус 60°С.

Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на их изготовление больших количеств стали, причем легированной. С увеличением вертикального габарита колонной головки усложняется обслуживание скважины.

Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 4.2.) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг.

Такими головками оборудуются скважины глубиной до 1500...2000 м с давлением до 25 Мпа.

Изготавливают колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятиколонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.

 

4. Обсадные колонны. Конструктивные особенности, размеры и классификация.

Обсадную колонну устанавливают в скважине, если имеются признаки наличия коммерческих количеств углеводородов. Обсадную колонну обычно пропускают сквозь самый нижний продуктивный участок, затем ее Цементируют по стволу.

 
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.

 
Кондуктор

 
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 противовыб-росового устройства (ПВУ), которое монтируется в процессе бурения, чтобы противостоять ударам или скачкам давления в стволе скважины. После заканчивания 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.