Добыча нефти ОАО "Сургутнефтегаз" - Геология, гидрология и геодезия отчет по практике

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Добыча нефти ОАО "Сургутнефтегаз"

Административное положение предприятия НГДУ "Сургутнефть" и его организационная структура. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения нефти. Техника и технология добычи нефти и газа. Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

сургутнефть нефть скважина месторождение
Научно-технический прогресс в нефтяной промышленности - это процесс непрерывного создания и материализации научных знаний, которые, реализуясь в виде потока нововведений, обеспечивают комплексное повышение социальной и экономической эффективности производства за счет решения следующих задач:
· роста эффективности преобразования основных ресурсов (сырьевых, материальных, трудовых, финансовых, энергетических, потребляемых при производстве конечного продукта);
· снижения издержек производства на всех его стадиях (инвестиционной и эксплуатационной);
· расширения ресурсной базы отрасли (компании) путем вовлечения в разработку ранее не извлекаемых и трудноизвлекаемых запасов нефти или повышения степени их извлечения;
· снижения вредных воздействий на окружающую среду и повышения безопасности объектов нефтяной промышленности.
Западная Сибирь является наикрупнейшим регионом России, где сосредоточены основные запасы углеводородного сырья.
B 2009 г. объем добычи нефти по ОАО "Сургутнефтегаз" вырос по сравнению с 2008 г. более чем на 7% и превысил 63,8 млн. т. Следует отметить, что это увеличение оставляет около 40% прироста объема добычи нефти в целом по России.
Если учесть, что в 1996 г. "Сургутнефтегаз" добывал 33,3 млн. т, то очевидно, что за последнее десятилетие компания увеличила объем добываемой нефти почти в 2 раза.
Объемы бурения составили более 3,1 млн. м горных пород, в том числе разведочное бурение выполнено в объеме 155,8 тыс. м. Введены в эксплуатацию 922 новые скважины.
НГДУ "Сургутнефть" является одним из управлений по добыче нефти и газа в ОАО "Сургутнефтегаз", которая осуществляет разработку на Восточно-Сургутском, Западно-Сургутском, Яун-Лорском, Сайгатинском, Восточно-Еловом, Тончинском месторождениях.
В НГДУ "Сургутнефть" добыча производится при низком пластовом давлении и исключительно механически: насосами ШГН и ЭЦН. Для повышения пластового давления, через нагнетательные скважины, в пласт закачивается подготовленная вода.
1.1 Административное положение предприятия и его организационная структура
Нефтепромысловое управление "Сургутнефть", созданное 16 марта 1964 г., стало базовым предприятием для большинства нефтедобывающих предприятий Тюменской области.
С первых дней создания НГДУ "Сургутнефть" стало полигоном для внедрения передовых технологий разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. За годы освоения было построено 4220 эксплуатационных и нагнетательных скважин, в том числе 32 горизонтальных. Добыто более 200 млн. тонн нефти и 9 млрд. кубометров газа.
В настоящее время, НГДУ "Сургутнефть" является одним из крупных структурных подразделений ОАО "Сургутнефтегаз" с численностью более 4000 тыс. человек, с годовой добычей нефти - 8 млн. т. В состав нефтегазодобывающего управления входят: семь цехов по добыче нефти и газа, цеха капитального и подземного ремонта скважин, прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования, цех подготовки и перекачки нефти, цех пароводоснабжения, цех подготовки производства, управление технологического транспорта, управление электросетевого хозяйства, цеха автоматизации и метрологического обеспечения производства и др.
Управление осуществляет разработку и эксплуатацию следующих месторождений:
В настоящее время месторождения управления находятся, в основном, в последней стадии разработки. Большая часть запасов приходится на трудноизвлекаемые, в высокообводненных и слабопроницаемых пластах. Это вызывает необходимость поиска новых решений.
В настоящее время вошли в практику и отработаны множество новых технологий: бурение на различных типах растворов; массовое применение зарезки боковых стволов, в том числе по многоствольной технологии; доразведка и прирост запасов путем углубления скважин на нижележащие горизонты, новые конструкции скважин, методы изоляции, освоения, гидроразрывы в горизонтальных скважинах, увеличение произ одительности с помощью большеобъемных кислотных составов.
Под управлением НГДУ следует понимать организацию руководства коллективом трудящихся с помощью соответствующих органов. Сущность и главная цель управления заключается в организации, координировании и регулировании деятельности людей в коллективах для обеспечения производительного использования трудовых и материальных ресурсов и получении оптимальных технико-экономических результатов.
В организационной структуре НГДУ можно выделить три самостоятельных звена: основное, вспомогательное производство и группа самостоятельных предприятий, подчиненных непосредственно НГДУ.
В состав основного производства НГДУ входят центрально инженерно-технологическая служба (ЦИТС), цех добычи нефти и газа (ЦДНГ), в данном случае их шесть, цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН).
В состав вспомогательного производства входит база производственного обслуживания (БПО) с входящими в нее подразделениями и цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР). В качестве самостоятельных предприятий в составе НГДУ имеются управление технологического транспорта (УТТ).
УТТ оказывает транспортные услуги на основе заблаговременно представленных заявок - перевозку грузов, материалов, различной аппаратуры и т.д.
ЦИТС НГДУ выполняет функцию оперативного управления добычей нефти и газа, она обеспечивает выполнение производственных планов добычи нефти и газа с соблюдением установленной технологии.
ЦДНГ является основным подразделением НГДУ. Главной его задачей является управление процессом добычи нефти и газа. Цех по добычи нефти состоит из аппарата управления и бригад по добыче нефти и попутного газа, возглавляемых мастерами. Эти бригады обеспечивают работу нефтяных скважин, других производственных объектов в строгом соответствии с установленным технологическим режимом и правилами технической эксплуатации. Количество бригад устанавливается руководством в зависимости от объема работ.
· сбор информации по добыче нефти и газа;
В состав НГДУ входят подразделения основного и вспомогательного производства:
Основными производственными звеньями НГДУ являются цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ), главная задача которых - обеспечение выполнения утвержденных планов по добыче нефти и газа, и по поддержанию пластового давления и ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти. ЦИТС - центральная инженерно-техническая служба, которая контролирует выполнение планов ЦДНГ.
К вспомогательному производству относятся:
БПО - база производственного обслуживания осуществляет прокат механического и энергетического оборудования, поддерживает его в работоспособном состоянии и обеспечивает непрерывную работу всех объектов основного производства.
ЦПКРС - цех капитального и подземного ремонта скважин, осуществляющих своевременный и качественный ремонт.
ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования.
ПРЦГНО - прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования.
БПО СА - база производственного обслуживания средств автоматизации производства, обеспечивает непрерывную работу и контроль как основного, так и вспомогательного производства.
ЦНИПР - цех научно-исследовательских и проектных работ, осуществляет исследования о восстановлении режима работы скважины, после проведения на ней ремонтных работ, также осуществляет мероприятия по интенсификации добычи нефти, достижения более полного её извлечения.
ЦТС - цех теплоснабжения, осуществляет подготовку горячей воды и пара, для хозяйственных и производственных нужд.
ЦРТЛА - цех ремонта трубопроводов и ликвидаций аварий.
Работа по совершенствованию организации производства и управления в НГДУ "Сургутнефть" проводится согласно следующих принципов:
специализация подсобно-вспомогательного производства с организацией централизованного обслуживания объектов добычи нефти;
внедрение новой техники и передовых технологий для улучшения контроля и получения полноценных промысловых технологических данных;
ежегодные курсы проверки и повышения квалификации ИТР;
упрощение управленческой структуры НГДУ.
1.2 Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения
Западно-Сургутское месторождение расположено на западном склоне Сургутского свода, объединяет площади Западно-Сургутскую и Широковскую.
Рассматриваемая площадь связана с моноклиналью, погружающейся с северо-запада на юго-восток в направлении Ярсомовского прогиба. На южном погружении моноклинали выделяется зона, осложненная небольшими локальными структурами, к которым приурочено Западно-Сургутское нефтяное месторождение.
На месторождении выявлены залежи нефти: в нижнемеловых отложениях - в пласте БС10, а также в пластах БС21 и БС22, приуроченных к подошвенной части ачимовской толщи, в верхнеюрских - в пласте ЮС1, в среднеюрских - в пласте ЮС2.
Пласт ЮС2 находится в опытно-промышленной эксплуатации с 1987 года. Условно разделяется на два пласта. Нефтеносность приурочена к верхнему пласту, а нижний является водоносным.
В региональном плане поле нефтеносности горизонта ЮС2 занимает значительную часть Сургутского свода. Залежь по типу является литолого-стратиграфической, промышленная нефтеносность устанавливается на участках, где коллектора пласта обладают лучшими фильтрационно-емкостными свойствами.
Исходя из вышеизложенного, по пласту ЮС2 выделены три литотипа.
К первому литотипу отнесены песчаные коллектора руслового и прибрежно-морского генезиса, характеризующиеся умеренной глинистостью и уверенно выделяющиеся на кривой ПС.
Ко второму литотипу отнесены коллектора пойменного происхождения, со слоистой моделью пласта.
К третьему литотипу приурочены осадки озерно-болотного генезиса.
В составе пласта выделяются чередующиеся прослои сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Правильнее было бы назвать пласт песчаной пачкой, состоящей из отдельных песчаных тел. Пласт вскрыт на глубинах 2740-3140 м. ВНК не зафиксирован. Высота залежи составляет 267 м. Общая толщина пласта изменяется от 5.8 до 26.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 до 13.4 м и в среднем составляет 5.9 м.
Нефтегазоносный резервуар, соответствующий пласту, возможно не является единым гидродинамически связанным телом, а представляет собой совокупность отдельных песчаных подрезервуаров, характеризующихся слабой взаимосвязью между собой или вообще лишенных ее.
Пласт Ю1 Восточно-Сургутского месторождения имеет в своем составе три пласта, из которых промышленно нефтяным является верхний.
Коллекторы располагаются на глубинах 2797-2813 м. Залежи нефти приурочены к 11 различно ориентированным локальным поднятиям. Размеры залежей колеблются в пределах 3х2 и 10х3 км. Залежь 1 расположена в районе скв.186р. Залежь 2 расположена в районе скв.159р,164р. Залежь 3 на ходится в районе скв.390. Залежь 4 установлена в районе скв.1006. Разработка залежи 5 в районе скв.48р нерентабельна. Залежь 6 располагается в районе скв.52р, 53р. Вся площадь залежи находится в городской черте. Залежь 8 выявлена в районе скв.130р., 9 и 10 залежи (67р и 56р) в водоохранной зоне.
Общая толщина пласта достигает 11 м, в среднем составляет 8 м. Средние нефтенасыщенные толщины составляют 3 м.
Ачимовская толща стратиграфически приурочена к мегионской свите, в основании которой выделяется глинистая подачимовская пачка толщиной 30 м. Песчаные пласты не выдержаны по простиранию, появление их не контролируется структурным планом. Нефтеносность установлена в подошвенной части в пластах БС21 и БС22. В каждом из пластов установлено по две залежи. Залежи обеих пластов частично перекрываются в плане. Максимальная общая толщина составляет 12.2 м.
Пласт БС10 приурочен к верхней части мегионской свиты и расчленен на три пласта, из которых продуктивным является средний. В пласте выделяются три залежи: основная залежь находится в промышленной разработке, южная располагается в зеленой и пойменной охранных зонах, Северо-Восточная залежь находится в районе скв.190Р. Основная залежь содержит 92,7% балансовых запасов нефти пласта БС10. С запада, юга и юго-востока литологически экранирована. В районе скважин 154, 952, 392 пласт замещен глинистыми породами. По данным ГИС пласт нефтенасыщен до подошвы. По данным каротажа и результатам испытаний ВНК имеет наклонный характер и устанавливается на абсолютной отметке 2258 м на севере (180), на а.о.2268 м на востоке (188), на а.о. 2292 м на юго-востоке (1007), на а.о. 2273 м на юге (34). При эксплуатационном разбуривании основной залежи в центральной части, в районе скважин 396-438, выявлена водонефтяная зона, приуроченная к локальному прогибу. Средняя отметка ВНК принята на а.о. 2284 м. Пласт представлен монолитным песчаником, является достаточно однородным телом, характеризующимся хорошей связностью, облегчающей выработку запасов. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 м (скв.930) до 11.8 м (скв.458). Интервалы наибольших толщин приурочены к восточной части залежи, к западу и юго-западу нефтенасыщенные толщины уменьшаются. На западном и юго-западном крыльях залежи прослеживается обширная зона с небольшими (не более 2 м) толщинами, которая в настоящее время не разбурена. Средняя толщина залежи в разбуренной части составляет 4,7 м, в целом по залежи - 3,7 м.
1.3 Должностная инструкция оператора по добыче нефти и газа
1.1. Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, групповых замерных установок, дожимных станций и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации.
1.2. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов.
1.3. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов.
1.4. Отбор проб для проведения анализа.
1.5. Обслуживание оборудования нагнетательных скважин, работающих под давлением до 10 Мпа (100 кгс/см 2 ) и объемом закачки воды до 3600 м 3 /сутки.
1.6. Дренаж конденсата из влагоотделителей, наблюдение за исправностью устьевого оборудования нагнетательных скважин, влагоотделителей и участие в их ремонте.
1.7. Обслуживание оборудования АГЗУ и БГ.
1.8. Производство работ с устройством GPS
1.9. Соблюдение правил внутреннего трудового распорядка.
1.10. Выполнение работ по приемке и сдаче смены, уборке рабочего места, приспособлений, инструмента, а так же содержанию их в надлежащем состоянии, чистке оборудования, ведению установленной технической документации.
2.1. Конструкцию нефтяных, нагнетательных и газовых скважин; назначение, конструкцию и устройство внутрискважинного оборудования, параметры работы и диагностики.
2.2. Технологию проведения текущего и капитального ремонта скважин.
2.3. Правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов.
2.4. Основные химические свойства применяемых реагентов.
2.5. Характеристику разрабатываемого месторождения и способы его эксплуатации.
2.6. Методы поддержания пластового давления.
2.7. Назначения и правила эксплуатации оборудования технологических трубопроводов.
2.8. Основные требования, предъявляемые к качеству закачиваемой в пласты воды.
2.9. Схему подключения трубопроводов.
2.10. Основные сведения об устройстве и назначении контрольно-измерительных приборов (расходомеров, водомеров, манометров).
2.11. Назначение, устройство, технические характеристики, условия безопасной эксплуатации оборудования, смонтированного в АГЗУ.
2.12. Правила работ с устройством GPS
2.13. Принцип действия индивидуальных средств защиты.
2.14. Правила по охране труда, производственной санитарии и противопожарной безопасности; правила пользования средствами индивидуальной защиты; правила по безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, требования, предъявляемые к качеству выполняемых работ (услуг), к рациональной организации труда на рабочем месте; сортамент и маркировку применяемых материалов, нормы расхода горюче- смазочных (или иных, при наличии) материалов; правила перемещения и складирования грузов; виды брака и способы его предупреждения и устранения; производственную сигнализацию.
3.2. Планировка площадки вокруг устья скважин вручную.
3.3. Планирование территорий вокруг АГЗУ "Спутник", поправка обвалования.
3.4. Участие оператора в пропаривании выкидной линии (перед покраской)
3.5. Покраска устьевого оборудования и выкидной линии, оборудования АГЗУ, БГ, станков - качалок вручную.
3.7. Протирка арматуры от грязи и нефти.
3.8. Снятие показаний манометров, замена манометров
3.9. Устранение пропусков - подтягивание фланцевых соединений на арматуре.
3.10. Участие оператора в очистке территории куста скважин и подъездных путей от снега, планировке с помощью спецтехники, поправка обваловки.
3.11. Внешний осмотр скважины и устьевого оборудования, блоков АГЗУ, БГ и оборудования, смонтированного в них.
3.12. Очистка АГЗУ от замазученности.
3.13. Обход и внешний осмотр технологических внутрипромысловых трубопроводов и их арматуры с применением GPS.
3.14. Ревизия и замена запорной арматуры на сосудах в АГЗУ.
3.15. Проверка состояния коррозии оборудования трубопроводов, установка указателей.
3.16. Замер параметров работы скважин (давление, дебит, уровни).
3.17. Отбор проб жидкости со скважины.
3.18. Подтяжка сальников на задвижки, СУСГ.
3.19. Ежедневный наружный осмотр емкостей сепарационных установленных в АГЗУ
3.20. Выполнение работ предусмотренных тарифно-квалификационными характеристиками рабочих более низкой квалификации.
На Западно-Сургутском месторождении для подъема жидкости из продуктивных пластов используется механизированный насосный способ. Большее предпочтение из насосных способов отдается установкам ЭЦН и ШГН. Освоением скважин называется комплекс работ по вызову притока из пласта жидкости и газа в скважины (для эксплуатационных) и достижение максимальной приемистости ими жидкости, газа или сжатого воздуха (для нагнетательных). На весь период освоения глубоких скважин, особенно разведочных, составляется соответствующий план.
Процесс освоения скважин начинается с приемки законченных бурением скважин и их опрессовки (или испытания снижением уровня) на соответствующее давление.
В комплекс работ по освоению скважин входят следующие операции:
1. Приемка скважины от конторы бурения.
2. Опрессовка (испытание) эксплуатационной колонны.
3. Подготовка скважины к перфорации (установка крестовика, тройника, прострелочной задвижки; присоединение агрегатов; сооружение площадки для перфорации; заполнение ствола скважины глинистым раствором того же удельного веса, который применялся при вскрытии продуктивного пласта; подготовка запасов утяжеленного раствора в количестве 1,5--2,0 объемов скважины).
5. Проведение первого комплекса исследовательских работ (замер пластовых давлений и температур).
6. Спуск лифтовых труб (при фонтанно-компрессорной эксплуатации) и насосных, (при глубиннонасосной).
7. Подготовка наземного оборудования (арматура, станок-качалка, выкид, ЛЭП, рабочий и воздушный манифольды, трапы и т.д.).
8. Замена утяжеленного раствора раствором средней, затем нормальной плотности, потом водой и нефтью.
9. Вызов притока одним из существующих методов (продавкой компрессором, аэрацией, воздушно-жидкостными "подушками", после спуска вставного насоса или плунжера трубного насоса со штангами -- насосом).
10. Пробная эксплуатация скважины со снятием основных параметров продуктивности: пластовое и забойное давления; дебиты нефти, конденсата, газа и воды; состав газа, воды и механических примесей; динамика изменений затрубных, буферных и рабочих давлений.
11. Проведение второго комплекса исследовательских работ.
12. Разработка технологического режима эксплуатации (либо технологического режима работы нагнетательных скважин).
Все методы освоения скважин и вызова притока жидкости и газа из пласта в скважины основаны на двух принципах снижения противодавления на пласт:
· принцип первый: снижение плотности жидкости в стволе скважины;
· принцип второй: снижение уровня (столба жидкости) в скважине.
Наиболее распространены следующие методы освоения скважин:
· промывка скважин - замена жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, более лёгкой;
· продавка сжатым газом (воздухом) - вытеснение жидкости из колонны НКТ сжатым газом, нагнетаемым в затрубное пространство скважины;
· аэрация - насыщение жидкости газом или воздухом, т.е. замена жидкости в стволе скважины на газожидкостную смесь с малой плотностью;
· поршневание - снижение уровня жидкости в скважине путём спуска и подъёма на стальном канате поршня в НКТ. Поршень имеет клапан, открывающийся вверх. При спуске поршня шариковый клапан открыт, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость. При подъёме поршня клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.
Сроки освоения скважин в зависимости от условий различны - от нескольких часов до нескольких месяцев. Когда нефтяной пласт обладает значительными запасами пластовой энергии, фонтанирование может начаться сразу после перфорации. Если пластовой энергии для подъёма жидкости с забоя недостаточно, то используют методы вызова притока для снижения противодавления на пласт.
На месторождениях НГДУ "Сургутнефть" для подъема жидкости из продуктивных пластов используются механизированные способы. Из механизированных способов наиболее широко распространен насосный. Большее предпочтение из насосных способов отдается установкам ЭЦН и ШГН.
Установка ШГНУ состоит из наземного оборудования: станка-качалки с приводом электродвигателя, блока управления, канатной подвески, полированного сальникового штока, тройника и подземного оборудования: колонны НКТ, штангового насоса, штанговой колонны.
Штанговый глубинный насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции. Привод плунжера осуществляется с поверхности через колонну штанг. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передаётся от электродвигателя через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки. При движении плунжера верх под ним создаётся зона разряжения, нижний (высасывающий) клапан под давлением жидкости открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса; верхний (нагнетательный) клапан при этом закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнивший НКТ. При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается, и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером, затем в НКТ.
Таким образом, при каждом ходе плунжера в цилиндр поступает определённое количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины. Подача насосной установки Q определяется площадью поперечного сечения плунжера F, длиной хода S и числом качаний в минуту n, т.е.
где - относительная плотность жидкости, - число минут в сутки.
Станок-качалка состоит из следующих основных узлов: рама со стойкой, балансир с поворотной головкой, редуктор с двумя кривошипами, на которых закрепляются противовесы, траверса с двумя шатунами, подредукторная подставка, двух колодчатый тормоз, шкив клиноременной передачи, поворотные салазки электродвигателя и подвеска устьевого штока.
Станки- качалки комплектуются асинхронным электродвигателем с влагоморозостойкой изоляцией, блоком управления, обеспечивающим индивидуальный самозапуск или программную работу с индивидуальным самозапуском. Изменение длины хода точки подвеса штанг (устьевого штока) достигается изменением радиуса кривошипа. Для этого на кривошипах имеются дополнительные отверстия для крепления шатунов. Переставляя нижние концы шатунов из одних отверстий в другие, получают различный рабочий радиус кривошипа и различную длину хода устьевого штока.
Число качаний балансира станка-качалки соответствует частоте вращения кривошипного вала и изменяется сменой шкива на валу электродвигателя. Для этих целей предусматривается наличие набора стандартных быстросменных шкивов. Для подвески НКТ, направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также для отбора газа из затрубного пространства на устье устанавливается специальное оборудование. Конструкция устьевого оборудования насосных скважин состоит из шайбы, имеющей по центру внутреннюю цилиндрическую резьбу и отверстие для отбора газа, патрубка и муфты. Шайба навинчивается на патрубок, который имеет на концах резьбу под НКТ. На верхний конец патрубка навинчивается муфта, а к нижнему подвешивается НКТ. В собранном виде шайба, патрубок и муфта носят название планшайбы, которая устанавливается на фланец эксплуатационной колонны (колонную головку). В верхнюю муфту труб ввинчивают тройник для отвода нефти. Выше тройника для его герметизации и пропуска сальникового штока устанавливают сальник, набивку которого уплотняют сверху крышкой.
Рисунок 1. Схема штанговой глубинной насосной установки:
1 - эксплуатационная колонна; 2 -- всасывающий клапан; 3 -- цилиндр насоса; 4 -- плунжер; 5 -- нагнетательный клапан; 6 насосно-компрессорные трубы; 7 -- насосные штанги; 8 -- крестовина; 9 -- устьевой патрубок; 10 -- обратный клапан для перепуска газа; 11 -- тройник; 12 -- устьевой сальник; 13 -- устьевой шток; 14 -- канатная подвеска; 15 -- головка балансира; 16 -- балансир; 17 -- стойка; 18 -- балансирный груз; 19 -- шатун; 20 -кривошипный груз; 21 -- кривошип; 22 -- редуктор; 23 -- ведомый шкив; 24 -- клиноременная передача; 25 -- электродвигатель на поворотной салазке; 26 -- ведущий шкив; 27 -- рама; 28 -- блок управления.
Для приведения в действие бесштанговых насосов используют электрические или гидравлические двигатели, располагаемые в скважине в непосредственной близости от них. Широко используются установки, в которых погруженный в пластовую жидкость электродвигатель приводит в действие многоступенчатый центробежный или винтовой насос.
Установка погружного центробежного электронасоса (ЭЦН) (рисунок 2) состоит из погружного насосного агрегата, включающего электродвигатель, протектор и многоступенчатый насос, спущенный в скважину на колонне подъемных труб, закрепленных на устье скважины. Электродвигатель соединен кабелем со станцией управления и автотрансформатором, расположенными на поверхности у устья скважины. Часть неиспользованного кабеля наматывают на барабан, установленный у устья скважины.
Пластовая жидкость, поступающая из пласта в эксплутационную колонну, обтекает двигатель, протектор и через боковой вход поступает в насос, из которого по подъемным трубам поднимается на поверхность и через устьевую арматуру отводится в промысловую сеть.
На выходе насоса устанавливают обратный клапан для предотвращения обратного течения жидкости в подъемных трубах при остановке двигателя и спускной клапан для слива жидкости из труб перед подъемом их из скважины.
Рисунок 2. Схема установки погружного электро-центробежного насоса: 1 - электродвигатель с гидрозащитой, 2 - насос, 3 - кабельная линия, 4 - колонна насосно-компрессорных труб, 5 - пояса, 6-оборудование устья скважины, 7 - станция управления, 8 - трансформатор.
2.3 Мероприятия, осуществляемые на промысле по увеличению МРП
МРП (межремонтный период) - средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.
Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:
где Т - календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366);
Ф - среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;
Кэкспл - коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;
N - число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.
Для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.), за исключением:
· повторных (скважина не проработала с момента запуска 48 часов);
· ремонтов, связанных со спуском оборудования в новые скважины;
· геолого-технических мероприятий, выполняемых на рабочих скважинах, не связанных с выходом из строя подземного оборудования;
· ремонтов по внедрению новой техники;
Для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.
Настоящая методика определения межремонтного периода введена с 1 января 1998 года.
Для увеличения МРП на Восточно-Сургутском месторождении необходимо:
· Проводить мероприятия по депарафинизации скважин.
· Использовать качественные жидкости для глушения: солевые растворы - водные растворы MqCI, CaCI ,MqCI .
· Начать внедрение противополетных устройств, служащих для глушения вибраций УЭЦН.
· Качественное соединение отдельных узлов установки.
· При выборе глубины учитывать интенсивность набора кривизны. Она не должна превышать 3 мин. на 10 метров.
· Проводить анализ причин преждевременных отказов и повторных ремонтов скважин.
· Улучшить качество работ при монтаже и демонтаже УЭЦН.
· Вести замену НКТ согласно графика.
· Производить поузловое испытание отремонтированного оборудования со снятием рабочих характеристик и вносить их в выдаваемый на скважину эксплуатационный паспорт.
· Ежемесячно проводить анализ причин неэффективных ремонтов и аварий.
· Разрабатывать мероприятия по их устранению.
· Контролировать выполнение запланированных мероприятий.
· При обнаружении каких либо отклонений на подземном оборудовании брать пробу на химический анализ и передать ее в технологическую группу ЦИТС.
· Все обнаружения нарушений и недостатки заносить в "акт сдачи скважины из ПРС, КРС" в графу "замечания при монтаже и демонтаже УЭЦН".
С целью предупреждения полетов УЭЦН на забой скважины следует производить замену корпусов сбивных и обратных клапанов, переводников и пяти нижних НКТ-2,5, отработавших год и более к моменту последующего ремонта скважин, на новые.
Исключить допускной патрубок на УЭЦН из подвески.
В скважинах, в которых произошли полеты с УЭЦН в числе мероприятий предусмотреть снятие монограмм по эксплуатационной колонне с помощью гироскопа.
При снижении подачи установки на 20% и более от первоначальной, организовать выяснения причин, дополнительные иссл
Добыча нефти ОАО "Сургутнефтегаз" отчет по практике. Геология, гидрология и геодезия.
Орнитиновый цикл (цикл кребса-хензелейта, цикл мочевины)
Реферат: Клеомен (около 262-219 гг. до н.э.)
Криминологическая Характеристика Краж Диссертация
Как Оформлять Курсовую Работу Гост
Мой Папа Сочинение 2 Класс
Реферат: Основные подходы к анализу и коррекции истероидов
Курсовая работа: Проблемні питання скарг платників податків
Курсовая работа по теме Инвестиционный климат и проблемы его формирования на примере Краснодарского края
Дипломная Работа На Тему Социальное Обслуживание
Реферат по теме Основные психологические теории личности
Реферат: Имитационное моделирование 3
Творческая Работа На Тему Медоварение
Реферат по теме Секретные принципы превосходной памяти
Реферат по теме Вбирна здатність, кислотність і лужність ґрунтів
Проблема смысла жизни
Сочинение Описание На Тему Зимний Сад
Сочинение Песня Про Купца
Курсовая работа по теме Теоретические аспекты современной инфляции
Реферат: «Применение информационных технологий при исследовании современной немецкой литературы»
Курсовая работа: отчет по практике производственной. Скачать бесплатно и без регистрации
Угорська Республіка - География и экономическая география презентация
Бухгалтерский учет готовой продукции - Бухгалтерский учет и аудит отчет по практике
Учет расчетов с учредителями, различными дебиторами и кредиторами предприятия - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа