| |||||
МЕНЮ
| Отчет о практике специальности Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторожденийp> 6.2.10. Ликвидация скважин. Ликвидация скважин – комплекс работ, связанный с выводом скважины из эксплуатации по следующим причинам: а) скважины геологоразведочные, выполнившие свое назначение (первая категория); б) сухие эксплуатационные скважины (вторая категория); в) аварийные скважины с осложнениями при бурении или эксплуатации (третья категория); г)обводнившиеся эксплуатационные скважины (четвертая категория); д) скважины, оказавшиеся в зонах строительства или стихийных бедствий (пятая категория). Ликвидация скважины согласуется с органами надзора и предполагает проведение на скважине следующих работ. Интервал пластов со слабыми нефтяными проявлениями цементируется на
глубину толщины пласта, плюс 20 м ниже подошвы и выше кровли. Над
продуктивным пластом устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м. Если в разрезе скважины не встречаются напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней колонны устанавливают цементный мост высотой не менее 50 м. Устье ликвидированной скважины оборудуют репером, представляющим собой сплюснутую сверху 73 мм трубу, на нижний конец которой насаживается деревянная пробка. Труба опускается в скважину на глубину не менее 2 м и заливается цементом. Над устьем устанавливают бетонную тумбу размером 1*1*1 м, из которой должен выходить репер высотой не менее 0.5 м. При извлеченной колонне репер над шахтной тумбой не устанавливают. 6.3. Механизмы и оборудование для ремонтных работ. Для механизации подготовительных работ используют специальные агрегаты. Агрегат для механизированной установки якорей для оттяжек – АМЯ-6Т смонтирован на трелевочном тракторе ТДТ-75. Агрегат состоит из мачты, ротора, механизма вращения ротора, лебедки, трансмиссии, гидро- и электросистемы. Ротор служит для передачи крутящего момента якорю. Лебедка предназначена для подъема и удержания на мачте рабочей штанги. Перемещение ротора вверх-вниз, подъем мачты и стрелы обеспечивается гидравлическими насосами. Диаметр заглубляемых якорей 350, 500 мм, при грузоподъемности мачты 60 кН и максимальном крутящем моменте ротора 30 кН*м. Передвижной агрегат ремонта скважины (ПАРС) применяется для выполнения земляных работ при подготовке скважины к ремонту: установка оттяжек, рытье траншей, укладка мостков, труб, штанг и т.д. Выполнен на базе трактора и состоит из гидравлического крана, бульдозерного отвала, механизма для резки грунта, лебедки. Стрела грузоподъемностью 5 кН и с вылетом 3,6 м смонтирована на бортовом фрикционе. Механизм для резки грунта готовит траншеи глубиной 1.5…1.7 м и шириной Агрегат для механизированной погрузки, транспортировки и разгрузки штанг (АПШ) предназначен механизировать процесс перевозки штанг, сохранив при этом их качество. Включает в себя тягач, гидравлический кран, полуприцеп. Кран
установлен за кабиной, управление с пульта (есть переносной пульт – до 10
м). Штанги при погрузках пакетируются и поднимаются специальной траверсой. В настоящее время получило преимущественное развитие самоходных ремонтных агрегатов. Основными узлами такого агрегата являются вышка, укрепленная оттяжками, талевый кронблок, кронблок, лебедка, гидравлический домкрат для вышки, винтовой домкрат для снятия усилий с колес, кабина для управления лебедкой. 6.3.1. Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения. Стационарные вышки являются грузоподъемным сооружением скважины и
предназначены для подъема глубинного оборудования и устройств из скважины. Вышки изготавливаются из сортового проката и труб. Наиболее часто применяют вышки высотой 24 и 22 м и грузоподъемностью 750 и 500 кН. Вместо вышек могут применяться стационарные или передвижные мачты, грузоподъемностью 150, 250 кН. Следует иметь ввиду, что стационарные вышки используются лишь 2…3% времени в году. Поэтому в последние годы для подземного ремонта широко используют передвижные агрегаты, оснащенные своими вышками. Вторым, не менее важным компонентом в технологической цепочке оборудования для подземного ремонта, является лебедка, монтируемая на шасси трактора или автомобиля отдельно или совместно с грузоподъемным сооружением. Наиболее широкое распространение на промыслах получили лебедки с приводом от двигателя трактора или автомобиля и тяговым усилием до 10 кН. Для безвышечной эксплуатации скважин применяются самоходные агрегаты 6.3.2. Ловильный инструмент. Конструкции ловильного инструмента весьма многообразны. Однако по принципу захвата их можно подразделить на три основные группы: a) Плашечные ловильные инструменты, работающие на принципе заклинивания предмета снаружи или изнутри ловителя; b) Нарезные ловильные инструменты, работающие на принципе нарезания резьбы на предмете с одновременным наворачиванием на него ловителя; c) Прочие типы. Рассмотрим некоторые конструкции ловильного инструмента. Наружная труболовка предназначена для захвата труб, штанг, или других предметов в скважине за тело или муфту. Представляет собой разрезной гребенчатый захват, помещенный в корпус и укрепленный на трубах. Ловимый предмет накрывается захватом, который при входе вверх увеличивает диаметр отверстия, пропуская предмет в ловитель. При натяжке шлипс идет вниз и его зубья врезаются в тело предмета, заклинивая его в ловителе. Внутренняя труболовка предназначена для спуска внутрь ловимой трубы. Овершот эксплуатационный предназначен для ловли труб или штанг за муфту при помощи плоских пружин укрепленных на внутренней поверхности корпуса. При надвигании на предмет пружины расходятся, пропуская его внутрь ловителя, а затем сходятся. Клапан для ловли штанг применяется для ловли штанг за муфту. Состоит
из корпуса, в котором укреплены раскрывающиеся подпружиненные плашки. Фрезер с внутренними зубьями применяется для фрезирования верхних концов аварийных труб или штанг для того, чтобы затем можно было работать ловителями. Состоит из корпуса, в котором нарезаны продольные зубья. Метчик эксплуатационный предназначен для ловли за внутреннюю поверхность трубы или муфты. Состоит из корпуса, на котором в его усеченной части имеется резьба. Она может быть нарезана на ловимом предмете, а затем заловлена. 7. Сбор и подготовка нефти. 7.1. Групповая замерная установка. Поднятая из скважины на поверхность газожидкостная смесь за счет пластовой энергии или установленных в скважине насосов, доставляется на групповые пункты. Они объединяют до 14 скважин и позволяют осуществлять следующие операции: a) Замерять дебит скважины; b) Определять количество воды в жидкости; c) Отделять газ от жидкости и замерять его объем; d) Передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарное количество добытой жидкости в целом по групповой установке на диспетчерский пункт. В настоящее время на промыслах получили распространение
автоматизированные групповые замерные установки блочного типа (АГЗУ) Технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа
описывается так. Скважинная газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в
распределительную батарею групповой установки, рассчитанную на подключение Переключатель представляет собой два вставленных один в другой цилиндра. Наружный цилиндр соединен со всеми скважинами, работающими на эту групповую. Внутренний цилиндр имеет возможность вращаться автоматически по заданной программе и, вращаясь, он поочередно подставляет имеющееся на его цилиндрической поверхности отверстие к каждому скважинному трубопроводу, подключенному к наружному цилиндру. Таким образом образуется канал, по которому ГЖС из отдельной скважины поступает в сепаратор. Другие скважины в это время работают в общий трубопровод. Из переключателя ГЖС направляется в сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости, после чего жидкость поступает к турбинному расходомеру, газ – к расходомеру газа. Отсепарированный газ и прошедшая замер жидкость сбрасываются в общий трубопровод. Сепаратор групповой установки выполнен в виде двух горизонтальных цилиндров, снабженных гидроциклонами. В гидроциклоне за счет центробежной силы, возникающей при винтообразном движении ГЖС, жидкость, как наиболее тяжелый агент, отбрасывается к стенкам сосуда, газ остается в центральной части. В верхнем цилиндре происходит сепарация, в нижнем накапливается жидкость. Замерная установка снабжена влагомером, который определяет количество воды в нефти, и блоком местной автоматики, управляющим работой и передающим информацию (БМА). Если сборный пункт расположен на значительном удалении от скважин, их энергии может оказаться недостаточно для доставки туда ГЖС. Тогда сооружают промежуточные насосные станции, получившие название дожимных (ДНС). Здесь поступившая от групповых установок ГЖС проходит частичную сепарацию и водоотделение, после чего жидкость поступает к перекачивающим насосам и подается на сборный пункт. Газ по отдельному трубопроводу направляется на газоперерабатывающий завод. 7.2. Установка комплексной подготовки нефти. Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) выполняет следующие функции: a) Отделяет газ от нефти; b) Отделяет воду от нефти; c) Очищает нефть от солей; d) Очищает нефть от механических примесей; e) Производит отбор бензиновых фракций из газа (стабилизация нефти); f) Производит откачку нефти товарно-транспортному управлению (ТТУ); g) Производит откачку газа газодобывающему промыслу; h) Производит откачку бензина газоперерабатывающему заводу; i) Подготавливает воду для закачки в пласт. УКПН выполняют заключительные операции с добываемой нефтью и формируют качественные и количественные показатели работы нефтегазодобывающих промыслов. В зависимости от принципа очистки нефти от воды получили применение термохимические (ТХУ) и электрообезвоживающие (ЭЛОУ). Газожидкостная смесь из групповой установки поступает в сепаратор
первой ступени, где происходит частичное отделение газа от жидкости. Затем 8. НГДУ «Чекмагушнефть» Август 1954 года. Из скважины № 11, пробуренной бригадой бурового
мастера М. Ш. Газизуллина из треста «Башзападнефтеразведка», близ деревни 1956 год. Манчаровская площадь подготовлена к промышленной разработке. Сентябрь 1957 года. Добыты первые тонны промышленной манчаровской нефти. 1960 год. Введены в промышленную разработку Манчаровский, Игметовский, Продолжается планомерное и, вместе с тем, быстрое освоение базового Вторая половина шестидесятых годов характеризуется широким
развертыванием буровых работ на Грем-Ключевском и Иванаевском участках 1968 год. Начало бурения на Саитовской площади. Ввод новых скважин в промышленную экс-плуатацию. Ускоренные темпы разработки новых месторождений позволили нефтяникам достичь максимального уровня добычи нефти – 6282 тыс, тонн в год. 10 лет назад, в 1958 г., этот показатель составлял чуть более 40 тыс. тонн. Таких сжатых сроков освоения не знал ни один нефтедобывающий район страны. 1970 год. Начало разбуривания Андреевского месторождения нефти. 1970-1980 годы. Начался упорный труд нефтедобытчиков по стабилизации уровня добычи нефти в объеме 5,3-4,9 млн т в год, а в следующие 1980-1990 годы – на уровне 4,8-4,1 млн т нефти в год. В эти годы шло интенсивное разбуривание нефтяных месторождений, увеличение объемов закачки пресных и сточных вод и добычи жидкости путем внедрения высокопроизводительных установок ЭЦН. В 1990 году достигнут максимальный годовой объем закачки воды в
продуктивные горизонты – 43,8 млн м3 и максимальный объем добычи жидкости – За 40 лет, прошедших со дня образования НГДУ «Чекмагушнефть» введено в
эксплуатацию 3490 нефтяных скважин из бурения, 803 нагнетательных скважины. В настоящее время удалось стабилизировать добычу нефти на уровне 2 млн т в год. Это стало возможным благодаря проведению большого количества геолого-технических мероприятий, внедрению достижений науки и техники по повышению нефтеотдачи, использованию технико-технологических разработок с целью интенсификации добычи нефти, В 70-х годах на промыслах НГДУ началось внедрение принципа комплексной
автоматизации и обустройства нефтяных предприятий; в 1973 году была сдана
первая комплексно-автоматизированная районная инженерно-технологическая
служба № 2, а к концу 1975 года эта работа была завершена в масштабе всего Вошли в технологические схемы объектов добычи нефти разработки
инженеров НГДУ в области сбора нефти и автоматизации. Среди них: – устьевая арматура скважины; – способы предупреждения отложений неорганических солей в скважинах; – бригадные узлы учета нефти; – установка трубная наклонная для очистки и сброса воды и т. д. Серьезное внимание обращается в НГДУ на экономическую работу, улучшение структуры управления цехов и бригад, внедрение новых форм организации производства и труда. Так, созданные в 70-е годы по результатам деятельности фонды экономического стимулирования – материального поощрения, развития производства, жилищного строительства и социального развития, – позволили освоить за эти годы 1758 млрд рублей капиталовложений. Впервые в отрасли в НГДУ была разработана система обслуживания нефтяных
скважин на промыслах на основе широкого совмещения профессий. Сегодня на
промыслах каждый рабочий владеет несколькими смежными профессиями. Для поддержания эксплуатационных скважин в работоспособном состоянии и
обеспечения надежного функционирования скважинного оборудования в НГДУ
созданы цехи подземного и капитального ремонта. Сегодня подземники в
совершенстве овладели секретами своей профессии. Не случайно один из
основных показателей подземного ремонта – межремонтный период работы
скважин (МРП) – составляет свыше 600 суток. Бригада ПРС мастера 3. И. Бригадами КРС ежегодно производится 550-600 капитальных ремонтов скважин. Выполняются они с учетом экологических требований, при этом обращается внимание на изоляцию попутной воды, восстановление герметичности колонн и цементного кольца за колонной и кондуктором, ликвидацию перетоков. Благодаря слаженной работе бригад КРС, руководимых мастерами Ф. Ф. В коллективе НГДУ «Чекмагушнефть» значительно активизировалась природоохранная деятельность, направленная на предотвращение загрязнения недр, водных, земельных ресурсов и атмосферы. Нефтедобытчики понимают, что в этом деле нет мелочей, поэтому все вопросы решаются при активном участии каждого работника управления. Для контроля качества поверхностных и подземных вод создана сеть
контрольных водопунктов. В 1996 году эта сеть расширена с 30 до 88 точек НГДУ «Чекмагушнефть» – пионер в разработке и внедрении трубных
водоотделителей (ТВО), позволяющих с незначительными расходами сбрасывать
воду непосредственно на объектах нефтедобычи. ТВО не нуждаются в постоянном
обслуживании, вода, сбрасываемая после них, хорошего качества. При этом
экономятся средства для транспортировки этих вод до установок
предварительного сброса (УПС) и обратно, чем ликвидируется потенциальная
опасность аварийного воздействия на окружающую среду сточной воды при ее
транспортировке. В настоящее время в НГДУ эксплуатируются В НГДУ постоянно ведется работа по снижению потребления пресной воды на производственные нужды, особенно на ППД. Удельный вес пресной воды в объем объеме закачки в 1996 году составляет З%. Для снижения выбросов газов в атмосферу введены в эксплуатацию установки по улавливанию легких фракций углеводородов в нефтесборочных парках «Калмаш» (1993 г) и «Манчар» (1996 г). Только в НСП «Калмаш» с начала пуска уловлено более 450 тыс.м3 газа. Проводится большая работа по повышению надежности и герметичности устьев скважин, запорной арматуры нефтепромыслового оборудования, снижению утечек насосов, своевременному ремонту и производству антикоррозиониых покрытий. С 1990 года в НГДУ идет интенсивная замена металлических труб на трубы
антикоррозиониого исполнения (металлопластовые, гибкие
полимернометаллические, футероваииые). В начале 1997 года сдан в
эксплуатацию цех по производству металлопластовых труб производительностью 9. Заключение В ходе ознакомительной практики произошло ознакомление с процессами, оборудованием и принципами его функционирования для бурения нефтяных и газовых месторождений, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения. Также закреплены знания, полученные в курсе "Основы нефтегазовой деятельности" и получен навык работы в производственном коллективе.
|
ИНТЕРЕСНОЕ | |||
|